Revista Fuentes: El Reventón Energético
Vol. 15 Nº 2 de 2017 - Jul/Dic -
pp 19/30
FACTIBILIDAD
ANALÍTICA DE LA
APLICACIÓN
DE LA RECUPERACIÓN
MEJORADA
DE PETRÓLEO, CASO DE ESTUDIO ECUADOR
Mayra
Andrade; Diego Ayala*
Facultad
de Ingeniería en Geología y Petróleos. Escuela Politécnica Nacional. PO·Box 17-01-2759 . Quito.
Ecuador.
E-mail:
diego.ayala.t@gmail.com
RESUMEN
Mejorar el factor de recobro es motivación suficiente para que cualquier
compañía incluya dentro de su planificación, un estudio de factibilidad para
poner en marcha las tecnologías de recuperación mejorada, también conocida
como EOR, por sus siglas en ingles “emprove oil recovery”. Este método
consiste en inyectar fluido miscible, para alterar favorablemente las
condiciones de roca- fluido y desplazar el hidrocarburo hacia los pozos
productores, dando lugar a una compleja dinámica en el yacimiento. A partir de
los parámetros de controldel yacimiento, como: datos
PVT, historial de producción, factor de recobro, correlaciones, geometría de
los pozos y junto con los criterios de selección que demanda esta tecnología,
se puede proceder a diseñar un modelo de inyección miscible, profundizar la
simulación del yacimiento y obtener
predicciones no tan alejadas de la realidad.
EOR es una de las tecnologías que aprovecha la improductividad de los pozos
en buen estado, aumenta las reservas del yacimiento, pudiendo inyectar al
reservorio mas de 16 fluidos para propiciar un efecto
barrido que optimice la producción, sin embargo aplicar uno de estos métodos de
EOR, puede ser costoso en la industria, por esta razón el presente estudio
permite determinar la mejor opción para poner en marcha una de estas técnicas y garantizar un
retorno efectivo de la inversión y un adecuado uso del capital, misma que
presenta un reto a la ingeniería.
Palabras clave: EOR,
Recuperación Mejorada de Petróleo, Composición del Crudo, Mecanismos de Empuje.
ANALYTICAL FEASIBILITY OF THE APPLICATION OF IMPROVED
PETROLEUM RECOVERY, CASE STUDY ECUADOR
ABSTRACT
Improving the recovery
factor is sufficient motivation for any company to include in its planning, a
feasibility study to set up the improved recovery technology, also known as
EOR, for its acronym. This method consists in injecting miscible fluid, to
favorably alter the rock-fluid conditions and to move the hydrocarbon to the
producing wells, giving rise to a complex dynamics in the reservoir. From the information
obtained in the field, such as: PVT data, production history, recovery factor,
correlations, well geometry and together with the selection criteria demanded
by this technology, we can proceed to design an injection model miscible,
deepen the simulation of the site and obtain predictions not so far removed
from reality.
EOR is one of the
technologies that takes advantage of the unproductive wells in good condition
and can be injected into the reservoir more than 16 fluids to provide a
sweeping effect that optimizes production, however apply one of these selected
EOR methods, can be expensive in the industry, for this reason the present
study allows to determine the best option to implement one of these techniques
and to guarantee an effective return of investment and an adequate use of
capital, which presents a challenge to engineering.
Keywords:
EOR, Emprove Oil Recovery, Composition of oil, Push
Mechanisms.
Cita:
Cita: Andrade, M., Ayala, D. (2017). Factibilidad analítica de la aplicación de
la recuperación mejorada de petróleo, caso de estudio Ecuador. Revista
Fuentes: El reventón energético, 15 (2), 19-30.
DOI: http://dx.doi.org/10.18273/revfue.v15n2-2017002
INTRODUCCIÓN
Después de la recuperación primaria o secundaria de petróleo, más de la
mitad del petróleo residual queda en el sitio de extracción, siendo necesario
recuperar parte de ese petróleo localizado dentro de los canales de extracción
mediante técnicas de recuperación mejorada de petróleo- EOR por sus siglas en
inglés ( Bazin, et al., 2011).
