Screening campo Pungarayacu incompleto

7/21/2019 Screening campo Pungarayacu incompleto

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El panorama de la industria petrolera a nivel mundial nos permite observar lacreciente demanda de hidrocarburos, a la par de una declinación exponencialen la producción de los mismos. Una gran parte de los yacimientos a nivelmundial se encuentran en una etapa madura de explotación; por lo que losprocesos de recuperación mejorada juegan un papel preponderante en la

explotación de hidrocarburos. Con el fin de optimiar la recuperación de crudo se hace el an!lisis de nuevas

estrategias de explotación que permitan aumentar el factor de recobro,

seleccionando el m"todo que mejor se adapte y que sea t"cnicamente posible

aplicar al campo estudiado y que represente la mejor inversión.

#a metodolog$a toma en cuenta diferentes propiedades del fluido tales como la

porosidad, la permeabilidad, la viscosidad, %&', y del yacimiento( espesor,

profundidad, temperatura, la presión y la litolog$a para reducir el riesgo e

incertidumbre asociada a los procesos E)*

Criterios Screening: #os criterios de selección son las herramientas m!s

comunes, r!pidas y f!cil de usar para determinar si un campo se convierte en

un buen candidato para la implementación de un proceso de recuperación

mejorada de petróleo. En la literatura t"cnica especialiada se publicó una serie

de criterios de selección para los diferentes m"todos de recuperación, que han

sido obtenidos a partir de la experiencia adquirida de muchos proyectos en

todo el mundo.

+entido comn y precaución son necesarios, debido a que las gu$as t"cnicas

de screening est!n basadas en datos de laboratorio y pruebas de campo y no

representan gu$as r$gidas para la aplicación de ciertos m"todos a yacimientos

espec$ficos

#a aplicación del screening presentada en este estudio permitió identificar la

tecnolog$a de recuperación mejorada con mayor potencial para ser aplicada al

campo &ungarayacu, tambi"n significó una gu$a para la construcción de todo

el plan de desarrollo del campo.

#a principal formación productora del campo &ungarayacu es -oll$n y sus

propiedades son las siguientes(

PROPIEDADES DE FLUIDOS



iscosidad, cp

/ravedad %&', 0%&'

PROPIEDADES DE RESERVORIO

+aturación de petróleo actual, 12345Espesor, ft

&ermeabilidad, m6

&orosidad, fracción

&rofundidad, pies

7emperatura del yacimiento, 08

&resión, &sia

#itolog$a

6ebido a que la presión y saturaciones de fluidos cambian durante la vida

productiva del campo, es importante evaluar estas propiedades a lascondiciones actuales del campo, para evitar una selección errónea del m"todo

a aplicar al campo de estudio.

Existen criterios de selección en ciertos m"todos de recuperación que se debencumplir obligatoriamente para ser t"cnicamente factible en un determinadocampo. Es el caso de la profundidad en la inyección de vapor, la presiónm$nima de miscibilidad en la inyección de gas, la temperatura en la inyecciónde productos qu$micos, entre otros. Esta metodolog$a tiene en cuenta estoscriterios especiales y de no cumplirse uno de ellos, el m"todo ser$a obtener elpuntaje m!s bajo, aunque las otras propiedades cumple

En muchos casos, los par!metros de detección por s$ solos no proporcionanlas herramientas necesarias para seleccionar la tecnolog$a m!s adecuada paraser implementada en un campo. Es por ello que se recomienda confiar en elestudio de proyectos que a pesar de que no son iguales al campo en estudio,presenta cierta similitud. #as similitudes permiten la evaluación basada en laexistencia de propiedades similares entre dos campos diferentes, para definiruna aplicación potencial de un proceso de recuperación.



