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INTRODUCCIÓN
Cuando inició la explotación petrolera en el oriente ecuatoriano en los años 70s, el objetivo de las empresas extranjeras era la recuperación de sus inversiones con la perforación de pozos petroleros que permitan extraer grandes volúmenes de hidrocarburos en el menor tiempo posible, aplicando la recuperación primaria y secundaria dejando en los reservorios cerca del 60 al 80% del petróleo in situ.
La demanda actual de energía ha permitido el desarrollo de la Recuperación Mejorada, la cual permite incrementar el factor de recobro en los reservorios entre el 35 al 45% aplicando metodologías que han sido desarrolladas en otros países con buenos resultados de la inyección de solvente es una opción técnica y económica frente a otros métodos.
El solvente reduce la tensión interfacial del fluido desplazado con el fluido desplazante, incrementando la miscibilidad y la viscosidad de la mezcla mejorando de esta manera la eficiencia de barrido areal, aumentando de esta manera el factor de recobro significando mayor recuperación de petróleo. En el campo VHR, el reservorio M-2 sus presiones y volúmenes de producción han bajado considerablemente, condiciones que lo hacen un potencial candidato para la implementación de un plan piloto de recuperación mejorada mediante la inyección de solvente.
En Ecuador esta metodología no se ha implementado, el agua producida crece constantemente, cuyo tratamiento y manejo es complejo, entonces una forma eficiente de aprovecharla es mediante esta metodología, cuyos resultados permitirán la puesta en marcha del proyecto piloto y posterior masificación en otros campos maduros de la Cuenca Oriente.
METODOLOGÍA
Ubicación del Campo
El campo Víctor Hugo Ruales (VHR), Bloque 58, está localizado en la Región Amazónica Ecuatoriana, provincia de Sucumbíos, limitado al Norte por el río Putumayo (límite con Colombia), al sur por el Bloque 53 campo Sigue y al sur-oeste por los campos Frontera y Tapi-Tetete, cubriendo un área aproximada de 3466 hectáreas. La figura 1 muestra la ubicación de campo (Petroamazonas EP & IGAPÓ S.A., 2017).
Generalidades del Campo VHR
El campo Víctor Hugo Ruales (VHR), actualmente manejado por la empresa estatal Petroamazonas EP., pertenece al Activo Cuyabeno, fue descubierto por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) el 17 de junio de 1988 con la perforación del pozo Cantagallo-1, actualmente conocido como VHR-001, con una producción de 10,600 BPPD de 32º API, de las arenas productoras: Basal Tena, “U” superior, “U” media, “U” inferior y “T” superior (Cárdenas, 2018, p. 7).
El campo tiene 28 pozos produciendo, 3 reinyectores de agua de formación, 1 abandonado. Para marzo de 2019 la producción total fue de 30,985 BFPD, con 7,122 BPPD, y 23,863 BAPD con un corte de agua de 77%. La producción acumulada de petróleo del campo VHR es de 56.68 MMBls. Los reservorios de U aportan con el 66% de la producción acumulada, y la arena en estudio M-2 aporta el 10%, es decir 5.6 MMBls. Esta producción tiene su respectiva declinación, lo que requiere optimizar la producción día a día, mediante la implementación de nuevas tecnologías y diferentes métodos para incrementar o mantener su producción (Petroamazonas EP e IGAPÓ S.A., 2017, p. 13).
Propiedades Petrofísicas de M-2
Las principales propiedades petrofísicas de la arena M-2 del campo VHR se describen a continuación en la tabla 1:
POES y Reservas
El campo VHR al año 2018 reporta un POES de 50 MMBls para el reservorio M-2. Las reservas remanentes han sido estimadas en 2.9 MMBls. El factor de recobro actual del reservorio es 17.5%.
La tabla 2 muestra el cálculo del POES y reservas remanentes:
Inyección de Agua con Solventes
La inyección de solventes se encuentra dentro de los procesos de inyección miscibles, ya que con la miscibilidad del solvente y los fluidos existentes en el yacimiento se garantiza una buena eficiencia de este proceso de desplazamiento, ya que en varios estudios la inyección de solventes afecta considerablemente en la humectabilidad de la roca, presión capilar de los poros, tensión interfacial de los fluidos y aumento viscoso del fluido desplazante, reduciendo la movilidad, factores muy importantes en la recuperación del petróleo. Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados (Salager, 2005, p. 56).
El solvente usado es un alcohol proporcionado por una empresa Nacional que se dedica a la estimulación de pozos petroleros.
