YPF-TIORCO LOMA ALTA SUR PRESENTATIO
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![Septiembre 2006 ,[object Object],[object Object]](https://image.slidesharecdn.com/10-30norman1-100901102030-phpapp01/85/ypftiorco-loma-alta-sur-presentatio-1-320.jpg)
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- 2. INDICE DEFINICION Y CARACTERISTICAS DE LOS GELES OBJETIVOS y APLICACIONES PRESELECCION Y LIMITACIONES CARACTERISTICAS GENERALES DEL YACIMIENTO DIAGNOSTICO DE CANALIZACIONES ENSAYOS DE LABORATORIO PRUEBAS DE CAMPO TRATAMIENTO CON CDG SEGUIMIENTO ALTERNATIVAS FUTURAS
- 5. TIPOS DE GELES Microgel Bulk Gel 1,000 ppm 1,500 ppm 10,000 ppm Aluminum or Chromium -based Cross-linker Chromium-based Cross-linker 100 ppm SEGÚN CONCENTRACION
- 6. INYECCION DE GELES Pozo Productor Pozo Inyector
- 9. COLUMNA ESTRATIGRAFICA CERRO FORTUNOSO LOMA ALTA SUR LOMA DE LA MINA RIO GRANDE LA BREA LLANCANELO LOMA ALTA CERRO DIVISADERO RÍO GRANDE LOS CAVAOS LOS VOLCANES EL MANZANO MALAL DEL MEDIO PUESTO MUÑOZ CERRO FORTUNOSO LOMA ALTA SUR LOMA DE LA MINA RIO GRANDE LA BREA LLANCANELO LOMA ALTA CERRO DIVISADERO RÍO GRANDE LOS CAVAOS LOS VOLCANES EL MANZANO MALAL DEL MEDIO PUESTO MUÑOZ
- 13. CONECTIVIDAD DE POZOS Buena conectividad
- 14. ARENA B160 MAPA HK Hk B160
- 16. CARACTERISTICAS GENERALES DEL YACIMIENTO
- 17. DIAGNOSTICO CANALIZACIONES Comienza Inyección LAS-24
- 19. Recuperación fraccional diaria de trazador: Recuperación acumulada porcentual de trazador: TRAZADORES (Indicadores)
- 21. TRAZADORES (Registros) Rec trazador
- 24. TRAZADORES (Líneas de corriente)
- 26. ENSAYOS DE LABORATORIO Flowrate with Time 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 0 5 10 15 20 25 30 Time (days) Flowrate (mL/s) 300 ppm 600 900
- 27. ENSAYOS DE LABORATORIO 20:1 40:1 60:1 SPE 18739
- 28. ENSAYOS DE LABORATORIO Crosslinker: Water Cut® 684 Water: LAS Mixed: 8/5/2004 HI-VIS® 350 Daqing pol T684 Gel Transition Pressure/psi Conc/ppm Cr+3 Conc/ppm 24 Hours 1 Week 2 Weeks 1 Month 300 15 3.0 3.5 4.6 3.8 300 7.5 1.3 2.0 2.1 2.8 300 5 <1 2.0 <1 2.2 600 30 8.5 11.5 8.5 9.7 600 15 5.8 7.6 8.1 8.0 600 10 4.1 5.3 4.5 6.4 900 45 12.4 12.8 14.3 20.0 900 22.5 8.8 10.7 10.3 12.6 900 15 7.0 9.2 9.0 8.0
- 29. PRUEBAS DE CAMPO PRETRATAMIENTO Gráfico de Diagnóstico Falloff LAS-24 10-14/Feb/06 MODELO MONO CAPA FLUJO LINEAL DESDE EL COMIENZO MODELO AJUSTADO A POZO EN UN CANAL DE 90 m DE ANCHO KH=960 md Pws:58 kg/cm2 kh= 960md-ft FLUJO LINEAL
- 30. PRUEBAS DE CAMPO PRE TRATAMIENTO
- 31. PRUEBAS DE CAMPO PRE TRATAMIENTO
- 32. GELES OBTURANTES
- 33. INTECCION DE GELES LAS-58 Mm3 INYECTADO EVOLUCION DE LA OPERACION
- 34. FLOW LOG DESPUES DE INYECTAR GELES
- 35. Gráfico de Diagnóstico Falloff LAS-58 04-07/02/2006 FALL OFF POST GEL LAS-58 (1) No existe flujo canalizado, si lo hubo el gel produjo un resultado de flujo seudo radial Pws= 33 kg/cm2
- 36. SEGUIMIENTO RESULTADOS DE LA MALLA LAS-24 (POZO LAS-52) ANTES DEL TRATAMIENTO: AGUA CON RASTROS INYECCION DE GELES: 11000 bbl en 15 dias DESPUES DEL TRATAMIENTO Qo: 9 m3/d Ambas situaciones (anterior y posterior a la inyección del gel) se evaluaron con la misma instalación de producción, a igual profundidad y con el mismo caudal.