La investigación consideró como candidato al campo MR ubicado en la Cuenca
Oriente para modelar los diferentes métodos de
recuperación mejorada. Aplicando criterios técnicos
de selección establecidos en producción se seleccionará la tecnología EOR que
mejor se adapte a las condiciones del yacimiento. Este análisis será el punto
de partida para los futuros proyectos pilotos que reúnan las mismas características
de nuestro modelo. Las tecnologías EOR maximizan la recuperación de petróleo y
minimizan algunos de los impactos
ambientales (Buckley S, 1955). Estas tecnologías
también son conocidas como optimización rápida y temprana de
reservorios (Mogollón, 2013), el objetivo principal es incrementar y mantener
la estabilidad en la presión (Jía, Zeng & Gu, 2013).
Con el método de EOR seleccionado se empezará a realizar la simulación
analítica de la recuperación y mediante modelos dinámicos se obtendrá una
predicción de la producción del campo en estudio, usando los softwares Petrel y Eclipse de la empresa Schlumberger, se analizaran los resultados para evaluar las
ventajas y desventajas de la aplicación del mejor método
seleccionado.
Adicionalmente se presenta un análisis económico del método de recuperación
mejorada que se adaptó de mejor manera al Campo MR, siendo en este caso la
inyección de polímeros la mejor alternativa y un complemento al estudio
realizado. La tecnología EOR tiene un amplio espectro de aplicaciones en el
yacimiento y es así que no siempre está asociado con la recuperación terciaria,
sino que puede ser usada como un método primario o secundario de recobro
(Alvarado & Manrique, 2010).
Recuperación Mejorada
La recuperación mejorada también llamada EOR por sus siglas en inglés Enhanced Oil Recovery
es un mecanismo de inyección de fluidos miscibles que tiene como objetivo la
recuperación de petróleo remanente y/o residual que se encuentra en el
reservorio (Spildo, Johannessen
& Skauge, 2012).
Eor Mediante Inyección Térmica
La recuperación térmica, es un
proceso por el cual intencionalmente se introduce calor
dentro del reservorio con el propósito de aumentar la temperatura del
yacimiento y reducir la viscosidad del petróleo (Moore, et al., 2012),
mejorando el desplazamiento del crudo hacia los pozos de producción.
Eor Mediante Inyección Gas
El principio de la inyección de gas miscible radica en reducir la tensión interfacial entre los fluidos y eliminar los efectos de las
fuerzas capilares. Inyectar CO 2
a la formación se ha convertido en uno de los métodos preferidos mundialmente,
no solo se puede obtener naturalmente sino también en la industria (Li, et al.,
2009)
La recuperación mejorada mediante la inyección de gas ha sido una de las
técnicas más utilizadas en reservorios condensados, formaciones carbonatadas y
crudos livianos, además de ser la opción más viable de EOR para las formaciones
con baja permeabilidad (Alvarado & Manrique, 2010).
En lo que corresponde al presente estudio se dará mayor énfasis a los
siguientes procesos de inyección:
Inyección de dióxido de carbono.
Inyección de nitrógeno.
Inyección de gas alternado con agua.
Eor Mediante Inyección de
Químicos
Consiste en incrementar la
producción de crudo, mediante la disminución de la
tensión interfacial entre el fluido desplazante y el petróleo (Salager,
Forgiarini, Márquez, Manchego y Bullón,
2013), aumentar la viscosidad del fluido inyectado y permitir una mejora en la
relación de la movilidad, en conjunto con la eficiencia de barrido. Se deberá
considerar además las condiciones de temperatura, salinidad y la dureza que
pueden cambiar las propiedades del fluido que se va a inyectar a la formación (Adkins, et al., 2012). Las inyecciones más conocidas son:
Inyección de polímeros.
Inyección de surfactantes.
Inyección de Alcalinos Surfactantes.
Inyección de Alcalinos Surfactantes Polímeros.
