Aplicación de conformance en profundidad para mejorar la eficiencia de barrido en

waterfloods de la Cuenca del Golfo S. Jorge

Mustoni, J. L., (Pan-American Energy, jlmustoni@pan-energy.com), Norman, C. A., (Tiorco,

cnorman@tiorco.com) Sinopsis

Los procesos de secundaria por inyección de agua aplicados a reservorios de la Cuenca del Golfo San Jorge resultan en una pobre recuperación final. La eficiencia del proceso esta principalmente afectada por efecto de la heterogeneidad de la roca y del contraste de movilidad entre los fluidos desplazante y desplazado. Esta heterogeneidad, que es propia de la naturaleza del ambiente sedimentario de canales “braided or meandering”, resulta en gran variabilidad de la permeabilidad en ambas dimensiones: vertical y areal. Por esta razón, el agua penetra solo por caminos preferenciales de alta permeabilidad, llamadas zonas ladronas, irrumpiendo prematuramente en los pozos productores. Como consecuencia de esto, quedan sectores de la malla, que aun estando en contacto hidráulico, por tener menor permeabilidad no son contactados por el agua de inyección y permanecen con alta saturación residual de petróleo. Hasta fines de los 90, los intentos por mejorar la eficiencia volumétrica de este proceso han fracasado por diferentes motivos: utilización de polímeros convencionales, tratamientos en la cercanía del pozo, gelantes inestables o geles de difícil posicionamiento en el reservorio, etc. Es por esto que al desarrollo de una nueva tecnología denominada Bright Water™ se la considera potencialmente útil para mejorar la eficiencia de barrido. Esta tecnología utiliza partículas submicrónicas de polímero ya reaccionado (“croslinked”) totalmente soluble en agua, que viaja con el agua de inyección, moviéndose libremente a través del medio poroso hasta el lugar del reservorio donde se diseña colocar. En este punto se dispara una reacción gobernada por la temperatura que provoca el aumento de tamaño de esta partícula, bloqueando los poros de la zona ladrona, permitiendo el desarrollo de un gradiente de presión aguas arriba y el consecuente desvío de la inyección por otras zonas previamente no barridas. Desde enero 2006 y hasta Mayo de 2009, Pan American Energy ejecutó seis pilotos de BW y estudia una implementación a mayor escala para el 2010; todos estos ubicados en distintos yacimientos de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Introducción Pan American Energy (PAE) opera tres áreas de contrato en la cuenca del golfo San Jorge, ubicada en las provincias de Chubut y Santa Cruz, Argentina. Estas tres concesiones contractuales (Figura N° 1), totalizan un área operativa de aproximadamente 3500 km2 e involucra la operación de alrededor de 3800 pozos activos, con profundidades promedio de 2200 metros. Además, recientemente (2008), PAE ganó la concesión para explorar un bloque costa afuera (9000 km2) en el que se prevé comenzar el registro sísmico en Agosto de 2009 y la perforación de un pozo exploratorio para 2011.

Figura N° 1 – Mapa de ubicación de la Cuenca del Golfo S. Jorge y Áreas de Contrato.

La producción real promedio para Junio de 2009 resultó en 17800 m3 de petróleo por día y casi 9 millones de m3 de gas por día. Aproximadamente el 50 % de la producción de petróleo provienen de operar 60 proyectos de recuperación secundaria, mediante la inyección de 170 mil m3 de agua por día, a través de 650 pozos inyectores. Es por esto que el control de la eficiencia del proceso de recuperación secundaria adquiere relevancia por la escala de la producción involucrada. Así mismo, el portfolio de la compañía, incluye la investigación y desarrollo de nuevas técnicas para incrementar la recuperación. Geología Regional

La Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) es considerada como de génesis intracratónica, ya que está ubicada entre el Macizo Nordpatagónico en el norte y el Macizo o Nesocratón del Deseado en el sur, zonas que habrían permanecido relativamente estables durante su relleno. Se le asigna un origen por procesos extensionales a partir del Jurásico medio, que es cuando se produce la rotura del continente de Gondwana, apertura del océano Atlántico y la deriva de la placa Sudamericana hacia el oeste. Estos procesos, a su vez, producen una serie de fracturas regionales de dirección Este-Oeste, con planos que se hunden en forma escalonada hacia el centro de la cuenca. Es así que este centro se constituye en la parte más profunda de la cuenca y con el mayor espesor sedimentario, estimado en alrededor de 7000 metros. Durante el cretácico inferior, el hundimiento provoca la entrada del Océano Pacífico originando la acumulación de sedimentos marinos, con mayor relevancia en la zona oriental. Posteriormente se produce el levantamiento de la región occidental, el retroceso del Océano Pacífico, dejando un gran lago, que recibe sedimentos de origen continental hasta la base el terciario. La cuenca tiene una forma irregular, con una mayor elongación en el sentido Este-Oeste, con un desarrollo del 65 % en la parte continental y el resto sobre la plataforma continental. Su límite Norte excede el curso medio del Río Chubut, hacia el Sur se extiende hasta sobrepasar al Río Deseado, hacia el Este llega hasta el Alto del Basamento Oriental, aguas afuera del engolfamiento y hacia el Oeste llega hasta la Cordillera de Los Andes. Se estima que abarca una superficie de 200.000 km2, de los cuales sólo 35 % tienen interés petrolero. La Figura N° 2 es el esquema que representa la columna estratigráfica de la cuenca, con la correlación cronológica y el correspondiente sistema petrolero.