- 37. SEGUIMIENTO LAS-52 INICIO INY LAS-24 INICIO INY DE GELES LAS-24 ROTO TP y VOLVIO A COLOCARLO (B160) PRODUCCION DE TODAS LAS ARENA A Y B
- 38. SEGUIMIENTO
- 39. ALTERNATIVAS FUTURAS DE APLICACIÓN DE GELES PILOTO REALIZADO C/RESPUESTA INCIPIENTE PILOTO EN CURSO
Notas del editor
- 3 3
- Distintos geles pueden obtenerse variando la concentración del polímero entrecruzado.
- La inyección de geles, es una técnica que tiene como objetivo el “Conformance Control” en la roca matriz. Su efecto sobre el reservorio es aumentar la resistencia al flujo de agua en zonas donde se han producido canalizaciones naturales debido a variaciones de permeabilidad. Ello permite que el agua contacte zonas no barridas con mayor saturación de petróleo, produciéndose un aumento en la eficiencia de barrido volumétrica. La inyección de geles comenzó, en las mallas ya mencionadas, a fines del año 2004. Se utilizó un polímero poliacrilamida aniónico con un entrecruzador inorgánico. Se caracterizó la solución resultante como un gel “obturante” (pero no sellante), diseñado para reducir la permeabilidad en zonas “ladronas”. El tratamiento continuó durante 26 días en varias etapas sucesivas, con distintas concentraciones de polímero, según la respuesta de presiones del pozo tratado.
- El proyecto de inyección de Microgeles se localiza dentro del bloque de explotación Valle del Río Grande (100% de participación Repsol YPF), en el sur de la provincia de Mendoza, dentro de la Cuenca Neuquina, aproximadamente a 55 Km. al sur de la localidad de Malargüe. Se pretende optimizar el proyecto de Recuperación Secundaria del yacimiento Loma Alta Sur, actualmente bajo inyección de agua.
- Los reservorios de Loma Alta Sur, pertenecientes al Grupo Neuquén, han sido divididos en cuatro secuencias estratigráficas indicadas desde la base como V, VI, VII y GNS. Cada una de las secuencias contiene múltiples cuerpos arenosos evidenciados en los perfiles “gamma ray” y “SP”.
- Las mallas seleccionadas corresponden a los recientes “arreglos interiores” y son representativas de las zonas Norte (malla del inyector LAS-58) y Sur (malla del inyector LAS-24).
- Datos a Diciembre 2006
- Después de haber realizado un estudio geológico de detalle se concluyó que el ancho de canal está entre 400 a 1000 m correspondientes a rios menadriformes típicos. En las zonas de interés asociadas al proyecto de inyección de “microgeles” las actuales distancias promedian los 120 m. A partir de análisis de coronas, se han encontrado variaciones de permeabilidad de tres ordenes de magnitud en puntos situados a pocos centímetros de distanciamiento vertical, indicando fuerte heterogeneidad vertical.
- En síntesis, se comprobó la existencia de capas con suficiente extensión lateral como para comunicar los pozos de la malla. Una de ellas (B-160) canaliza el 40 % de la inyección del inyector LAS-24. Asimismo, la presencia de un canal lineal, de elevadísima velocidad, entre el inyector LAS-24 y el productor LAS-63, ha favorecido el flujo entre esos pozos en detrimento de los demás.
