DireccióN: Universidad de Oriente, Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas, Departamento de Ingeniería de Petróleo. Maturín, Monagas, Venezuela
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INYECCIÓN DE SURFACTANTE COMO MÉTODO DE RECUPERACIÓN MEJORADA EN YACIMIENTOS DE CRUDO PESADO INJECTION OF SURFACTANT AS IMPROVED METHOD OF RECOVERY IN HEAVY OIL RESERVOIR CIENCIAS BÁSICAS Y TECNOLOGÍA ARTÍCULO DE INVESTIGACIÓN EXPERIMENTAL AUTOR: Hugo José Febres Carvajal ASESORADO POR: MSc. Fabiola Mottola Ing. Indira Márquez CREADORES DEL SURFACTANTE: MSc. Pablo Manrique MSc. Franklin Archer Ing. María Araujo La tecnología a base de surfactante INTESURF® es propiedad de PDVSA INTEVEP, S.A. Todos los derechos reservados. DIRECCIÓN: Universidad de Oriente, Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas, Departamento de Ingeniería de Petróleo. Maturín, Monagas, Venezuela. RESUMEN El aumento de la producción de petróleo en yacimientos que posee crudo pesado asociado a una alta viscosidad que ronda los 21.000 cPs representa un reto para su explotación, especialmente por el incremento de la producción de agua que presentan los pozos, que llega a ubicarse hasta en el 98% de la producción neta; por ello, se propone someter a un yacimiento de muestra a un proceso de recuperación mejorada con estimulación en frío mediante la inyección de un surfactante INTESURF®. La formulación INTESURF® permite un aumento considerable del factor de recobro, actualmente ubicado en 22,1% a través de su inyección en frío. Esta ha demostrado excelentes resultados a escala de pruebas de laboratorio, y ser aplicable en yacimientos con mojabilidad al petróleo; ya que permite revertir esta condición y favorecer la movilidad de los fluidos a través de la formación. Para poder determinar el efecto de ésta tecnología a nivel de yacimiento se utilizó la herramienta de simulación Stars® enfocando el estudio a una zona específica del yacimiento que demostró mayores índices de oportunidad para observar resultados a corto plazo. Los resultados obtenidos demuestran una disminución en la producción de agua de formación llegando incluso a 698.700 BBL en un periodo de 10 años. Por lo cual, la aplicación de INTESURF® en este tipo de yacimientos es una alternativa a considerar, al igual que debería ser tomada en cuenta para otros yacimientos con características similares. Palabras Clave: Surfactante, Recuperación Mejorada, Inversión de Mojabilidad, Factor de Recobro. ABSTRACT Increased oil production sites having heavy crude associated with a high viscosity of around 21,000 cPs represents a challenge for exploitation, especially by reducing water production presented by Wells, who comes to settle up to 98% of total production. Therefore intends to submit a sample reservoir to a process with improved cold stimulation by injecting a surfactant INTESURF® recovery. The INTESURF® formulation allows a significant increase in the recovery factor, currently located at 22.1% through its cold injection. This has shown excellent results scale of laboratory tests, and be applicable in reservoirs with oil wettability; because it allows reverse this condition and encourage mobility of fluids through the rock pores. To determine the effect of this technology at reservoir simulation tool Stars® was used, focusing on a specific area of the site that showed higher rates of opportunity to observe short-term results. Results show a decrease in the production of water 698 700 BBL to a period of 10 years. Therefore, in applying such INTESURF® deposits is an alternative to consider, as it should be for other reservoirs with similar characteristics. Keywords: Surfactant, Improved Recovery, Reversal of Wettability, Recovery Factor. INTRODUCCIÓN El aumento del Factor de Recobro en yacimientos que poseen crudo pesado asociado a una alta viscosidad, representa un reto para su producción; además de recientes pruebas, las cuales han demostrado que los hidrocarburos pertenecientes a la Faja Petrolífera del Orinoco tienen afinidad a la roca, lo que quiere decir que su mojabilidad es al petróleo, ocasionando restricciones considerables de flujo en los pozos correspondientes a los yacimientos que aquí se encuentran. Gracias a éstas características, cualquier proceso de recuperación secundaria que sea aplicado en los pozos, ocasiona altos cortes de agua no deseados que terminan por disminuir el factor de productividad de los pozos. Posterior a todas estas consideraciones, se propone someter un yacimiento de prueba a un proceso de recuperación mejorada con estimulación mediante la inyección de una tecnología a base de surfactantes, denominada INTESURF®, desarrollado por el Instituto de Tecnología Venezolana para el Petróleo (INTEVEP) S.A. De esta manera, los resultados pueden reflejar los efectos que ocasionan la mezcla de químicos inyectados con