Ecuación de Flujo Fraccional
“La ecuación de flujo fraccional relaciona la fracción de fluido desplazante en la corriente de fluido total, en cualquier punto del reservorio” (Herrera, 2013, p. 74), Leverett fue quien desarrolló esta ecuación, y para su deducción tomó en consideración un desplazamiento tipo pistón con fugas, en el cual el fluido desplazado es petróleo y el fluido desplazante es agua (Criollo, 2011, p. 58).
La ecuación 1 permite determinar el flujo fraccional, asumiendo que los efectos del gradiente de presión capilar y los efectos de la gravedad son despreciables:
Ec. (1)
Dónde:
μw = Viscosidad de agua [cp].
μo = Viscosidad de petróleo [cp].
Kro = Permeabilidades relativa al petróleo [md].
Krw = Permeabilidades relativa al agua [md].
Factor de recobro
El factor de recobro en un proceso de recuperación secundaria o mejorada en campo se calcula con la siguiente ecuación (ec. 2)(ec. 3):
Ec. (2)
Dónde:
FR = Factor de recobro
EV = Eficiencia de desplazamiento vertical EA = Eficiencia de desplazamiento areal.
ED = Eficiencia de desplazamiento microscópico ES = Eficiencia de desplazamiento volumétrico.
Ec. (3)
El Factor de recobro para un proceso de inyección en laboratorio se calcula con la ecuación 4:
Ec. (4)
En la primera etapa el screening realizado en el software EOR DETECT, desarrollado en la Carrera de Petróleos de la FIGEMPA en el 2016 por José Bolaños (Bolaños, 2016) permitió hacer una buena selección del método de inyección. El mejor método que se ajustó a las condiciones operaciones del campo fue la inyección de solventes con el 73% de aplicabilidad sobre los demás métodos. Ver figura 2 y tabla 3.
La selección de la profundidad de muestreo se efectuó teniendo en cuenta la profundidad del intervalo de aporte en el pozo, razón por la cual se decidió seleccionar una muestra de 7839.8 ft, ver figura 3.
La preparación a la cual fue sometido el core para su posterior desplazamiento con agua de formación y solvente, se describe, a continuación:
Del core se cortó un plug de 1.5” de diámetro y 8 cm de longitud, ver figura 4.
Posteriormente, se realizó un perfilado para obtener una muestra cilíndrica de caras paralelas, los hidrocarburos del plug se han eliminado con circulación de tolueno bajo una cámara extractora de gases, después para eliminar la humedad en los espacios porosos la muestra se introdujo en un horno al vacío por 24 horas a 60° C, para posteriormente saturar la muestra al 100% con agua de formación del reservorio M-2 en un cilindro saturador a 1500 psi, por tres días. Ver figura 5.
Laboratorio CIQ Petroamazonas EP, 2019
Figura 5 Saturación con agua de formación, plug arena M-2, VHR-13
Ensamblado el plug en el core holder del equipo FDS-350 (ver figura 6), y sometido a presión y temperatura de reservorio, se saturó de petróleo inyectando 15 volúmenes porosos de la muestra, luego este plug saturado de petróleo se lo introdujo en el equipo DIN STAR para ser sometido a un proceso de destilación que permitió determinar que el plug contiene 0.4 cm3 de agua, equivalentes a 6.67% y 5.59 cm3 de petróleo, igual al 93.33%.
Se realizó el desplazamiento al plug en el equipo FDS-350 con agua de formación inyectando 10 volúmenes porosos de la muestra, el fluido producido fue recogido en una probeta graduada, ver figura 7, que previamente contenía 30 cm3 de JP1 y dos gotas de demulsificante de acción rápida para evitar emulsiones.
Laboratorio CIQ Petroamazonas EP, 2019.
Figura 7 Fluido obtenido, desplazamiento con agua de formación
En la tercera etapa, a las mismas condiciones, y después de restar el petróleo recuperado en la primera inyección, se inició el desplazamiento del contenido del plug utilizando la mezcla, constituida de 999 cm3 de agua y 1 cm3 de solvente en una cantidad de 10 volúmenes porosos de la muestra, que permitió recoger en una probeta graduada, ver figura 8, que al igual que en la fase anterior contenía 20 cm3 de JP1 y dos gotas de demulsificante.
Laboratorio CIQ Petroamazonas EP, 2019
Figura 8 Fluido obtenido, desplazamiento con agua de formación y solvente
A continuación, se realizó el cálculo analítico usando la ecuación de flujo fracción de Buckley-Leverett y avance frontal para posteriormente hacer una comparación con los datos obtenidos en laboratorio.
Con los datos obtenidos en laboratorio y en campo, principalmente la viscosidad del agua y viscosidad del agua más solvente se obtuvieron los siguientes resultados, Ver tabla 4:
Estos valores permitieron realiza la tabla 5, donde están los cálculos de las permeabilidades relativas al agua y petróleo, también el cálculo de fw (flujo fraccional del agua de formación y fw* (flujo fraccional del agua de formación con solvente).