METODOLOGÍA
La investigación realizada se centró en analizar la viabilidad de aplicar
las tecnologías de EOR en un campo de la Cuenca Oriente del Ecuador. Además se
plantea estudios más detallados a través de la simulación programada, los
cuales servirán para garantizar la efectividad y buen desarrollo del proyecto a
realizarse.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Datos de Selección de Campo
Los parámetros técnicos servirán para caracterizar y conocer las
principales propiedades del petróleo y del reservorio. (Schubarth,
Bazan, Becnel, Wagner &
Manrique, 2012).
La Tabla 1, muestra las propiedades PVT del fluido y las propiedades de la
roca usadas para realizar una selección del mejor método de EOR, en base de
experiencias anteriores desarrolladas con éxito.
Tabla 1. Parámetros del Campo MR.
|
PARÁMETROS
|
DATOS
|
|
Gravedad (° API)
|
18 , 5
|
|
Viscosidad del petróleo (cp)
|
9 , 48
|
|
Composición del crudo
|
C1- C36+
|
|
Saturación del petróleo (%)
|
60
|
|
Salinidad del agua (ppm)
|
51673
|
|
Dureza del agua (ppm)
|
500
|
|
Temperatura del reservorio (°F)
|
215
|
|
Tipo de roca
|
Arenisca
|
|
Permeabilidad (mD)
|
250
|
|
Profundidad (ft)
|
9524
|
|
Espesor neto (ft)
|
52,76
|
|
Presión del reservorio (psi)
|
3415
|
|
Mecanismo de empuje
|
Empuje lateral de agua
|
|
Porosidad (%)
|
16 , 4
|
Selección de la mejor alternativa de EOR
Los criterios de selección técnica, establecen el punto de partida de cada
método EOR; la evaluación de las
ventajas, aplicaciones y desventajas de las diferentes tecnologías, definirá el
método que se adapta de mejor manera a las condiciones del yacimiento,
resultado que permitirá hacer un estudio piloto de recuoeración
mejorada, a partir de las características geológicas del reservorio (Alvarado,
et al., 2012).
La selección de la mejor alternativa o screening
de EOR a usarse en la Arena “U” Inferior del Campo MR se la realiza con base a
un exhaustivo análisis comparativo con los criterios de selección, datos del
reservorio y datos del fluido del campo (Lake & Walsh,
2008).
Las Figuras 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 permiten evaluar las diferentes
variables que se deben considerar para obtener la mejor opción de método de EOR
dentro de la subdivisión: inyección térmica, inyección de gas e inyección
química; la línea azul muestra los parámetros óptimos para la inyección, la
línea amarilla muestra que el proyecto a realizarse es posible (técnica y
económicamente rentable ), la línea gris simboliza que no es realizable el
proyecto y finalmente se encuentra la línea más importante, que se representa
con un color celeste y simboliza los datos del campo de estudio, esta línea
representa que tan efectivo es el proyecto a realizarse.
Resultados obtenidos de la inyección
térmica
Figura
1. Combustión in
situ.
Figura 2. Inyección de agua caliente.
Figura 3. Inyección de vapor.
Resultados obtenidos en la inyección de gas.
Figura
4. Inyección de dióxido de carbono.
Figura
5. Inyección de nitrógeno.
Figura 6. Inyección alternada de agua y
gas.
Resultados obtenidos en la inyección química
Figura 7. Inyección
de polímeros.
Figura
8. Inyección de surfactantes.
Figura
9. Inyección de alcalinos surfactantes.
Figura
10. Inyección de
alcalinos surfactantes polímeros.
El análisis anterior nos despliega la información que facilitará valorar
las opciones y de esta forma obtener los criterios técnicos para realizar una
mejor elección del método EOR, además se pudo obtener los datos requeridos para
crear las Figuras 11, 12 y 13, los cuales permiten visualizar de mejor manera
el porcentaje de selección de los métodos más apropiados, en función del menor
número de restricciones, condiciones económicas y cantidad de datos
disponibles. De las Figuras 11, 12 y 13, se concluye que los métodos
más apropiados para EOR dentro de la subdivisión establecida, son:
Inyección térmica: inyección de vapor.