- Acá podemos ver el desarrollo permeable de la arena B160 canalizada.
- El índice de Dykstra Parson refuerza la evidencia de heterogeneidad. Recordamos que valores del índice entre 0 y 0.5 indican un reservorio homogéneo. Valores de 0.5 a 1 indican reservorios heterogéneos.
- Se han evidenciado canalizaciones a partir del análisis de los registros del WOR. En este caso se indica el registro del pozo LAS-63 donde podemos observar el gran cambio de pendiente de la Relación agua petróleo apenas comienza la inyección de agua en el inyector LAS-24.
- Se inyectaron en el pozo LAS-58 740 Giga bequerel (medida de radioctividad) de Agua Tritiada, mientras que en el LAS-24 e inyectaron 1000 kg de tiocianato de Amonio.
- Aquí se señalan los indicadores a través de los cuales se presentan los resultados obtenidos con los trazadores. Conceptualmente, ambos indicadores expresan la intensidad con que produce el trazador en un pozo productor. Estos indicadores permiten comparar directamente los comportamientos de pozos distintos. Para evaluar los indicadores se requiere medir la concentración del trazador en cada muestra (C) y conocer los caudales de agua totales de cada pozo productor (qw). La masa total inyectada del trazador se representa con “m”.
- Aquí se muestran los registros obtenidos (recuperación fraccional diaria de trazador) correspondientes a los pozos influenciados por la inyección del LAS-24. Como las respuestas han sido muy disímiles, no se alcanzan a distinguir los registros que corresponden a los pozos con baja recuperación de trazador. Sobresale claramente la respuesta en el pozo LAS-63, presentando la canalización mas importante de todo el ensayo. El tiempo de llegada del trazador a este pozo, fue inferior a un día. Le sigue en importancia el LAS-52, lamentablemente cerrado antes de los 100 días de transcurso del ensayo debido a un aumento abrupto de su producción bruta. Al respecto es oportuno mencionar que se intentó resolver el problema mediante la instalación de un tapón de fondo y una bomba adecuada. Pese a ello no se pudo controlar el nivel.
- Para apreciar mejor los registros anteriores (de recuperación fraccional diaria de trazador) se ha reducido aquí la escala de la diapositiva anterior, en un factor de 6. Sobresale claramente la respuesta en el pozo LAS-63, presentando la canalización mas importante de todo el ensayo. El tiempo de llegada del trazador a este pozo, fue inferior a un día. Llama la atención la buena recuperación que se anunciaba en el LAS-52 previo a su cierre, así como la pobre respuesta de los pozos LAS-59 y LAS-65.
- Estas son las recuperaciones acumuladas de trazador tras casi un año de muestreos, en los pozos influenciados por el LAS-24. Gracias a la escala logarítmica, pueden aquí apreciarse claramente las distintas magnitudes de las respuestas obtenidas en cada pozo.
- Esta diapositiva resume en el cuadro superior las ya mencionadas recuperaciones acumuladas de trazador. Es importante destacar que la malla analizada sufrió importantes perturbaciones que complicaron el calculo de la masa del trazador recuperado en cada pozo y en consecuencia el del caudal de agua asociado. La primer perturbación fue el cierre del pozo LAS-52. Este hecho motivó, a partir de ese momento, una mayor afluencia de trazador hacia los pozos LAS-59 y LAS-63, lo que se aprecia claramente en la diapositiva numero 12 (luego del día 100). La segunda perturbación fue la modificación del caudal de inyección del inyector LAS-24, el cual pasó de 200 m3/d a menos de 100 m3/d, próximo al día 160 del ensayo. En ese momento se dejó fuera de inyección las arenas de las capas 90 y A100. Estas perturbaciones motivaron que se considerara para la posterior interpretación (mediante simulación numérica) solamente el periodo comprendido entre la inyección del trazador y el día 70 (y las recuperaciones de trazador extrapoladas a partir de esa fecha). Ese procedimiento condujo a la tabla de caudales que se adjunta en el cuadro inferior de esta diapositiva.