Con estos datos se realizaron los gráficos de fw y fw*, contra Sw como se lo puede observar en la figura 9.
Los valores de las permeabilidades relativas al agua y al petróleo se calcularon con las ecuaciones 5 y 6 respectivamente (Stosur et al., 2003):
Ec. (5)
Ec. (6)
De la figura 9, se pudo determinar el valor de las siguientes variables (tabla 6) para la curva de flujo fraccional del agua.
De la figura 9, se determinaron los valores de las variables (tabla 7), para la curva de flujo fraccional de agua y solvente.
RESULTADOS
En laboratorio, la recuperación de petróleo mediante el desplazamiento con agua de formación fue de 1.44 cm3 del volumen total de 5.59 cm3, mediante la aplicación de la ecuación 4, se determinó el factor de recobro igual a 25.7%.
Del volumen restante de 4.15 cm3 presentes en el plug, se realizó el desplazamiento con agua de formación y solvente recuperándose 0.75 cm3 adicional, igual al 18.07%, es decir, la recuperación total fue de 2.19 cm3, equivalente al 43.77%.
En el método analítico, a partir de la figura 9 y tabla 6 respectivamente, permitió determinar el factor de recobro por la inyección de agua de formación (tabla 8).
De igual manera con la figura 9 y tabla 7 respectivamente, se determinó el factor de recobro por la inyección de agua de formación con solvente, ver tabla 9:
La inyección durante 84.3 meses en el pozo inyector, recupera en los pozos productores, ver tabla 10:
La diferencia entre los factores de recobro de laboratorio y el método analítico es de 6.2%, para comprender mejor este criterio ver la tabla 11 a continuación:
El fluido total inyectado a la arena M-2 del campo VHR, para obtener el petróleo total recuperado, es de 2’529,427 barriles, de los cuales 1’490,475 barriles son de la mezcla.
CONCLUSIONES
El desplazamiento con agua de formación hecho en laboratorio recuperó el 25.7% del volumen total, y con en el método analítico se recuperó el 34.92%, este último asumiendo un desplazamiento uniforme tipo pistón, donde se desprecian la presión capilar, y la gravedad, las cuales son tomadas en cuenta en el laboratorio, razón por la cual existe una variación con el método analítico, en la recuperación final de petróleo.
Se determinó que el desplazamiento con agua de formación y solvente en laboratorio recuperó el 18.07% adicional, con el método analítico se recuperó un 15.05%, este último no considera los efectos de presión y temperatura del reservorio, por tal razón su eficiencia es baja, en comparación al laboratorio donde la presión y temperatura afectan a las propiedades del solvente mejorando así el barrido del petróleo dentro de lo espacios porosos.
La inyección de agua de formación hasta el punto de ruptura se tarda 1039 días en comparación de la inyección de agua de formación con solvente que tarda 1490 días, determinando que el solvente hace que el fluido desplazante retarda su llegada al punto de ruptura por su aumento en la viscosidad.
La saturación de agua (Sw) aumenta una vez alcanzado el punto de ruptura, 0.55 para el agua de formación y 0.629 para la mezcla, haciendo que la inyección de agua con solvente no sea eficiente una vez alcanzado este punto, porque los espacios porosos tienen más agua que petróleo.
La movilidad del fluido desplazante garantiza su efectividad, el agua de formación tiene movilidad alta porque su viscosidad es 0.8 cP, en cambio la movilidad de la mezcla es baja ya que su viscosidad es de 1.1 cP. Es decir, la movilidad es inversamente proporcional a la viscosidad.
Se determinó que el solvente inyectado presenta buen desempeño en el desplazamiento del petróleo, demostrado en laboratorio, al igual su concentración es mínima debido a su eficiencia, lo que conlleva a una baja inversión inicial para la puesta en marcha de un proyecto de recuperación mejorada en el Campo VHR.
RECOMENDACIONES
Durante la ejecución del proyecto, la inyección de agua debe tener un monitoreo continuo de filtrado, caudal, presiones de inyección, permeabilidad, presión del reservorio, presión de fractura, viscosidad, que afectan directamente al factor de recobro.
Agregar la cantidad adecuada de solvente a la mezcla ya que, si se excede en la cantidad, la viscosidad puede incrementarse haciendo que la eficiencia se reduzca ya que puede taponar los espacios porosos.
Realizar una simulación matemática para corroborar los datos referentes a los factores de recobro tanto de laboratorio y método analítico.
Realizar los procesos de EOR, desde el inicio de la vida productiva de un campo, lo que aumentaría su factor por encima del 50%.