Condiciones óptimas de uso para cada tecnolog$a E)* usando E)*gui(



CHOPS

#a producción de petróleo pesado en fr$o con arena 1C-)&+5 es otro m"todo

de producción primaria de aplicabilidad en numerosos yacimientos de petróleo

pesado. En cientos de campos petroleros de Canad!, se produce arena9hasta

un 42: de corte de arena< en volumen9junto con el petróleo 1abajo5. El gas

que se libera del petróleo despresuriado ayuda a desestabiliar y mover los

granos de arena. El movimiento de la arena incrementa la movilidad del fluido y

forma canales, denominados agujeros de gusanos, que crean una ona de alta

permeabilidad creciente alrededor del poo. El peso de la sobrecubierta ayuda

a extrudir la arena y los l$quidos. #a arena y el petróleo se separan por acción

de la gravedad en la su 3 perficie y la arena se elimina en los estratos

permeables. El m"todo requiere sistemas de bombeo multif!sico que pueden

manipular la arena, el petróleo, el agua y el gas, y ha sido aplicado en

yacimientos con viscosidades de petróleo oscilantes entre =2 y 4=,222 c& >2.2=

y 4= &a.s?.42 En Canad!, la producción anual de petróleo pesado por elm"todo C-)&+ fue de @22,222 bblAd >444,B2 m ? en el aDo B22.



La inyección de agua es un m"todo de recuperación mejorada de petróleo

1E)*5 en fr$o, que ha resultado exitoso en algunos campos de petróleo

pesado. &or ejemplo, los campos marinos situados en la plataforma continental

del *eino Unido utilian el m"todo de inyección de agua para producir petróleo

de 42 a 422 c&, desde poos horiontales largos, soportados con cedaos,

hasta un sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga

18&+)5.44 El m"todo est! siendo considerado para los campos cercanos que

contienen fluidos m!s viscosos, pero el factor de recuperación disminuye al

aumentar la viscosidad del petróleo. #os petróleos de alta viscosidad causan

digitación viscosa en los frentes de inyección de agua, lo que se traduce en una

eficiencia de barrido pobre

La extracción de petróleo aitida con !apor "VAPE#5 es un proceso

relativamente nuevo que est! siendo probado en Canad!. Consiste en la

inyección de un solvente miscible, que reduce la viscosidad del petróleo

pesado. El m"todo puede ser aplicado en un poo por ve o en pares de

poos. En el enfoque que utilia un solo poo, se inyecta solvente desde el

extremo de un poo horiontal. En el caso que implica dos poos, se inyecta

solvente en el poo superior de un par de poos horiontales paralelos. #os



gases valiosos son barridos despu"s del proceso mediante la inyección de gas

inerte. El m"todo %&E ha sido estudiado extensivamente en laboratorios y

en operaciones de simulación y est! siendo sometido a pruebas piloto, pero

an no fue desplegado en operaciones de campo de gran escala

Lo $%todo ter$ale, como sus contrapartes en fr$o, poseen ventajas y

limitaciones. #os factores de recuperación son m!s elevados que en el caso de

los m"todos de producción en fr$o9con excepción del m"todo de miner$a9

pero tambi"n lo son los costos asociados con la generación de calor y el

tratamiento del agua. #a estimulación c$clica por vapor de agua 1C++5, tambi"n

conocida como impregnación con vapor o inyección intermitente de vapor, es

un m"todo consistente en un solo poo que se aplica en etapas 1próxima

p!gina, arriba5. &rimero, se inyecta vapor. #uego, durante el per$odo de

impregnación o espera, el petróleo se calienta. &or ltimo, se producen y

separan el petróleo y el agua calentados y el proceso se reitera. El m"todo

permite obtener factores de recupe 3 ración de hasta 2:, posee reg$menes de

producción iniciales altos y funciona bien en yacimientos apilados o

estratificados. El Campo Cold #aFe, situado en %lberta, Canad!, es un ejemplo

de aplicación del m"todo C++.



El desplaamiento por vapor de agua, otro m"todo termal, es un proceso de

poos ml 3 tiples. El vapor es inyectado en los poos inyectores, en una

diversidad de esquemas de espaciamiento y localiación, y el petróleo es

producido desde los poos productores. El desplaamiento por vapor de agua

permite lograr un factor de recuperación de hasta un G2: pero requiere buena

movilidad entre los poos para inyectar el vapor a reg$menes efectivos. #os

desaf$os que plantea este m"todo son el so 3 brecontrol del vapor de baja

densidad por la gravedad, las heterogeneidades de los yacimientos y el

monitoreo del frente de vapor. El Campo 6uri situado en 'ndonesia, el Campo

Hern *iver en California, y el Campo &iFes &eaF en #loydminster, Canad!, son

algunos ejemplos

El m"todo de drenaje gravitacional asistido por !apor "SA&D5 funciona para

los petróleos extrapesados. +e perfora un par de poos horiontales paralelos,situ!ndose un poo unos = a @ m >4I a B pies? por encima del otro 1próxima



p!gina, abajo5. El vapor inyectado en el poo superior calienta el petróleo

pesado, reduciendo su viscosidad. #a gravedad hace que el petróleo

moviliado fluya en sentido descendente, hacia el productor horiontal inferior.