Inyección de gas: inyección de dióxido de carbono.
Inyección Química: cualquier inyección, estaría
disponible de acuerdo al porcentaje presentado, pero de acuerdo a los menores
costos en el mercado, se escoge la inyección de polímeros.
Figura 11. Resultados comparativos- Inyección térmica.
Con las estrategias EOR seleccionadas se empezará a
realizar la simulación analítica de la recuperación térmica, química y de gas,
para después mediante modelos dinámicos
obtener una predicción de la producción del campo MR, usando los softwares
Eclipse y Petrel
Figura 12. Resultados comparativos- Inyección de gas.
Figura 13. Resultados comparativos- Inyección química
Selección de la Arena Productora
La producción de las diferentes arenas que constituyen al yacimiento del
campo de estudio puede afectar drásticamente a los regímenes de producción
debido a cantidad de hidrocarburos contenida en la arena y por consiguiente
puede afectar a la recuperación de petróleo ( Alvarado
& Manrique, 2010).
Dentro del campo de estudio la arena más productiva es la Arena U y dentro
de la misma se encuentra una subdivisión, a continuación las Figuras 14 y 15 indican
la mejor selección de la Arena de acuerdo a la producción y saturación
de petróleo.
Figura 14. Producción acumulada historica.
Figura
15. Reservas
remanentes.
Identificación Selección de los Pozos para
Inyección
La selección debe considerar la cercanía de los pozos activos que se van a
emplear, las correlaciones las cuales se presentan en la Figura 16, la presión
mínima de miscibilidad y por último la distribución de los pozos o modelo
geométrica (Pandey, et al., 2012), a partir de este
dato se podrá calcular la eficiencia de desplazamiento.
La Figura 16, establece la correlación estratigráfica de los pozos.
Representa la conexiónes geológicas mutuas, indica la
profundidad de las formaciones y la comparación entre los pozos,
Figura 16. Correlación de los pozos seleccionados.
La producción de agua y petróleo de los pozos candidatos de este estudio se
exponen en la Figura 17.
Posición de los Pozos Seleccionados
Figura
18. Posición de los pozos seleccionados del Campo
MR
La posición y ubicación de los pozos se ajusta a un modelo de cinco puntos.
En la Figura 18, se determinan los posibles caminos de la inyección, siendo
el pozo MR- 045 el pozo inyector y los demás pozos productores.
Caudal
de Inyección
Para que se pueda aplicar algún método de EOR es necesario conocer la
miscibilidad entre el fluido inyectado y los fluidos presentes en el
reservorio. Un proceso de inyección es miscible cuando la presión de inyección
es superior a la presión mínima de miscibilidad (PPM)
(Shojaei, Rastegar & Jessen, 2012).
Entre los aspectos más importantes a considerar se encuentran: la presión
mínima de miscibilidad del fluido que se va a inyectar, la presión de
fractura del reservorio y además conocer con exactitud la presión de inyección
para no exceder la presión de fractura del yacimiento.
Donde:
k = Permeabilidad (Darcy) h=profundidad (ft)
Pr=Presión del reservorio (psi) Pwf=Presión de
fondo (psi) μw= Viscosidad del agua (cp ) βw= Factor
volumétrico del agua (std/ bls
) re=
Radio de drenaje (pulg ) rw= Radio
del pozo (pulg )
Figura 17. Producción de agua y petróleo de los pozos
seleccionados. Qcrítico = 3000 bls.
Resultados de la Simulación Analitica
y Modelación Dinamica de los Modelos EOR
Seleccionados
Después de haber comprobado, mediante el análisis de selección de Good Lett, G.O., Honar Pour, F. T., Chung, F.T., Sarathi, P.S.Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright,
R.S., que las inyecciones que mejor se ajustan a las condiciones petrofísicas
locales para el campo MR son: inyección de vapor, inyección de dióxido de
carbono e inyección de polímero, se analizaron los datos obteniendo como
resultado las Figuras 19, 20 y 21 que evidencian el comportamiento de la
producción con los distintos fluidos inyectados.