Figura N° 2 – Esquema estratigráfico de la Cuenca del G. S. Jorge

Respecto de la estratigrafía, la columna sedimentaria se compone por un basamento Paleozoico, constituido por rocas metamórficas y, en parte, intruídas por granitos. Durante el Jurásico Superior y el Cretácico Inferior aparece el ciclo deposicional continuo de sedimentos lacustres, fluviales, con intercalaciones de niveles de cenizas volcánicas, atribuido al Grupo Las Heras, asociado a una etapa de “rift” tardío. El sedimento característico es pelítico de origen lacustre, con abundante materia orgánica e identificado como roca generadora. A continuación sobreviene un nuevo período de expansión y subsidencia de la cuenca, con abundante actividad efusiva en el Oeste, conformado por tobas y pelitas oscuras, depositadas en un ambiente continental, lacustre y fluvial, dando comienzo al Grupo Chubut (Formación Mina del Carmen y sus equivalentes: Fm. Castillo, Meseta Espinosa, Bajo Barreal y Laguna Palacios). Esta Formación junto con las denominadas Comodoro Rivadavia y El Trébol, ambas continentales, donde predomina el ambiente fluvial y deltaico, abarcan todo el cretácico y constituyen el sistema petrolero de mayor interés productivo. Finalmente son cubiertas en no concordancia por sedimentitas, alternativamente de origen marino y continental. El porque de la complejidad de los reservorios de la CGSJ

Como se mencionó anteriormente, en general los reservorios productivos corresponden, en edad al cretácico medio y superior, depositados en un ambiente de sistemas aluviales y fluviales, donde pueden observarse paleovalles en algunas entidades geológicas (Fm. Río Chico y MDC), constituidos por cuerpos de areniscas, con espesores individuales muy variables, pero que en general oscilan entre 2 y 10 metros. Su porosidad también es variable y decreciente con la profundidad, desde 27% los más someros hasta 17 % los más profundos, siendo primaria para los niveles superiores y también una importante componente secundaria para los inferiores. También la variabilidad de la permeabilidad es importante en rango y en forma aleatoria. En general fluctúa alrededor de los 100 mD; sin embargo, existen zonas que son comúnmente denominadas como ladronas, con gran contraste en las propiedades de flujo, con permeabilidades entre 500 y 1000 mD. El petróleo a pesar de haber sido generado mayormente por una o dos rocas generadoras (Fm D-129 y Matasiete), tienen densidades variables entre livianos y pesados (entre 15 - 35º API); siendo los medianos a pesados los más comunes. En general, las densidades y las alteraciones van disminuyendo hacia el centro de la cuenca y hacia las profundidades. Así, los acumulados en la Fm. MDC son más livianos que los de la Fm. CR. La mayoría son de base parafínica, nafténica y parafínica-asfáltica, con distintos grados de biodegradación, quizás debido a las frecuentes remigraciones. Las trampas son en su mayoría combinadas, ya que en general coexisten componentes: sedimentarias y estructurales (fallas, intrusiones y pliegues). Las principales estructuras son del tipo extensional en el este, con bloques descendentes a lo largo de fallas regionales lístricas, generalmente de alto ángulo y asociadas con otras menores contraregionales (antitéticas y rollover), o bien conformando fosas y pilares tectónicos (grabens y horts). En la zona occidental se desarrolla la denominada Faja Plegada de San Bernardo con una orientación NNO-SSE y se revierte el estilo extensional durante el Terciario, dando como resultado pliegues y fallas inversas. La Figura N° 3 muestra un corte sísmico SW-NE del yacimiento Valle Hermoso del Área de Contrato de Cerro Dragón. Se destacan los planos de falla y los pases interpretados, correspondientes a las formaciones C. Rivadavia y M del Carmen (CR: rojo y MDC: verde).

Figura N° 3: SW-NE corte sísmico con interpretación de fallas y pases de las Fms. productivas de la CGSJB. Como se mencionó anteriormente, los reservorios están constituidos principalmente por areniscas depositadas en un ambiente fluvial, de canales del tipo “braided” o “meandering”. Cada uno de estos cuerpos son, en si mismos, unidades hidráulicas diferenciadas y que, además, varían aleatoriamente en presión, propiedades del fluido y tipo de roca. Estos reservorios están distribuidos a lo largo de la columna sedimentaria, que dependiendo del lugar de la cuenca en que se ubique el pozo, puede abarcar longitudinalmente entre 400 y 3500 metros. Estos canales son relativamente pequeños, con un rango entre 200 y 700 metros de ancho y 3 a 10 metros de espesor. Es así, que en algunos casos, llegan a totalizar 30 reservorios productivos de petróleo, intercalados con otras tantas capas permeables con agua, o no productivas y arcilla. Por otro lado, estos cuerpos no se encuentran alineados verticalmente, por lo que un pozo determinado puede atravesar distintos canales en distintas partes, esto es, uno en el centro, o eje del canal y otro en el borde. Es por esto que el patron o configuración geométrica de ubicación de pozos de desarrollo es totalmente irregular, intentando maximizar el contacto de los cuerpos de canal. En consecuencia, para un mismo inyector, el modelo de flujo entre este y los productores, es distinto, dependiendo no sólo de la anisotropía de las propiedades de la roca y el fluido del reservorio, sino también, por la posición relativa en el canal de dichos pozos. La Figura N° 4 es un esquema simplificado que intenta mostrar el desarrollo de cinco capas en seis pozos vecinos, uno de ellos convertido a inyector de agua en el proyecto de secundaria. Se trata de representar la variación en cuanto a ubicación relativa y grado de desarrollo para cada una de estas capas; dos de ellas (capas C1 y C3), no seleccionadas para inundar. También se incluye el diferente modelo de flujo que se establece desde el mismo inyector, hacia los productores. Este esquema se repite varias veces a lo largo de la columna productiva que, como se mencionó, puede extenderse a lo largo de 1500 metros.