- Para lograr el mapa de líneas de corriente de la malla se ha considerado que el pozo inyector aporta a la capa ladrona un caudal de 57.1 m3/d, repartiéndose entre los pozos productores, según la distribución de la tabla indicada en la parte inferior de la diapositiva 15. Asimismo, se ha contemplado cierto grado de anisotropía, ajustándose el espesor y la permeabilidad de la capa para lograr: 1) Que a cada pozo productor llegue la cantidad de líneas de corriente correspondiente a su recuperación de trazador. 2) Que se reproduzca aceptablemente el registro de trazador de cada pozo. 3) Que se satisfagan las diferencias de presión entre el inyector y cada productor.
- Vemos en esta diapositiva la medición del flujo del polímero HI-VIS@350 realizada a 5 psi durante 24 hs, 1 semana, 2 semans y 1 mes utilizandosiempre agua de inyección del Yacimiento Loma Alta Sur.
- Se midieron en laboratorio los caudales de flujos de polímeros y de geles con distintas concentraciones tanto de polímero como de croslinkeador obteniéndose los valores de TGU (transicion gel unit). El valor de TGU = Caudal de flujo del plímero / Caudal de flujo del gel, nos da un valor que nos permite comparar la resistencia de fluir de un gel con respecto a la capacidad de fluir de un polímero no croslinkeado. De esta manera un TGU mayor a 1 significa que el croslinkeador ha incrementado su resistencia a fluir. Podemos ver que los geles testeados a diferentes presiones tienen distintos TGU. Este valor tiende a decrecer con el aumento de la Presión. Existe una única presión para cada gel que experimenta la transición entre el squeeze y la fluencia del mismo, esta presión es la Presión de transición. Ya que es una presión única y respetable, se utiliza para comparar cualitativamente los geles desde el punto de vista de su estabilidad. La misma se obtiene de la intersección entre el gráfico de TGU con el gráfico de Caudal de Flujo del gel ambos parámetros vs la Presión. Superada esta Presión de Transición el gel tendrá el comportamiento de un polímero o sea con mayor Caudal de Flujo. Si la presión es menor que la presión de Transición el gel se establecerá y tapará las mallas, en este caso las gargantas porales. Dicho de otra manera la Presión de Transición representa la P a la cual las moléculas del gel cambian de una configuración de inchamiento que permiten tapar las gargantas porales a un estado donde puede fluir. La presión de Transición incrementa cuando inrementa la resistencia o estabilidad del gel.
- La presión de transición nos ayuda a definir que enayo realizado en laboratorio debemos llevar a cabo en el campo. O sea nos permite ver que combinación de polímero y entrelazor sería el más adecuado dandónos un gel de mayor resistencia o estabilidad y nos permite ver como varía la misma con el tiempo. Podemos ver la combinación del polímero HI-VIS@350 y un entrelazador de TIORCO 677N en base Aluminio no formaron geles estables para ninguna concentración. Lo mismo pasó con el polímero WATER CUT@204 con el mismo entrelazador. En cambio la mezcla del polímero HI-VIS@350 con el entrelazador Water Cut® 684 en base Acetato Cromo formaron geles con estabilidades mayores a 1 para todas las concentraciones tanto de polímero como de croslinkeador. Este croslinkeador es más esficáz en aguas con concentraciones altas de sólidos disueltos.