La simulación se la realizó desde el mes de julio de 2015, con una
producción en conjunto de los pozos seleccionados de 20000 bls
de fluido y cuya fecha de finalización es en julio del año 2030. La línea azul
indica la producción de agua mientras que la línea negra indica la producción
de petróleo.
De acuerdo a la simulación analítica de Inyección térmica
cíclica de vapor, el comportamiento de la producción se muestra en Figura 19:
Figura 19. Predicción inyección de vapor.
Debido a la presión hidrostática del pozo, el fluido llega con suficiente
presión, sin embargo como se aprecia en la Figura 19, la producción comienza a
declinar y es debido a las pérdidas de calor en el medio poroso junto con la
condensación del fluido, creando en esta inyección un comportamiento tipo
convencional, consecuentemente el fluido calentado y recuperado va a
ser escaso.
Otro aspecto importante a considerar después de la inyección cíclica de
vapor, es la declinación de petróleo hasta el año 2030 y el incremento de 115
000 bls de agua manteniéndose casi constante hasta
esta la fecha. Por estas razones el método de inyección cíclica de vapor no
es recomendable.
De acuerdo a la modelación dinámica de Inyección de dióxido de carbono, los
resultados de la producción se
visualizan en la Figura 20:
Figura 20. Predicción inyección de
dióxido de carbono.
La Figura 20, expone la alta producción de petróleo hasta el año 2015
(línea negra) y a partir de este momento la producción de petróleo declina de
manera casi constante hasta el año 2020, a partir de este punto se ve que la
producción se estabiliza conjuntamente con la producción de agua, obteniendo
una producción final de petróleo de 90 000 bls.
De acuerdo a la modelación dinámica de Inyección de polímeros, se obtuvo el
siguiente resultado, ver Figura 21:
Figura 21. Predicción inyección de polímeros.
En la Figura 21 se aprecia una mayor producción de petróleo (línea negra)
en comparación de la producción de agua (línea azul), existe un periodo de 10
años de producción estable y constante a partir de 2015 hasta 2025
aproximadamente, desde este punto existirá un declive leve en la producción,
para el año 2030 la producción de petróleo es de 200 000 Bls y comienza a descender de manera rápida, esto
se debe a la suspensión en la inyección de batches de
polímeros, la producción de agua disminuye significativamente en 2015 y se
mantiene con valores relativamente bajos hasta 2030.
Viabilidad de la recuperación mejorada
La viabilidad del proyecto de recuperación mejorada se lo realizará
mediante el análisis de algunos indicadores financieros como: valor actual
neto, tasa de retorno interno y razón costo beneficio. Para lo cual hemos
analizado el comportamiento de los ingresos, egresos, inversión necesaria,
impuestos, depreciaciones, utilidades, entre otras características más, mismas
que son indispensables para la toma de decisiones y evaluación de la
rentabilidad del proyecto objeto de estudio.
Para realizar los cálculos de evaluación del proyecto, se han tomado en
cuenta algunos costos estadísticos que
demanda la inyección del fluido en Ecuador, dichos parámetros son los
siguientes:
Tabla 2. Costo de la inyección.
|
Operación
|
Costo $
|
|
Estudios realizados
|
1.286,67
|
|
Personal Técnico
|
38.609,49
|
|
Equipos (Calentadores, Tuberías, Tanques para la
producción)
|
50.400,00
|
|
Fluido Empleado
|
6.810,54
|
|
Preparación del fluido empleado
|
19.999,00
|
|
Almacenamiento de fluido empleado
|
20.000,00
|
|
Logística
|
45.000,00
|
|
TOTAL
|
182.105,70
|
|
Además
los datos país son:
Tabla 3. Datos
país.
|
|
|
Parámetros
|
Valores
|
|
Tasa de declinación (%)
|
$ 0,03
|
|
Preccio por
barril (Dólares)
|
$ 94,60
|
|
Tasa de actualización mensual
|
$ 0,01
|
Con estos valores obtenemos que:
VAN = 5341154.3
Indica que el proyecto es rentable,
pues el indicador es mayor a 0, por lo tanto se acepta el proyecto.