0.5

A

B

Glauconítico

Top Cro. Rivadavia Fm

Top Mina del Carmen Fm

Top D-129 Fm

Figura N° 4 – Esquema representativo del sistema de inyección de agua en Los reservorios de la Fm. MDC se componen de una amplia variedad de rocas desde areniscas a conglomerados lítico-feldespáticos de carácter tobáceo, depositados en una planicie aluvial de escaso relieve, con fuerte control de actividad volcánica (González et al., 2002). La fracción clástica incluye tobas vítreas a vitrocristalinas, líticos volcánicos y feldespáticos. La matriz es de tipo arcillo-tobácea, con arcillas de origen autigénica; además abunda el crecimiento secundario en cuarzo y feldespatos. La calidad de los reservorios varía de buena a mala dependiendo de la granulometría y contenido de matriz. Los reservorios de la Fm. CR presentan areniscas lítico-feldespáticas a lítico-cuarzosas de granos mediano a grueso hasta conglomerádico, depositados en lóbulos y canales fluviales (González et al., 2002; Salomone et al., 2002). La fracción lítica dominante es de carácter tobáceo y en menor proporción plutónico y metamórfico. La matriz es comúnmente arcillosa, y el contenido piroclástico es menor que en la Fm. MDC. La mineralogía de arcillas es también compleja, compuesta fundamentalmente por esmectita inter estratificados l-S (illita-esmectita), e illita, habiéndose identificado en cantidades menores, clorita, caolinita, e interestratificados C-S (clorita-esmectita). El origen de estas arcillas se debe tanto a la naturaleza diagenética como detrítica. También existe evidencia de actividad volcánica dando origen a sedimentación piroclástica, rica en contenido de vidrio volcánico, precursor de la mineralogía de arcillas encontrada. El contenido tobáceo, la matriz arcillosa, la mineralogía compleja descripta, el amplio rango con variación aleatoria en cuanto a viscosidad de los petróleos y escasa salinidad del agua de formación, son factores que conspiran contra la determinación del contenido (saturaciones) y otras propiedades petrofísicas a través de análisis de perfiles. Por otro lado, la gran cantidad de reservorios individuales por pozo y por bloque geológico, imponen un límite económico-práctico para la obtención de testigos corona y toma de muestras de fluido. En forma simplificada, el fluido se podría caracterizar como subsaturado en condiciones originales, con presión equivalente alrededor del 85 % de la columna hidrostática del agua. El mecanismo primario de producción es fundamentalmente por expansión del fluido y la roca del reservorio, mientras que el empuje natural por agua es menos frecuente. Como se mencionó previamente las propiedades varían en un gran rango y en forma aleatoria. Sin embargo, la siguiente tabla caracteriza el rango típico de algunas propiedades:

Gravedad ° API 19 - 23 Análisis SARA % 50, 23,19, 9 Visc. en condiciones de reservorio Cp 10-150 Condiciones iniciales Levemente subsaturado Presión ini prom zona a 2000 m psi 2500 Temperatura prom zona a 2000 m °F 220 GOR prom a mitad ciclo dep prim SCF/bbl 100-300 Mojabilidad intermedia

Salinidad (Cl-) y dureza (cat. Divalentes) ppm 2000 - 20000 <500 - 4000

C2

C5

C4

Productor

Productor Productor

Productor

Productor

Inyector CCCCCCCCaaaaaaaappppppppaaaaaaaa CCCCCCCC11111111 nnnnnnnnoooooooo

iiiiiiiinnnnnnnnuuuuuuuunnnnnnnnddddddddaaaaaaaaddddddddaaaaaaaa ppppppppoooooooorrrrrrrr eeeeeeeessssssssttttttttaaaaaaaarrrrrrrr

bbbbbbbbaaaaaaaajjjjjjjjoooooooo eeeeeeeellllllll WWWWWWWWOOOOOOOOCCCCCCCC

CCCCCCCCaaaaaaaappppppppaaaaaaaa CCCCCCCC33333333 nnnnnnnnoooooooo

ddddddddeeeeeeeessssssssaaaaaaaarrrrrrrrrrrrrrrroooooooollllllll llllllllaaaaaaaaddddddddaaaaaaaa eeeeeeeennnnnnnn

iiiiiiiinnnnnnnnyyyyyyyyeeeeeeeeccccccccttttttttoooooooorrrrrrrr

La energía del reservorio es muy limitada, teniendo en cuenta la escasa presión y gas disuelto, así como la casi ausencia de empuje natural de acuíferos. Por este motivo, los pozos son producidos por bombeo mecánico, electro centrífugo o por cavidad progresiva. Por un criterio económico, todas las capas detectadas con petróleo son producidas simultáneamente en forma conjunta a través de la misma cañería (tubing). Esta forma de completación, si bien maximiza la producción, provoca la pérdida de información, al no poder asignar la producción por zona. Esto se debe a que al no haber surgencia natural en los pozos productores, la única alternativa sería la de medir el aporte productivo en el espacio anular. Sin embargo, el escaso espacio anular entre tubing y casing, impide la utilización de alguna sonda para identificar la distribución de producción por capa. La utilización de sensores térmicos o fibra óptica fue descartada por criterio económico. La optimización de la producción, con estas configuraciones multicapas, es un desafío. La extensa columna, a veces con más de 1000 metros entre la primera y última capa abierta, atenta contra la eficiencia del sistema productivo. Esto es porque limita la posibilidad de minimizar la presión de fondo o maximizar el “drawdown” y la consecuente productividad. Es por esto que la optimización de producción se basa en disponer la entrada de la bomba a la máxima profundidad que permita el esquema del pozo y mantener el nivel de fluido, en el anular, lo más bajo posible (el objetivo es no más de 100 metros por arriba de la entrada de la bomba). Es evidente que la falta de información mencionada, impide la aplicación de balance de materiales y/o simulación numérica. Por esta razón, los cálculos de recuperación, están basados en análisis de declinacion y analogía estadística. Para waterflooding se ha difundido la utilización de un simulador analítico de mallas (Sahara), el que mediante resolución volumétrica de ecuaciones de flujo (curva de rec. característica, Buckley Leverett, CGM, etc.) permite ajustar historia y pronosticar recuperación. Sin embargo, históricamente se ha utilizado el análisis estadístico, con modelos de recuperación basados en analogías, que resultan en curvas características de producción. Dada la gran cantidad y calidad de historia de producción secundaria, con cientos de pozos perforados, muchos de ellos con más de 30 años de historia, asegura la confiabilidad del modelo propio desarrollado. Como se mencionó anteriormente, el desconocimiento de saturaciones impuesta por la ineficacia de las herramientas de perfilaje en resolver la complejidad de la litología de la CGSJ, sumado a la escasez de datos de testigos corona, impide estimar la recuperación en términos del petróleo in-situ. Es por esto que, la recuperación expresada como parte del petróleo original in-situ (POIS), tiene sólo validez relativa, es decir, comparativa para distintos mecanismos: primaria, secundaria y terciaria. Comúnmente la recuperación se expresa como fracción del volumen poral. De acuerdo a nuestro mejor criterio y basado en algunos pocos registros y análisis estadístico, el contenido típico de petróleo puede caracterizarse de la siguiente manera:

