INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Recuperación adicional de hidrocarburos Dr. Andrés E. Moctezuma B. Marzo 2015 1 Contenido • Reducción de la saturación residual de aceite en un medio poroso • Algunos proyectos e infraestructura IMP enfocada a recuperación adicional • Aplicaciones recientes: productos químicos IMP 2 Mecanismos que definen la reducción de saturación residual de aceite en un medio poroso “SIN FRACTURAS” ROCA Fuerzas • Viscosas • Gravitationales • Capilares Presión, %Pi Mecanismos Poros Presión Densidad IFT, Moj. 1- Rock and fluids expansion drive 2- Disolution gas drive 3- Gas displacement drive 4- Water displacement drive 5- Gravitational segregation drive Sor “Saturación Residual” PRIMARIA Evol = Recuperación, % 5 – 20 % recuperación Em . EA .Ev MICRO “Lab” MACRO “pozo” 3 Reducción de la saturación residual de aceite en un medio poroso “SIN FRACTURAS” “Saturación Residual” PROCESOS EOR Región de Iny Agua Sr nw v N Ca cos Carbonato 0.3 Voi Arenisca producido Empacamiento 0.2 remanente ? 0.1 residual 0 10-7 10-6 10-5 10-4 10-3 10-2 NCa 4 IMP Cronología Proyectos Rec Adicional Fondo SCHcs Fondo IMP para investigación CT Proyectos Pemex CIIS Progs.Investigación YNF MEOR, Chic, AP5P, RN PT Combustion, KMZ,Chic VAPOR, Moloacan AGUA, Sn Andrés, Ogarrio ANUARIO Estadístico Sulfonatos+Agua QUIMICOS (SP), ESPUMAS, KMZ,Cantarell,JT Geles POLIMEROS PT(3) POLIMEROS, KMZ, Cantarell, JT N2 ,, Comoapa N2 Cantarell, AJB, JT,KMZ Mezclas N2 + CO2 KMZ Miscibilidad Fuentes CO2 CO2 ,Artesa, Cantarell, KMZ, Chicontepec Miscibilidad LAB, CO2 , N2, YNF LAB, CO2 LAB, CIS, SIMULACION CO2, Artesa, YNF SIMULADOR YNF, CI-S SIMULADOR WAG,Quimicos Emulsión HF,APCP PT FACTIBILIDAD EOR FACTIBILIDAD CO2 FACTIBILIDAD EOR Hidroproceso IS,Aguacate N2 Cantarell 70 80 90 2000 PT BIOSurfactantes, RN 2005 2010 5 Producción, reservas y reclasificación Producción y Reservas Región Marina Noreste Reservas (*) Región Prod. Acum. 1P 2P 3P %3P Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur Total 20.1 8.1 9.6 17.2 55.0 6.2 2.2 1.7 3.9 13.9 9.4 4.3 7.8 4.8 26.2 12.5 7.3 19.0 5.7 44.5 28.1 16.4 42.7 12.8 Región Norte Región Sur Región Marina Suroeste Las Regiones Marinas y la Sur son las áreas características con producción que proviene de formaciones carbonatadas fracturadas. De 2P a 1P Mediante prueba de campo para Rec. ADICIONAL (*) mmmpce. Datos PEMEX, al 1 de Enero 2013. 90% Alrededor del de la producción proviene de yacimientos fracturados. 6 Sistemas fracturados YNF => “Doble Sistema”: el de alta conectividad y el de baja conductividad Pozo Lámina Afloramiento 1m 10-3m 10-2m 10m Núcleos Villaseñor, IMP. Flujo de fluidos: Principalmente en “alta” conectividad Productividad Sor: Principalmente en “baja” conductividad R. Adicional 7 Distribución de sistemas responsables de saturación remanente y residual de aceite CONCENTRADO DE RESULTADOS MUESTRAS para recuperación adicional Muestra 1B Muestra 2B Muestra 1K 6.1 (48.78ml) 7.2 (85.2ml) 25 (618ml) %Vp (drene) 44 64 78 %Vp (capilar) 56 36 22 Swi min (%vp) 33 27 5 23 (11.22ml) 9 (7.6ml) 17 (105.1ml) Porosidad % (ml) %Vp EOR (capilar) Ref. Informes técnicos, Proyectos IMP F.30800, D.00375. 