TIR = 27%
El tiempo de retorno en que vamos a
recuperar la inversión es en dos años y medio.
Relación C/B = 1.94 $
Por cada dólar que invertimos se gana
0,94 centavos
de
dólar.
CONCLUSIONES
Se propone la implementación de la recuperación mediante la técnica de
inyección de polímeros, desde el pozo inyector MR-045 ó
(I01) hacía el pozo productor MR-023A (P01) y debido a las condiciones
favorables de producción para el año 2030, se manifiesta que este método de EOR
es técnicamente aplicable.
Debido a la alta producción que presenta el pozo productor MR-023A y a la
influencia que presenta el modelo de 5 puntos, la eficiencia de barrido que
comienza en el pozo inyector MR-045, no solamente afecta a la producción del
pozo MR023ª sino también a los pozos aledaños, como son los pozos MR-028,
MR-031 y MR-041A, siendo además pozos activos y por lo tanto su producción va a
ser óptima.
La inyección de polímeros es la metodología más favorable debido a la alta
producción de agua en la cuenca oriental ecuatoriana, misma que podría
reinyectar con la mezcla necesaria de polímeros para obtener las propiedades de
miscibilidad,
La mejor recuperación de petróleo es con la inyección de polímeros, debido
a que solo se inyecta cuatro batches de productos
químicos y la recuperación es de 650.000 Bls en
comparación a la recuperación de dióxido de carbono 80.000 Bls
en inyección cíclica de vapor 20.586 Bls en el año
2016.
Al inyectar dióxido de carbono dentro de la zona de petróleo, los granos de
las rocas quedan recubiertos por sustancias bituminosas, que provocan un
incremento en la humectabilidad del petróleo, afectando a la solubilidad de
asfáltenos presentes en el hidrocarburo.
La implementación de la técnica EOR mediante la inyección de polímeros de
los pozos productores e inyector de la arena U inferior Campo MR, resultó favorable
teórica y económicamente.
RECOMENDACIONES
Debido a la alta producción de agua que presenta el pozo productor MR-023A
y a la influencia que presenta el modelo de 5 puntos, la eficiencia de barrido
que comienza en el pozo inyector MR-045, no solamente afecta a la producción
del pozo MR-023ª sino también a los pozos aledaños, como son los pozos MR-028,
MR031 y MR-041A, siendo además pozos activos y por lo tanto su producción va a
ser óptima.
La inyección de polímeros es la metodología más favorable no solo desde el
punto de vista ambiental sino también desde el económico, puesto que el Campo
MR posee una alta producción de agua y se la podría aprovecharse en la
inyección de polímeros que consiste en inyectar batches
continuos de agua tratada del pozo con aditivos polímeros.
La mejor recuperación de petróleo es con la inyección de polímeros, debido
a que solo se inyecta cuatro batches de productos
químicos y la recuperación es de 650.000 Bls en
comparación a la recuperación de dióxido de carbono 80.000 Bls
en inyección cíclica de vapor 20.586 Bls en el año
2016.
Al inyectar dióxido de carbono dentro de la zona de petróleo, los granos de
las rocas quedan recubiertos por sustancias bituminosas, que provocan un
incremento en la humectabilidad del petróleo, afectando a la solubilidad de
asfáltenos presentes en el hidrocarburo.
La implementación de la técnica EOR mediante la inyección de polímeros de
los pozos productores e inyector de la arena U inferior Campo MR, resultó favorable
teórica y económicamente.
AGRADECIMIENTO
Agradecemos a los ingenieros: Ken Luzuriaga, Álvaro Izurieta por la
asesoría brindada para obtener los softwares Petrel y
Eclipse; y Alvaro Betancourt por la revisión.
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Recepción: 14 de marzo de 2017
Aceptación:
29 de mayo
de 2017