Saturación inicial de agua, % del VP 45 - 50 Saturación inicial de gas, % del VP 2 - 5 Saturación residual después de WF, % del VP 22-27 Recuperación primaria, % POIS 12 – 20 Recuperación secundaria, % POIS 10 - 15 Incremento esperado mejorando la eficiencia volumétrica de barrido con aplicación de conformance, % POIS

2 - 6

Estos valores indican que la recuperación estimada por ambos mecanismos, primaria y secundaria, en términos del petróleo móvil, descontado el agua, gas y petróleo residual, es de alrededor del 57 %. En consecuencia, el 43 % restante permanece disponible y es el objetivo de cualquier método para mejorar la recuperación, aun sin disminuir la saturación residual. Sin embargo, como se ha expresado anteriormente, cualquier metodología que involucre estimación de contenido de petróleo in situ, referido a cualquier tiempo de la vida de explotación del reservorio, se ve seriamente afectada por la confiabilidad de los registros de saturaciones y el volumen poral involucrado en ambos mecanismos: depletación primaria y contactado por secundaria.

Uno de los mayores aciertos en el manejo de los reservorios con recuperación secundaria en la CGSJ, ha sido el control individual de inyección por zona. Es así que en las últimas cuatro décadas de evolución de las operaciones de inyección, el mayor de los esfuerzos ha sido puesto en el desarrollo de instalaciones de fondo en pozos inyectores, con capacidad de controlar el caudal de inyección en la mayor cantidad de capas posible. Actualmente hay instalaciones de fondo de pozo, con configuraciones complejas de packers y mandriles, que permiten inyectar hasta 20 capas (E. Massaglia y otros, SPE # 99997, 2006). Esto permitió aumentar el volumen poral contactado o barrido por el agua, mejorando eficiencia en la distribución de la inyección, y por ende, la recuperación por malla. Es conveniente remarcar que esta mejora en la eficiencia volumétrica, lograda mecánicamente mediante la instalación de packers y mandriles mencionada, esta solo aplicada a escala de pozo, pero no resuelve el problema de la eficiencia de barrido volumétrica intra-layer, debida a la génesis del depósito. Estos se caracterizan por pertenecer a un ambiente continental, abarcando sistemas colectores de tipo entrelazado pasando por lagos someros, temporarios, barreales hacia sistemas fluviales efímeros y ríos de alta sinuosidad (Acosta y Estrada, 2003). Con forma canalizada (canales activos, lobulares, amalgamados, por derrame, etc.), tienen en general, gran contraste de las propiedades de la roca, aun dentro del mismo cuerpo. Así, una anisotropía típica esta caracterizada por un contraste en la permeabilidad de 5 a 1, entre el centro y el borde del canal. Esto hace que el agua inyectada fluya preferentemente por el centro del canal, convirtiéndose en una “zona ladrona”, e irrumpe prematuramente en los pozos productores. Este flujo preferencial deja una zona sin barrer, con alta saturación de petróleo. En consecuencia, una respuesta característica de un productor afectado a la inyección de agua es raramente la formación de un banco de petróleo, sino más bien, el aumento simultáneo de ambas fases y un rápido incremento de la relación agua-petróleo alcanzando valores cercano a 10 m3/m3. La Figura N° 5 es una representación gráfica de la producción de uno de los proyectos de secundaria, operados por PAE, en la CGSJ. En este proyecto se inyectan 2500 m3 apd a través de 9 pozos inyectores, con desplazamiento hacia 16 productores. Como puede observarse, luego del comienzo de la inyección, en diciembre de 2001, se produce un aumento simultáneo del petróleo y del agua. Además, se identifica el incremento de la relación agua-petróleo desde menos de 3 m3/m3, antes del comienzo de la inyección, hasta alcanzar un valor de alrededor de 10 en un período de tres años.

1

10

100

1000

10000

12/98 12/99 12/00 12/01 12/02 12/03 12/04 12/05 12/06 12/07 12/08

qoP[m³/DC] qlP[m³/DC] qw iP[m³/DC] WORP[m³/m³] WF start up

Figura N° 5 – Curva de producción típica de un proyecto de recuperación secundaria en la CGSJ. El tiempo de respuesta en los pozos productores de una malla afectada a recuperación secundaria tiene alta variabilidad. Típicamente se detecta el primer incremento de producción en un amplio rango de cómo entre 2 y 7 meses después de comenzada la inyección. También el pico de producción es altamente variable, y hasta puede ser del mismo orden del que resultó el caudal inicial de la terminación. Esta variabilidad, depende de la posición relativa del pozo con respecto al centro del canal. Si bien no todos los cuerpos de canales están alineados verticalmente, hay una tendencia dominada por pendientes regionales, de manera que si un par de pozos, uno inyector y el otro productor, están alineados coincidentemente con el centro del canal, para varias capas, existe alta probabilidad de que el tiempo tránsito entre pozos sea corto, a veces en el orden del mes (30 días). Esto ocasionará el establecimiento de un flujo preferencial, cuasi lineal, produciendo una rápida irrupción de agua y pérdida de eficiencia volumétrica.