8 Estudios de recuperación adicional 70 500 Expansión de aceite 450 60 400 50 350 Inyección de agua a presión constante 300 40 250 30 200 150 20 100 10 Inyección de agua con depresionamiento Inyección de gas a presión constante Químico 50 0 0 0 Yacimientos altamente heterogéneos (Fracturas y vúgulos) ROCA Experimentos ROCA-FLUIDOS que toman en cuenta los mecanismos en roca y fluidos Estudios de caracterización y comportamiento de fase (gas-aceite) y compatibilidad de FLUIDOS 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Producción acumulada de agua (ml) Tiempo (horas) Experimentos de inyección y desplazamiento RECUPERACIÓN SIMULACIÓN numérica con software desarrollado y comercial Proceso de análisis 9 Infrastructura de laboratorio HP/HT Gases (CO2, N2), Bacterias, Emulsiones 10,000 psi, 250 F, fluídos de yacimiento SCAL- caracterización de muestras y fluidos •Difusión efectiva @cy •MMP (slim tube) •Distribución de f, S y C @cy •IFT @cy • Cromatografía de Gas • Mojabilidad @cy (“Amott” , ángulo) • Factor de Recuperación @cy SCAL- Experimentos (conv, YNF) • Doble desplazamiento • Distribución de saturación • Distribución de Porosidad • Conectividad y distribution dinámica de porosidad (drene,capilar) • Saturación residual por: • surfactantes • polímeros • gases (CO2 , N2, Hcs) • espumas • bacterias (*) Cántarell, KMZ, APCP, Chicontepec 10 Infraestructura para experimentación con Espumas SCAL- Equipos • Reómetro Capilar para alta presión y temperatura • Reómetro de placas paralelas • Tensiómetro • Ángulo de contacto • Medidores de espuma para HP/HT • Medidor de potencial Z (líquidos y sólidos) SCAL- Experimentos • Evaluación de surfactantes • reología de espumas • resistividad de espumas SCAL- Diseño molecular • Simulación molecular • Síntesis de moléculas Series de productos IMP: •IMP-ESAT-1000, 2000, 3000 •IMP-AMESUS-1100,3000,3100 (*) Cantarell, Chicontepec, Jujo Teco 11 Proyectos de servicios en la última década para recuperación adicional Inyección de gases (N2, CO2 y Gas natural) • • • • • • • • • • Cantarell 2001-2006 Samaria 2003 J. Bermúdez 2005 ATG 2008 KMZ 2007-2008, 2009-2010 Pol-Chuc 2009 Ixtal 2010 Costero 2011 Caan 2011 Abkatún 2011 Inyección de Químicos (Espumas, geles, modificadores de la mojabilidad) • • • • • • • Tipos de estudios: • Preselección de procesos • Simulación numérica • Estudios de laboratorio • Diseño de químicos ad hoc • Diseño y evaluación de pruebas tecnológicas Térmicos (Combustión in situ) • Cinco Presidentes 20082009 Cantarell 2008 Pol 2010 Ixtal 2011 Caan 2011 Abkatún 2011 Pol 2011-2012 Chuc 2011-2012 • Caracterización de fluido • Caracterización dinámica y estática de rocas • Compatibilidad de fluidos • Factor de recuperación a escala de núcleo: •Inyección de gases •Inyección de químicos •Inyección de agua •Inyección de bacterias •Inyección de aire (combustión in situ) 12 IMP-AMESUS es un agente químico para generar espumas estables, que garantizan la reducción de flujo de gas o agua a través del control de movilidad Reto tecnológico: Las espumas deben tolerar alta salinidad y dureza, y ser estables a altas temperaturas. Gas Pozo en una zona fracturada. La canalización del gas se debe a la alta conectividad hacia el pozo por la red de fracturas. Espuma Aceite Fuente: Equipo Regional de Confiabilidad de Ductos e Instalaciones PEP Región Sur - 2014 13 Adicionalmente el IMP-AMESUS incrementa el factor de recuperación al modificar la mojabilidad y controlar la precipitación de sales El IMP cuenta con químicos para operar a condiciones de alta temperatura, alta salinidad y alta dureza, inhibiendo la precipitación de sales minerales Capacidad espumante en sistema de alta salinidad. ESPUMA Salmuera de alta salinidad Cambio de mojabilidad en roca carbonatada Roca carbonatada saturada con aceite Control de incrustaciones minerales Compatibilidad de aguas: No se forman incrustaciones 14 El IMP-AMESUS-1100 fue evaluado en una prueba tecnológica para validar el cambio de mojabilidad y su capacidad