- El ensayo realizado tiene como objetivo evaluar el estado de las capas 90 y A100, comunicadas al Mandril 4, antes de un tratamiento con geles para control de canalizaciones. El ensayo consistió en un período de inyección de aproximadamente 35.9 horas de duración, seguido de un falloff de 51.6 horas. Durante el período de inyección registrado, de 12 horas de duración la presión mostró un comportamiento estable, creciente, 72.2 a 73 Kg/cm2. El registro de falloff fue normal, con bajo nivel de ruido, a pesar del cierre realizado en superficie. Esto se debió a la alta presión existente, que impidió el descenso de la columna hidrostática por debajo de la válvula de boca de pozo. La última presión medida fue (62.88 Kg/cm2), con una tendencia de declinación en la última hora de 0.58 psi/hora. Puesto que no fue posible medir los caudales admitidos en cada una de las capas A100 y Capa90, el análisis se realizó asumiendo un sistema monocapa. El comportamiento de la presión durante el ensayo puede simularse bien con un modelo monocapa , como se puede observar en las figura. El ajuste de la curva medida muestra la existencia de una importante canalización. La curva del modelo ajustado corresponde a un pozo que está denttro de un canal de aproximadamente 265 ft ( 90 metros ) de ancho. La capacidad de flujo es kh = 960 md.ft . La presión final durante el período de inyección fue de 1038.5 psia (73 kg/cm2). Durante las primeras 20 horas de falloff el comportamiento de la presión muestra la existencia de flujo lineal puro. Posteriormente se observa en la curva derivada una leve tendencia a estabilizar, debido posiblemente a efectos de interferencia con límites o pozos productores. La presión extrapolada, presión de reservorio, sería 58 kg/cm2 . Resulta interesante observar que el flujo lineal se estableció desde los primeros 3 minutos, sin poder verse un período de flujo radial. Esto se debe a la elevada permeabilidad de la capa y a que el pozo se encuentra estimulado (s= - 2.1). El daño negativo puede deberse a una fractura de corta extensión. Analizando la curva con un modelo fracturado se obtiene una longitud de fractura xf= 3.84 ft (1.2 m). Esta fractura es reciente, por su corta extensión y se habría originado al superar la presión de fondo un valor de más de 771 psi (54.2 Kg/cm2). En el presente ensayo la presión de inyección en fondo alcanzó una presión máxima de 1038.5 psia (73 Kg/cm2). La temperatura promedio durante el ensayo fue de 42 °C.
- Este ensayo “flow log” realizado pocos días antes de la inyección de geles, revela la existencia de capas ladronas, fundamentalmente la B160 y en menor medida la A220.
- De la misma manera que e realizó una PRIMERA ETAPA de inyección de geles obturantes pero no sellantes durante 15 dias en el mes de Diciembre 2004, con una concentración de polímero de 600 ppm con una relación 40:1 (Polímero: crosslinkeador) El volúmen inyectado fué de 12492 bbl de geles. La Pb/p inicial fue de 4 kg/cm2 y finalizó con 28.8 kg/cm2. Se había pensado, como en el LAS-24 ir aumentando la concentración para poder obtener el efecto casi obturante, pero no sellante del gel, pero nos fue imposible debido a que la presión en boca de pozo fue aumentando rápidamente. Esta experiencia nos ayudó a definir con mas confianza que nos debíamos inclinar por la inyección de micro geles, baja concentración de polímero y alta peso molecular.
- Se realizó la II ETAPA de inyección de geles durante el 14 07 2005 hasta 02-02-2006. Comenzamos con un caudal de 143 m3/d con una concentración de polímero de 300 ppm relación 20:1 (Polímero: crosslinkeador) con una Pb/p=1Kg/cm2, por lo que se subió a 400 ppm, luego a 450 ppm de concentración del polímero, pero la presión comenzó a subir muy rápidamente por lo que se decidió bajarla a 350 ppm. Cuando alcanamos los 11000 m3 de inyección de geles, la Pb/p subía a 38 k/cm2, se decidió realizar una limpieza con Hipoclorito de Na para limpiar las paredes del pozo ya que estábamos inyectando con agua con alto contenido de hidrocarburos y el gel aglutina el petróleo y tapa el wellbore. Podemos ver que la presión cayó y nos permitió continuar con la inyección. Cuando estábamos en 15000 m3 y como la presión