Entonces, a fin de mejorar la eficiencia volumétrica en este tipo de reservorio, se debe bloquear el flujo preferencial establecido en la zona ladrona, y construir así un nuevo gradiente de presión, aguas arriba de este bloqueo. Esto idealmente desarrollará un nuevo modelo de barrido hacia zonas previamente no contactadas por el agua de inyección. Este fue el concepto básico que originó el desarrollo de la partícula submicrónica, reactiva en profundidad, pensando en obturar el canal de manera apropiada. Esto es: en el lugar, con el volumen/tamaño y la resistencia apropiados. Mas adelante se detallarán aspectos del diseño de esta tecnología, pero por lo mencionado anteriormente, es obvio suponer que el éxito de la aplicación de esta tecnología, dependen entonces, de la buena caracterización de la zona “ladrona”, ya que la partícula está diseñada teniendo en cuenta parámetros como la permeabilidad, el perfil de temperatura, el volumen poral, el tamaño de las gargantas porales, tiempo de tránsito, etc. Desarrollo de la tecnología El desarrollo inicial de esta partícula reactiva data de 1997, mediante la constitución de un consorcio de investigación denominado MoBPTeCh, constituido por Mobil, BP, Texaco y Chevron originalmente y más tarde Nalco como fabricante asociado. Hoy el consorcio está conformado por BP, Nalco y Chevron. El desarrollo comenzó con trabajos de simulación emulando el proceso de bloqueo de zonas del reservorio, caracterizadas como “ladronas”, en contacto con zonas de menor permeabilidad, con alta saturación de petróleo por recuperar. Esta evaluación permitió concluir que para maximizar el beneficio era necesario bloquear la zona ladrona, tan cerca del productor como fuese posible, de manera de maximizar el volumen aguas arriba expuesto al aumento del gradiente de presión (Ringrose et al, 1993, Frampton, 2004 - 5). También se seleccionó como disparador de la reacción química de la partícula, al cambio de la temperatura asociado al frente de desplazamiento; esto es, a la diferencia entre la temperatura del agua inyectada y la del reservorio. A continuación siguió el trabajo de laboratorio para el diseño molecular. Es así que se logra el desarrollo de una partícula submicrónica, térmicamente reactiva y que produciendo aumento de tamaño e interacción molecular, causa un aumento de viscosidad de la mezcla (Frampton et al, 2004). Numerosos ensayos de botella y en tubo delgado demostraron su habilidad para:

• Viajar por el mismo camino que el agua de inyección, • Permanecer inerte hasta la reacción, no ocasionando pérdida de inyectividad u otro daño, • Propagarse en la roca sin ser afectado por mecanismos de adsorción o retención • No ser dañado por efecto de corte y relativamente resistente a condiciones adversas (pH, salinidad,

contaminantes como óxidos de hierro, etc.), • Desarrollar un bloqueo suficientemente fuerte para resistir el aumento del gradiente de presión

generado, • Reaccionar selectivamente a la temperatura o tiempo de diseño, • Concentrarse y bloquear selectivamente la zona ladrona.

Finalmente, en cuanto a la etapa de la aplicación, a partir del año 2001 se han tratado gran variedad de reservorios; algunos con características de piloto y también otros a escala comercial (Frampton et al, 2009). Específicamente, en yacimientos que son propiedad total o parcial de BP, a Julio 2009, se trataron un total de 26 pozos, con un factor de éxito de alrededor del 80 %. Dentro de éstos, a partir de 2006, PAE llevó a cabo seis tratamientos en sus operaciones de Piedra Clavada y Koluel Kaike en la CGSJ, que serán objeto de revisión en próximas secciones. Criterios de selección de candidatos a tratar:

Teniendo en cuenta la complejidad detallada ampliamente en sección anterior, los principales criterios aplicados para seleccionar los candidatos a ser tratados con Bright Water™, se pueden puntualizar de la siguiente manera:

1. Rápido incremento de la relación agua-petróleo y diferencia en el tiempo de tránsito inyector-productor entre los pozos de una misma malla.

2. Baja recuperación secundaria, especialmente relacionada con la primaria para el mismo PV, como indicador de disponibilidad de atractiva cantidad de petróleo residual.

3. Disponibilidad de modelo geológico que caracterice el tipo de depósito y asegure continuidad dentro de la malla: sin fallas tectónicas u alguna otra barrera estratigráfica.

4. Anisotropía en las propiedades de la roca, identificada, especialmente: a. Heterogeneidad vertical (Lorenz coeff. > 0.7), b. Alto contraste areal de la permeabilidad entre el centro y los bordes del canal (se registró

relación 5 a 1 mediante ensayo de presión), c. Igualmente para el espesor permeable y la porosidad.

5. Buena historia de producción secundaria: a. Suficiente tiempo para establecer performance histórica y pronóstico, b. Estimar inyección e inyectividad por capa, c. Si fuera posible, identificar tiempo de respuesta por capa.

6. Reducida cantidad de capas a tratar de manera de simplificar el diseño y maximizar la recuperación incremental de petróleo.

7. Buen estado mecánico de las instalaciones de fondo de los pozos involucrados: inyectores y productores.

8. Disponibilidad de instalaciones de superficie necesarias: a. Flexibilidad de la capacidad de bombeo en planta inyección, b. Planta de tratamiento que asegure monitoreo y control de la calidad del agua de inyección, c. Capacidad de monitoreo de la producción.

Muchos de estos criterios son difíciles de compatibilizar, especialmente en áreas de explotación maduras, con: escasa información, pozos afectados en su integridad y limitada disponibilidad de recursos operativos. Sin embargo, aun con estas limitaciones, la tecnología demostró ser exitosa. Mallas seleccionadas para la aplicación:

Aplicando estos criterios, con el objetivo de mejorar la eficiencia volumétrica del actual sistema de recuperación secundaria, entre los años 2006 y 2008, PAE aplicó el tratamiento en los seis inyectores que son objeto de este documento. El primer piloto se ejecutó en Septiembre de 2006, en el Área de concesión de Koluel Kaike, pozo inyector EV-142. El diseño del tratamiento y la operación de inyección fueron detallados en el paper SPE 107923 de 2007 (Paez Yañez, Mustoni et al, 2007). Las Figuras N° 6 y 7 resumen los principales parámetros de diseño de estos pilotos. La primera detalla datos característicos de las mallas, en tanto que la segunda especifica parámetros de diseño.

Inyector Productores

afectados

Cant

zonas

tratadas

Caracterización de la malla

Anisotropía Condiciones de inyec. del waterflood

Valor

promedio

asumido

Espesor neto,

m

Caudal

inyec., m3apd

Presión de

inyec., kg/cm2

(psig)

Relación

VP zonas

tratadas/

total de

la malla

(%)

Sup.,

acre

PV,

Mm3 Tipo Poros.