la mojabilidad de los yacimientos que presenten estas características, y sus consecuentes cambios en la línea de producción a través del tiempo gracias a las predicciones que se pueden obtener mediante herramientas de simulación. MATERIALES Y MÉTODOS UTILIZADOS Conocidas las características del surfactante y las propiedades de un tapón de núcleo, se procedió a realizar un modelo de simulación numérico tipo 1D con Stars® de CMG. Este modelo de simulación se elaboró de dos maneras: la primera, considera la inyección continua de formulación a base de surfactante para ser usada como un método de recuperación mejorada de hidrocarburos; la segunda consideró una estimulación previa en la cual se inyectó primero 10% del volumen poroso de la formación, de manera que la producción permaneciera cerrada mientras se realizaba un remojo en el yacimiento, para posteriormente ser abierta por un lapso de tiempo determinado. Con este proceso se buscó realizar un incremento en el índice de productividad que pudiese ser comparado con el método de inyección continua y establecer el proceso que ofreciera mayores beneficios en el yacimiento. Posterior a ello, se tomó el modelo estático de un yacimiento de prueba, se consideró un área de dos pozos para realizar una inyección de la formulación INTESURF® a escala de campo. Se simuló un tipo de inyección de surfactante en el yacimiento considerando la inyección de pozo a pozo de manera continua, con estimulación previa en el pozo productor. Luego, se toman en cuenta posibles escenarios que ocurren en el yacimiento a lo largo de un período de diez (10) años: 1er Caso: No Ocurre Inyección. Producción estimada hasta 01/01/2024 En este caso se consideró que el yacimiento se mantuvo produciendo por un periodo de diez (10) años aproximadamente de manera ininterrumpida, sin tener ningún método de producción secundario que estimulara la recuperación adicional de hidrocarburos. 2do Caso: Inyección de Agua. Producción estimada hasta 01/01/2024 En este caso, se considera que el Pozo A es un pozo inyector de 100% agua como método de recuperación de petróleo, se realiza una inyección continua por un periodo aproximado de diez (10) años. 3er Caso: Inyección de INTESURF®. Producción estimada hasta 01/01/2024 Se considera el Pozo A como un pozo inyector de surfactante INTESURF® de manera continua, además de realizar estimulación en el Pozo B previo a su apertura. La estimulación en el Pozo B consistió en inyectar 5000 barriles de surfactante y mantener el pozo sin ser abierto a producción por un periodo de 5 días, de esta manera se busca poder permitir la creación de la película de agua en el medio poroso circundante al pozo y observar los efectos que ocasiona en la producción. RESULTADOS Y DISCUSIÓN Modelo Pruebas Tapón de Núcleo: Teóricamente a través de la permeabilidad relativa se establece que cuando la intersección de ambas curvas de permeabilidad se encuentra menor del 50% en saturación de agua, el yacimiento es definido como oleófilo, esto quiere decir que su fase mojante es el petróleo, permitiendo mayor facilidad de movimiento a la fase no mojante, en dicho caso, el agua. Gráfica 1. Permeabilidad Relativa Vs. Saturación del Agua antes de la aplicación de INTESURF®. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  Cuando se simuló la inyección de la tecnología a base de surfactantes INTESURF®, se pudo notar una variación en las curvas de permeabilidad relativa de la roca, donde se muestra un aumento de la permeabilidad relativa, el cual puede interpretarse como alteraciones físicas a nivel de propiedad de la roca en el yacimiento. Este cambio en las curvas de permeabilidad, indica que el yacimiento pasa de tipo mojado al petróleo u oleófilo a un yacimiento mojado al agua o hidrófilo, lo que facilita la movilidad de hidrocarburos en la roca, presumiendo con ello una mayor producción de petróleo a futuro y por ende un aumento considerable en el factor de recobro del yacimiento. Gráfica 2. Permeabilidad Relativa Vs. Saturación del Agua posterior de la aplicación de INTESURF®. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  Caso 1: Inyección Continua. Este modelo solo consideró el sistema Pozo Inyector – Pozo Productor con inyección continúa de surfactante sin aplicar pruebas de retorno de permeabilidad, remojo o estimulación previa a la producción de hidrocarburos. Gráfica 3. Cotejo de una prueba de retorno de permeabilidad. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  Los puntos representan a las presiones obtenidas; a través del histórico de producción a nivel de laboratorio y la línea representa las presiones obtenidas a través del simulador. Se observó la similitud entre los valores de presiones obtenidas a través del modelo de simulación y las presiones a nivel de laboratorio, con un porcentaje de error de diferencia de 9%, indicó que al cotejar los resultados obtenidos en laboratorio, donde no se considera remojo previo a la formación, fueron resultados reales que pueden ser reproducibles a través de la herramienta de simulación. Gráfica 4. Tasa de Petróleo a Condiciones Normales Vs. Tiempo sin estimulación previa en el pozo productor. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  La prueba de laboratorio representada por puntos y la prueba de laboratorio simulada, representada por una línea muestran las tasas de producción de hidrocarburo del modelo que hacen un cotejo de aproximadamente 8% de error, quiere decir que el modelo de simulación realizado fue representativo. Caso 2: Inyección Con Remojo Previo. Este modelo de simulación consistió en realizar una estimulación previa a la apertura del pozo de producción, para obtener pruebas de retorno de permeabilidad. La estimulación previa consistió en cerrar el pozo por tres ciclos en los cuales se le inyecta la fórmula a base de surfactante en un 10% del volumen poroso del modelo, luego el pozo fue abierto a producción. Gráfica 5. Presión Pozo Inyector de Crudo / Pozo Productor Vs. Tiempo con estimulación previa del pozo productor. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  Se muestra que el pozo es cerrado por tres ciclos en los cuales se realizó estimulación y restauración de presión, se pudo notar las presiones del histórico de producción con puntos y las presiones del modelo de simulación con una línea. Esta vez hubo un punto de restauración de presión con su respectiva declinación, al hacer un cotejo con los puntos de presión de las pruebas de laboratorio, se verifica que las pruebas de retorno de permeabilidad se pueden reproducir a través del modelo de simulación sin ningún inconveniente con un porcentaje de error de 5%. Gráfica 6. Tasa de Petróleo a Condiciones Normales Vs. Tiempo con estimulación previa del pozo productor. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  Se pudo cotejar los datos procedentes del histórico obtenido en laboratorio y las tasas de petróleo a nivel de simulación representados por puntos y los datos procedentes del modelo de simulación representados por una línea. Se evidencia que al utilizar el producto con estimulación este método de inyección es eficiente y puede ser reproducible con un error de 3%. Posterior a los resultados obtenidos, una inyección combinada de estimulación en el pozo de producción demostró de forma práctica el asentamiento de la mezcla en el medio poroso alrededor del pozo de producción en la presencia de agua durante un período de tiempo suficiente para formar una película de agua sobre la superficie del medio poroso de la producción; e inyectar continuamente el fluido de inyección en el pozo de inyección para formar una película de agua sobre la superficie del medio poroso para permitir la movilización para el pozo productor del petróleo inmóvil en el espacio de los poros de la formación al romper la afinidad de dicho petróleo inmóvil a la superficie mojada naturalmente al petróleo original de la roca, resulta ser el método más eficiente para la producción de hidrocarburos desde el yacimiento, por ende, el método preferido para reproducir a nivel de yacimiento. Modelo Escala de Campo: Al momento de hacer una corrida de simulación inicial, se observa sensibilidad por parte del yacimiento respecto a concentraciones de fluido INTESURF®, independientemente la tasa de inyección utilizada en el proceso. Tabla 1. Casos de Inyección de INTESURF®.  Cuando se realiza una comparación de la producción diaria de petróleo, se puede notar que el proceso de agotamiento natural del yacimiento a través del Pozo B sin realizar ninguna estimulación, estima la recuperación aproximada de 112,40 barriles de petróleo diarios en un período comprendido de diez años, desde inicios del año 2014 hasta inicios del año 2024.Mientras tanto la Inyección de Agua en el Yacimiento demuestra una disminución de esta tasa, llegando a posicionar la recuperación de crudo en 107,12 barriles de petróleo por día, lo cual respalda que el empuje hidráulico, debido a la mojabilidad del yacimiento demostrada a través de las curvas de permeabilidad relativa, no permite realizar ningún cambio en la producción del pozo, al contrario, genera un factor de daño no existente anteriormente y disminuye la productividad del yacimiento, ocasionando el cierre temprano de los pozos que lo conforman. Sin embargo, la inyección de Surfactante INTESURF® presenta varios casos dependiendo exclusivamente del volumen inyectado y la concentración de químicos en un fluido base agua de producción; basándose únicamente en la tasa de producción de petróleo, la concentración/volumen ideal para recuperación de crudo fue el modelo CASO 1, el cual posee una concentración de 1250 ppm, permitiendo una producción diaria estimada de 168,86 barriles por día de petróleo. Gráfica 7. Tasa de Petróleo comparativa Vs. Tiempo. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  El primer modelo determinado como referencia principal, es el modelo de producción sin variaciones, el cual estima una producción de 7550,25 barriles de agua por día, lo que puede derivar a que el pozo sea cerrado incluso antes de este tiempo estimado de producción. Al momento de inyectar Agua en el yacimiento, se demuestra en estimaciones por simulación, los resultados previstos a través del análisis de las curvas de permeabilidad relativa del yacimiento. Las curvas de permeabilidad relativa del yacimiento estiman una mojabilidad al petróleo del mismo, por ello al realizar inyección de agua o similares, la producción de agua experimentaría una elevación anormal, provocando que el pozo productor al poco tiempo produjera únicamente agua, restándole rentabilidad para continuar abierto. La producción de agua de formación diaria se eleva a 8077,1 barriles de agua por día. Al momento de tomar en cuenta la inyección de surfactante, el modelo CASO 3, definido por poseer una concentración de 5000 ppm, es aquel que presenta menor producción de agua, con apenas 152,00 barriles de agua producida por día. Esto demuestra las propiedades del surfactante de permitir el cambio de mojabilidad en el yacimiento, ya que evidentemente al dejar de ser la fase mojante el agua, ésta reduce su movilidad en el yacimiento, por ende se ve reflejado en su disminución de producción diaria. Gráfica 8. Tasa de Agua comparativa Vs. Tiempo. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  Al momento de evidenciar cambios en la producción de agua de formación por parte del yacimiento, se procedió hacer una comparativa del corte de agua en el Pozo B a lo largo del proceso para poder determinar el proceso de producción más adecuado en caso de que se busque controlar la cantidad de agua en superficie. El modelo que no considera estimulación para producción posee un corte de agua estimado de 98,3% a lo largo del periodo que se considera de diez años. El modelo que posee inyección de agua en el yacimiento, estima tener un aproximado de 99,7% en el corte de agua desde que realiza el proceso. Los resultados al momento de inyectar la fórmula a base de surfactantes varían, obteniéndose mejores resultados con la concentración de 5000 ppm, también denominada CASO 3, con un corte de agua de aproximadamente 58,1%. Gráfica 9. Corte de Agua Vs. Tiempo. (Fuente: Simulador Numérico Stars® de CMG)  Al momento de estimar la aplicación de un modelo de inyección para el Yacimiento 39, se puede establecer el modelo CASO 1, el cual posee una concentración de surfactante de 1250 ppm. Además que se debe tomar en cuenta el factor de recobro estimado inicial y la variación correspondiente a cada modelo de simulación propuesto.Tabla 2. Pronóstico de Producción del Yacimiento de Muestra.  El principal criterio para escoger esta concentración se debe a la alta producción de petróleo que posee, la cual estima que el corte de agua se mantenga menor al estimado sin estimulación a lo largo del tiempo; además de permitir incrementar la tasa de producción diaria de hidrocarburo llevando ésta a un acumulado de 1,58 millones de barriles en 10 años. CONCLUSIONES El simulador Stars® reproduce los cambios de mojabilidad ocurridos en las pruebas de laboratorio. La mejor condición para la inyección de la formulación INTESURF® es como método de estimulación en frío con recuperación mejorada con un porcentaje de desviación de 3% en la tasa de producción. La inyección de INTESURF® en las pruebas de laboratorio pueden ser reproducidas a escala de yacimiento en la Faja Petrolífera del Orinoco. Al implementar INTESURF® en el Yacimiento Muestra, la arena de prueba muestra sensibilidad al cambio de concentración, en vez del cambio de tasa de inyección. La formulación a base de surfactante INTESURF® inyectada en el yacimiento permite recuperar en mayor medida petróleo al ser comparada con la producción natural de los pozos o la inyección de agua. De acuerdo a los casos simulados, a medida que aumenta la concentración de INTESURF® disminuye la producción de agua y se incrementa la producción de petróleo en el Yacimiento Muestra. La inyección de INTESURF® que muestra mejores resultados es aquella que posee una concentración de 1250ppm, con una producción acumulada de petróleo de 1,58 MMBBL. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Abdallah, W., Buckley, J., Carnegie, A., et al. (2007). Fundamentos de la mojabilidad. [Revista en Línea]. Bahrain. Disponible en: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/aut07/p44_61.pdf Aguilera, y. (2010). Estudio del método de recuperación secundaria óptimo en el Yacimiento K FUC-1, del Campo El Furrial, Distrito El Furrial. Trabajo de grado no publicado. 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