aumentaba, 39 kg/cm2, se decidió bajar al concentración a 300 ppm, vemos que se mantuvo la presión por un tiempo, luego se bajó el caudal que estaba en 160 m3/d a 135 m3/d ya que la Pb/p era de 40 kg/cm2, se siguió inyectando bajando un poco la presión. Cuando llegó nuevamente a 40 Kg/cm2, se cortó la inyección de croslinkeador por un timpo, inyectando polímero solamente lo que nos permitió continuar con la operación y bajó la presión. Cuando la misma llegó a 33 kg/cm2 comenzamos a inyectar croslinkeador nuevamente pudiendo completar el programa de inyección programado de 186000 bls, 29572 m3 de geles. Vporal totales son 4642307 m3 barriles de gel inyectado 186010 bbl gel inyectado 29606 m3 % Vp 0.64% Si inyectáramos 1.5 % Vp deberíamos inyectar 69635 m3 Para lograr 2 % Vp deberíamos inyectar 92846 m3
- El ensayo realizado tiene como objetivo evaluar el estado de las capas A100, A115 y A120, comunicadas al Mandril 3, después de un tratamiento con geles. En particular, se desea investigar si aún existen canalizaciones y orientaciones preferenciales de flujo. El 30/01/06 se realizó un falloff con 12 hs de inyección y 50 hs de cierre.A los fines del análisis del ensayo de falloff se consideró un modelo monocapa con espesor permeable de 2.5 metros y un caudal de 26 m3/d (último caudal de inyección medido). La curva de diagnóstico mostró el comportamiento típico de un pozo con una fractura de alta conductividad. A partir de las 2 horas del cierre se observa un aumento en el nivel de ruido. La presión en cabeza disminuyó hasta que la presión alcanzó las 742 psia, a las 5.75 horas del cierre, momento en que se inicia el descenso de la columna hidrostática por debajo de la válvula de boca de pozo. Este evento incrementa el nivel de ruido hasta las 6 horas del cierre, para luego normalizarse. La curva continúa con las características de un pozo fracturado, con tendencia hacia un flujo seudo radial. No se observan en esta etapa síntomas de flujo canalizado. En conclusión, se deduce que la causa principal del descenso en la curva derivada se debe a los cierres del LAS-18, pero que la tendencia final observada se debe también a interferencia con los restantes productores y a la heterogeneidad mencionada. La última presión medida fue de 473.746 psia ( 33.3 Kg/cm2 ) PRESION DE RESERVORIO? con una tendencia de declinación en la última hora de 1.78 psi/hora. Para realizar el ajuste de la curva se eligió un modelo de pozo con una fractura, en un reservorio homogéneo, con un fluido inyectado con una viscosidad de 50 cp.(VISCOCIAD DEL GEL) Debido a los eventos ocurridos durante el ensayo resulta mejor interpretar la curva en tres períodos. El primer período permite calcular la longitud de la fractura considerando un cambio de almacenamiento ocurrido durante los primeros segundos del falloff. El modelo ajustado considera una fractura de conductividad infinita de aproximadamente 136 ft ( 41.4 metros ) de longitud de semi ala. La capacidad de flujo del modelo de ajuste es kh = 3000 md.ft
- En el año 2001 se rotó el tapón (ubicado a los 465 m) que aislaba la capa B160 canalizada que en la terminación aportó 2800 lt/hs, 90 % agua (N:300 m), al poco tiempo se volvió a colocar el tapón debido a que el % de agua aumentó considerablemente por lo que bajó el caudal neto de petróleo. Transcurridos 9 meses desde inicio de la inyección de agua (ocurrida en Agosto del 2002) se paró el pozo LAS-52 debido a que no se pudo controlar la irrupción de agua, supuestamente proveniente del LAS-24 (canalizada por otras arenas). En Diciembre del 2004, no bien iniciada la inyección del gel en el LAS-24, se activó nuevamente el pozo y se rotó el tapón de 465 m que aislaba la capa B160 canalizada. La respuesta ha sido favorable. Se han logrado reestablecer los niveles históricos de producción de petróleo con la capa B160 abierta. Podemos inferir entonces que la acción de los geles obturantes ha sido eficiente.
- Si la operación de inyección de geles resultara exitosa, podríamos aplicar esta tecnológia en tres pozos a acondicionar como inyectores en el año 2007: LAS-1, LAS-9 y en el LAS-56 bis que deberíamos reperferarlo ya que el original fue abandonado por RAZONES TECNICAS.