Perm,

mD Thieff Resto max normal

Boca

de

pozo

Bottom

Hole

1 4 1 43 255 Semiperipheral

/ irregular 22 70 12 2 260 150

92 (1310)

217 (3085)

40

2 4 2 25 352 incomplete

inverted seven spot

20 80 20 12 400 340 89

(1266) 210

(2990) 65

3 6 3 45 456 incomplete

inverted seven spot

23 65 20 10 600 240 98

(1394) 263

(3740) 70

4 4 2 35 250 inverted five

spot 23 90 14 4 240 130

96 (1365)

248 (3533)

71

5 6 2 27 368 irregular to inverted six

spot 20 85 19 4 300 170

89 (1266)

200 (2850)

63

6 6 2 50 378 irregular to inverted six

spot 26 100 16 8 350 230

96 (1365)

257 (2660)

65

Figura N° 6 – Características de cada malla para diseño del tratamiento.

Profundidad prom. zona tratada, mTVD 1427 Arenisca depositada como cuerpo de canal

Producción pre-tratamiento: m3ppd (% agua) 77 (97.8) composite prod de 30 pozos afectados (WOR = 45)

Porosidad promedio, % 22,5 Fuente: testigos y perfiles.

Contraste de poros entre zonas del canal 10 - 20 %

Perm. zona ladrona (centro canal), mD 300 - 600 Estimado a partir de ensayos con trazador y presión.

Perm. zona remanente (borde canal), mD 60-100

Contraste de espesores 2,5 : 1 Entre la zona ladrona (avg = 17 m) y el resto de la malla (7 m)

Salinidad agua de inyección, ppm 12000-20000 Como cloruro de sodio

Volumen poral de la zona ladrona 35 - 40 % Del volumen poral total de la malla

pH del agua de inyección 7,2 - 7,6

Temp. de inyección estimada 45 - 50 Centigrade deg.

Temp. original de reservorio 70 - 75 Centigrade deg.

Ubicación del gradiente de temperatura necesario

desconocido simulación pronostica cercano al productor dada la madurez del sistema de inyección

Figura N° 7 – Parámetros característicos promedio para diseño del tratamiento con BW. En todos los casos se trata de mallas que reúnen la mayoría de los criterios puntualizados anteriormente. Principalmente se priorizó mallas donde se identificó un rápido incremento del WOR durante la respuesta a la inyección de agua secundaria, con tiempos de respuesta entre productor e inyector entre 40 y 150 días, con bajo factor de recuperación (actual prim.+sec. ≤ 20 % STOOIP). También donde el modelo estático indicara características contrastantes entre la zona establecida con flujo preferencial, también llamada ladrona, y el resto de la malla. Ambas figuras también detallan los principales contrastes en cuanto a permeabilidad, porosidad y espesor neto permeable. Diseño del tratamiento El diseño del tratamiento se basó fundamentalmente en las características de la zona ladrona y aplicación de analogías derivadas de los resultados de trabajos de simulación y laboratorio realizados con motivo del diseño de las aplicaciones en el yacimiento BP Milne Point en North Slope de Alaska (Danielle Ohms et al, 2009). Para los pilotos de K. Kaike y P. Clavada se confirmó el grado EC9378A de Bright en base a los resultados de los ensayos de botella, utilizando agua de inyección y temperatura de reservorio de estos yacimientos. Así, se estimó que el tiempo de reacción es de alrededor de 40 días a la temperatura de reservorio (75 ˚C). También se confirmó que aun el pH levemente superior a 7 no afectó la propiedad de la reacción.

Figura N° 8 – Desarrollo de viscosidad de los ensayos de botella indicando el aumento de tamaño molecular, para las características del agua de KK Aún cuando mediante el análisis de la correlación de las curvas de inyección-producción para cada pozo, puede estimarse que no hay tiempos de tránsito menores a 30 días, se decidió hacer ensayos con trazadores. Estos ensayos no solamente tienen el propósito mencionado previamente, sino que al conocer el tiempo de tránsito entre inyector y productor, se puede inferir el posicionamiento del bloqueo, para el grado de BW utilizado y también estimar la permeabilidad de la zona ladrona. Este parámetro es de suma necesidad para determinar la concentración activa de BW a utilizar. La realización de ensayos de presión “fall off” (PFOT) fue descartada después de varios intentos infructuosos. La imposibilidad de interpretación se atribuyó a “ruidos” introducidos por los cambios de presión y temperatura de la compleja instalación de inyección. Es necesario remarcar que esta técnica de bloqueo con BW no está ideada para pozos fracturados, con flujo lineal, sino para mallas, que aunque con gran contraste entre zonas, el modelo de flujo se puede caracterizar como radial. Entonces, la caracterización del tipo de flujo es de crítica importancia y puede ser estimada a partir de la ecuación de Darcy, y comparando la inyectividad, definida como: q/∆p, con el otro término de dicha ecuación: (∑ K*h) / [141.2 µ ln (re / rw)]. Probablemente si q/∆p es menor o igual al segundo término, el flujo está caracterizado como radial; si por el contrario q/∆p es mucho mayor, probablemente sea lineal (Randy Seright, 2008). Sin embargo, conociendo los tiempos de tránsito resulta en una mejor caracterización. La Figura N° 9 es una representación gráfica con valores representativos del tipo de flujo, estimados con los valores característicos indicados y conociendo el tiempo de tránsito a través del ensayo con trazadores.

Tipo de flujo: radial vs. lineal

0

1

10

100

1000

0 1 10 100 1000

tiempo tránsito iny-prod, días

Per

m e

fect

iva

del c

amin

o pr

efer

enci

al, D

arcy

s

probable flujo lineal

probable flujo radialkf = L2 m / ( ∆p t)

Visc del agua = 1 CpInter pozo ∆p = 2000 psiRadio de drenaje = 280 m (920 ft)Radio del pozo = 0,7 ft (8,75 plg)Espesor neto = 8 m (27 ft)

Figura N° 9 – Caracterización del tipo de flujo en base al tiempo de tránsito de trazadores.