antincrustante 15 El IMP-AMESUS-1100 incrementó la producción de aceite y redujo la producción de gas en el pozo Jujo 642A Control de canalización de gas Incremento de la producción de aceite *Datos de Producción proporcionados por PEP 16 La siguiente fase del desarrollo tecnológico del IMP AMESUS 1100 se orienta a la prueba tecnológica de recuperación adicional entre pozos Nuevas líneas investigación de Remover el asfalteno depositado en la roca también permite mejorar las condiciones de flujo entre el bloque (zona de baja conductividad) hacia las fracturas (zonas de alta conductividad) incrementando el factor de recuperación. Aceite Aceite Emulsión Emulsión Antes de espuma Después de espuma Cambios en la composición pozo Jujo 642A Diseño y evaluación de nuevos agentes químicos para ultra alta temperatura, con lo cual se pueden desarrollar procesos híbridos químico-térmicos. 17 Retos en EOR para los Yacimientos Naturalmente Fracturados • Canalización de los fluidos de inyección, del acuífero y/o del casquete de gas. • Baja eficiencia de barrido. • Mojabilidad intermedia o al aceite. • Alta saturación de aceite remanente en los bloques. • Altas temperaturas y salinidades. • Los mecanismos de recuperación involucrados en yacimientos fracturados son diferentes a los que no lo son. 18 Reestructuración del IMP y cambio al decreto Se han establecido 3 direcciones enfocadas al proceso de investigación y aplicación de los desarrollos tecnológicos: • Dirección de Investigación en Exploración y Producción • Dirección de Investigación en Transformación de Hidrocarburos • Dirección de Tecnología de Producto En Octubre/2014 se emitió el cambio al decreto que constituye al IMP. 19 ® Gracias por la atención 20 Histórico de procesos de recuperación adicional Aceite ADICIONAL por procesos de recuperación National History of Production Secundaria+mejorada Secundaria 12000 Qo primary Qo Total Np primary Np Total 1000 10000 800 8000 N2 CO2 600 400 200 4000 2000 PR 0 Ene-30 6000 Np (mmb) Qo (mbpd) 1200 Ene-50 N2 Cantarell Ene-70 SECUNDARIA AGUA-GAS Ene-90 Ene-10 0 Ene-30 SECUNDARIA-MEJORADA Sistemas con Fracturas??? Anuario estadístico de proyectos de recuperación, 2007 21 Análisis del número de Bond (drene gravitacional) Bond number (ADIM) h=40cm h=10cm 1000 100 10 1 0.1 0.01 0.001 0.0001 0.0001 0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000 r (cm) Poros Fracturas? Vúgulos? Luna et al, SPE Workshop in NFR, 2010 Poros + vúgulos 22 Mecanismos para reducción de la saturación residual de aceite en un medio poroso SIN “FRACTURAS” Procesos para recuperación ADICIONAL •Mantenimiento de presión •Barrido de aceite Inyección de Gas Inyección de Agua Energía Adicional (EOR o terciaria) Térmicos Gases - Combustion insitu - CO2 misc. Inmisc. - N2 misc. Inmisc. - Aire -Agua Caliente - Vapor Químicos - Polimero - Alkali -Surfactante -Espumas Bacterias -Biomasa -Bioproductos Cambian propiedades (Recuperación Secundaria) Sin cambio IFP, Introduction to EOR, 2003 20-45% Por recuperación ADICIONAL 50-65% Por Recuperación ADICIONAL Medio poroso sin “fracturas” OK Medios Fracturados ???? 23 Térmicos (CIS baja y alta presión, sistema con fractura) SCAL- Experimentos ·Roca caliza # 50 ·Aceite de linaza 13.65 PRIMERA SECCIÓN T1 T2 ·Núcleo de Berea ·Cárdenas 142-II ·Agua 9.40 SEGUNDA SECCIÓN T3 T4 T5 T6 T7 T8 TERCERA SECCIÓN ·Cárdenas 142-II ·Caliza # 50 ·Agua T9 T10 34.70 • Cinética de combustión (inyección de aire) • Convensional (empacamiento) • YNF (fractura anular, roca) T11 T12 T4 (*) Cárdenas, Chicontepec 24
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