#a comunicación inicial se establece entre el inyector y el productor mediante

inyección de vapor, vapor c$clico o inyección de solvente. El factor de

recuperación estimado para este m"todo oscila entre =2 y @2:.4B Jo obstante,

la estratificación de la formación puede incidir significativamente en la

recuperación +%/6.4 El m"todo +%/6 se utilia en muchos campos de

Canad!, incluyendo los campos Christina #aFe y KacHay *iver

La co$'utión en itio, tambi"n conocida en ingl"s como fireflooding, es un

m"todo de moviliación de los petróleos de alta viscosidad. +e trata de un

proceso de poos mltiples en el que un frente de combustión iniciado en un

poo de inyección de aire se propaga hasta un poo de producción. #a

combustión en sitio quema parte del petróleo y el calor reduce suficientemente

la viscosidad del resto como para posibilitar la producción. El petróleo

quemado, o residuo de la combustión, se deja atr!s. #a combustión mejora el

petróleo crudo mediante el craqueo, o separación, de las mol"culas pequeDas

respecto de las grandes. En la mayor parte de los intentos de aplicación en elcampo, se observó que el proceso era inestable. Jo obstante, en *umania, la



operación de combustión en sitio de gran escala llevada a cabo en el Campo

+uplacu de LarcaMu, funciona desde el aDo 4NIG.4G +e est!n desarrollando

nuevas tecnolog$as para estabiliar el frente de combustión, en el proceso de

combustión en sitio. &or ejemplo, el m"todo de inyección 7oe3to3-eel 17-%'5,

una marca registrada de %rchon 7echnologies #td., utilia una combinación de

inyector vertical y productor horiontal. El m"todo se encuentra actualmente en

la etapa de prueba piloto de campo, en la 8ormación KcKurray, cercana a

ConFlin, %lberta.4=



K"todo +eleccionado

L!sicamente +%/6 consiste en penetrar el subsuelo con dos poos

horiontales y paralelos entre s$, ubicados uno por encima del otro con una

distancia vertical de = m. >8ig. 4?

, inicialmente se inyecta vapor en ambos poos con la finalidad de generar una

transferencia de energ$a a la formación y al petróleo aumentando la

temperatura del crudo en todo el entorno de los poos, cuando se tiene un

precalentamiento del yacimiento, se da paso a la siguiente fase, la inyección de

vapor es detenida solo en el poo inferior, en este punto se crea la llamada

c!mara de vapor, donde ocurre la condensación del vapor en la periferia de la

c!mara. El calor latente liberado por el vapor se transfiere a la formación

principalmente por conducción, es decir la inyección de vapor logra calentar los

fluidos en sitio gracias al contacto directo con el vapor. &or el contrario, los

fluidos desplaados son calentados tanto por conducción como por convección,



por tal motivo el flujo de vapor condensado 1agua caliente5 y petróleo ocurre en

dirección perpendicular a la dirección del flujo de calor por conducción >8ig. B?,

esto tiene como objetivo reducir la viscosidad del crudo y aumentar su

movilidad, lo que atrae como consecuencias positivas una facilidad mayor en la

extracción del crudo.

&or lo tanto el poo inferior tendr! como función producir, mientras que el

superior es el encargado de inyectar vapor. Es importante seDalar que

operacionalmente se debe inyectar vapor a una presión menor que la presión

de fractura del yacimiento, para evitar daDos a la formación que contribuyan a

la disminución de la porosidad o interferir en la transferencia de calor. +e debeaDadir que a medida que se aplica este proceso, el poo productor se cierra

periódicamente para no generar un ciclo de vapor, se trata en la medida de los

posible se no producir el vapor inyectado.

https(AAOOO.slb.comAPAmediaA8ilesAresourcesAoilfieldQrevieOAspanish2IAaut2IAheavyQoil.pdf

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