En cuanto a la concentración, se adoptó por analogía con los ensayos “slim tube sand pack”, realizados para las aplicaciones en Alaska (Frampton et al, 2004). Así, teniendo en cuenta una permeabilidad del orden de los 500 mD para la zona ladrona, se utilizó una concentración, de material activo, de 3000 ppm. Con esto se estimó que dada la dispersión en el camino hasta el lugar del bloqueo, la concentración finalmente se reduciría a 2000 – 2500 ppm. La Figura N° 9 ilustra la comprobación realizada, verificando el aumento del factor de resistencia al flujo (RF) un tubo empacado con arena, para una concentración activa de 3000 ppm del grado EC9378, con agua sintética del yacimiento KK y a temperatura de reservorio.

BRIGHTWATER ITSBW#11

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 50 100 150 200 250

Time after overflush (days)

dP /

base

line

dP a

t 80d

egC

0 - 10ft10 - 20ft20 - 30ft30 - 40ft

Figura N° 10 – Resultado del ensayo “sand pack” para 3000 ppm EC9378 con agua de KK y a 80oC.

En cuanto al cálculo del volumen de tratamiento, la incertidumbre existente al estimar el volumen poral de la zona ladrona, se manejó mediante un análisis de sensibilidad. De esta manera, el caso con mayor probabilidad de ocurrencia resultó en un volumen de la zona ladrona de alrededor del 35-40 % del total de la malla. Análogamente a experiencias anteriores, se utilizó el volumen necesario para producir el bloqueo del 5 % del volumen de esta zona de flujo preferencial. El caudal de tratamiento se seleccionó de manera de compatibilizar las condiciones operativas y de diseño individuales de cada una de las capas a tratar. Dado que se trataron simultáneamente, dos o tres capas, el caudal asignado a cada una de ellas, se seleccionó de una serie combinatoria, de manera que, para una misma concentración en la corriente aguas arriba, permitió inyectar el volumen diseñado.

0

50

100

150

200

250

300

350

0 10 20 30 40 50 60

Treatment, days

Inj.

Ra

te, m

3p

d

zone#1 zone#2 zone#3

Distribution:Zone#1 = 107 m3pdZone#2 = 129 m3pdZone#3 = 70 m3pdTotal rate = 70+107+129=306 m3pdPumping time: 18 days

Figura N° 11 – Tiempo y caudal de bombeo para tres zonas controladas en fondo.

Además se tuvo en cuenta los siguientes criterios: minimizar el tiempo de bombeo, asegurar de operar por debajo de la presión de fractura y minimizar la alteración de las condiciones normales de operación. Ejecución del tratamiento El tratamiento se bombeó a través de los mandriles de inyección y de los reguladores de caudal correspondiente a las capas tratadas. En el resto de las zonas, mientras duró el tratamiento, se suspendió la inyección mediante la instalación de válvulas ciegas. Los inyectores fueron revisados en cuanto a la hermeticidad y distribución de inyección previa y durante la operación. Detalles del equipo de inyección pueden encontrarse en el paper SPE 107923 de 2007 (Paez Yañez, Mustoni et al, 2007). La Figura N° 12 resume los principales parámetros operativos de la inyección de los pilotos.

Inyector

Cant

capas

tratadas

Fecha del

tratamiento

Tons of BW /

Surfactante

Tiempo y

caudal, días /

m3pd

Presión,

Kg/cm2 en

B.P.

Observaciones

1 1 Sep., 06 34 / 20 25 / 150 90-91 Operación normal

2 2 Jan., 07 70 / 35 26 /300-250 88-92 Regulador de caudal trabado obliga a intervenir el pozo con cable dos días perdidos

3 3 Mar., 07 91 / 46 27 / 375 82-87 Mantenimiento de regulador de fondo

4 2 Sep., 07 50 / 23 22 / 215 95-105 Operación normal

5 2 Jan., 08 73 / 37 26 / 285 90-95 Operación normal

6 2 Mar., 08 70 / 35 28/240-200 100-105

Aparente pérdida de inyectividad en una capa, faltando cinco días, se redujo el caudal en la restante para cumplir con diseño

Figura N° 12 – Resumen de parámetros operativos del tratamiento BW en seis pilotos de PC y KK Es así que, en los seis pozos tratados, se inyectó exitosamente: 2400 bbls de solución polimérica (390 toneladas “as received”), a una concentración de 3000 ppm, partículas activas, dispersado con 1250 bbls (196 toneladas) de surfactante. El tratamiento se bombeó en un tiempo promedio de 26 días inyector, entre los meses de Septiembre 2006 y Marzo 2008. De acuerdo a lo pronosticado, no hubo cambios significativos en la inyectividad de las zonas tratadas. Puede concluirse que la operación fue exitosa; no habiendo existido problemas insalvables o incidentes que frustraran el tratamiento. Luego de la inyección los pozos fueron devueltos rápidamente a su condición normal de operación, a fin de afectar el menor tiempo posible, sobre todo a las capas no tratadas.

Resultados Dada la dificultad mencionada para interpretar los PFOT, se decidió descartarlos como herramienta de diagnóstico e identificación de respuesta post-tratamiento. Por este motivo, la detección de la respuesta quedó exclusivamente a cargo de los parámetros de producción e inyección; esto es, variaciones en caudales individuales de petróleo, agua, fluido total, sus relaciones, nivel de fluido, eficiencia hidráulica del equipo de bombeo, etc. Las Figuras N° 13, 14 y 15 ilustran la respuesta de producción obtenida, en forma conjunta con los seis tratamientos aplicados entre 2006 y 2008.

EV

-142

EV

-109

8 PC

-112

6 PC

-106

6 EV

-109

2 PC

-112

4

EV

-142

EV

-109

8 PC

-112

6 PC

-106

6 EV

-109

2 PC

-112

4

0

50

100

150

200

Ene-03 Ene-04 Dic-04 Dic-05 Dic-06 Dic-07 Dic-08 Dic-09

qo [m

3/d]

0

5000

10000

15000

20000

Incremental C

um oil [m

3]

Oil [DC] pre BW Treatm date Oil [DC] post BWResp date Best fit pre BW data & forecast Oil [TE] post BWInc cum oil Logarítmica (Oil [DC] pre BW)

dos productores puestos nuevamente en producción

Producción conjunta para los seis pilotos con 30 productores

mejor ajuste de la historia pre-treatment

Figura N° 13 –Producción pre y post-tratamiento con pronósticos y estimación de petróleo incremental para

los seis inyectores tratados y los 30 productores involucrados

0

20

40

60

80

100

120

-36 -32 -28 -24 -20 -16 -12 -8 -4 0 4 8 12 16 20 24 28 32

tiempo respecto tratamiento, meses

WO

R

well 1

well 2

well 3

well 4

well 5

well 6

prom pozos

prom antes resp

prom despuesresprespuesta

Figura N° 14 –Relación agua-petróleo pre y post-tratamiento en conjunto para todos los productores

involucrados en las seis mallas tratadas.

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

0 4 8 12 16 20 24 28 32 36

meses desde el tratamiento

rec.

incr

ease

, %O

OIP

w ell 1 w ell 2 w ell 3 w ell 4 w ell 5 w ell 6

Figura N° 15 –Recuperación acumulada incremental como % del POIS

En Mayo de 2007 (7 meses después del tratamiento en el primer pozo) se comienza a observar una disminución en la producción de agua y/o simultáneamente, un aumento en la producción de petróleo (Figuras N° 13 y 14). Esta tendencia ha continuado y persiste en forma consistente, hasta Julio de 2009, fecha de corte de este paper. Como es común en el análisis declinatorio de productores de la Cuenca, la naturaleza errática de los datos complica la interpretación de la respuesta. Para cada pattern tratado, se modeló una tendencia ajustada a la historia previa de producción, pozo por pozo y filtrando cualquier efecto ajeno a la normal performance histórica. Las diferencias entre estas tendencias o pronóstico y la producción real se acumularon diariamente, teniendo en cuenta los días efectivos en producción (Figura N° 13); resultando en un total incremental de casi 10.000 m3 de petróleo.

0

100

200

300

400

500

Ene 04 Jul 04 Ene 05 Jul 05 Ene 06 Jul 06 Ene 07 Jul 07 Ene 08 Jul 08 Ene 09 Jul 09

caud

al p

rom

edio

[m3/

d]

0

40

80

120

160

200

Pre

sión

pro

m. b

de

pozo

[kg/

cm2]

Prom. Inyec. Diaria [m³pd] Prom. Presión bp [kg/cm²] Período Aplicación BW

período de sucecivas aplicaciones de los seis pilot os

Figura N° 16 –Promedio inyección conjunta para los seis pilotos

No hubo evidencia de cambio en la inyectividad de los pozos, posteriormente al tratamiento (Figura N° 16). Sin embargo, hay que tener en cuenta que, dada la configuración de la instalación de fondo, no es posible conocer las condiciones instantáneas de inyección individual por capa. Del análisis de estas curvas pueden inferirse las siguientes observaciones:

1. Se detectó respuesta en al menos 4 de los 6 pilotos; en los dos restantes, el incremento es leve para ser considerado conclusivo en cuanto a la afirmación de la causa-efecto.

2. Las respuestas más pobres que la media, correspondientes a los pozos #2 y #4, se atribuye fueron causadas por el cierre de tres inyectores vecinos (Oct. 06 y Mayo 07). Esta falta de soporte de presión perimetral, que aun hoy se mantiene, afectaron negativamente a los pozos productores que comparten inyectores.

3. Además, en la malla del pozo restante (#2) la respuesta se vio perjudicada por el cierre de una zona con cortocircuito inyector-productor, detectada por el ensayo de trazador.

4. La respuesta se manifestó por un aumento del petróleo y/o una disminución en la producción de agua. Esto se detectó entre los 4 y 8 meses de aplicado el tratamiento.

5. La respuesta también fue identificable por la disminución de la relación agua-petróleo (WOR). En la Figura N° 14 es evidente la disminución del WOR de 55 a 39 (30 %).

6. De acuerdo al análisis declinatorio de la Figura N° 13, la estimación de petróleo incremental acumulado hasta Julio, 2009, se estimó en 10 K m3, que corresponde en promedio a algo más del 1 % del POIS.

Conclusiones finales

Aún con los problemas operativos ajenos a esta técnica, se demostró que el uso de partículas reactivas con la temperatura, produjo el incremento de petróleo y la disminución de la producción de agua, como respuesta al mejoramiento de la eficiencia volumétrica de la inyección de agua. Se considera que hay potencial para mejorar la respuesta por cuestión de escala, teniendo en cuenta que una malla tipo de CD puede tener de 4 a 5 veces el volumen poral de PC o KK. La respuesta fue afectada por problemas de integridad en pozos inyectores vecinos a la malla tratada. Sin embargo, las expectativas de recuperación incremental final son de alrededor del 3-4 % del POIS, con lo que se espera obtener un costo de desarrollo < 10 $/bbl. Adicionalmente, la aplicación a mayor escala, resultará en: reducción de costos, aumento de producción y detectabilidad de las respuestas. El aspecto más crítico para el diseño exitoso de esta aplicación, es la correcta caracterización del reservorio: contraste de permeabilidad, volúmenes, conexión hidráulica con zona no barrida, tamaño de poros, perfil de

temperatura, etc. Dada la escasez de información individual por capa, la ejecución de ensayos con trazadores es ineludible, dado que pueden mejorar esta estimación y asegurar la inexistencia de flujo lineal. Hay aspectos de la tecnología que aun admiten desarrollo para su optimización; algunos de estos son: utilización de especie química reactiva a menor temperatura, reducción del volumen de tratamiento, reducción de la cantidad de dispersante, reducción y/o uniformización del tamaño de la partícula polimérica. Reconocimiento Los autores agradecen a sus respectivas compañías empleadoras por autorizar la publicación del presente trabajo. Así mismo, desean reconocer a todos los técnicos y profesionales que han contribuido al desarrollo e implementación práctica de esta tecnología. Referencias

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