sistema de gel de polímeros mejora la eficiencia de barrido en la formación de West Texas

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situación

Un yacimiento de West Texas que produce naturalmente en la formación de la fractura de Grayburg era uno de los primeros inundados en el depósito de carbonato de la región. El cliente identificó una cantidad significativa de patrones de inundación que sufrió serios problemas de comunicación entre los inyectores y los productores vecinos. La gran producción de agua y el pobre rendimiento de barrido dio como resultado altos costos operativos y una menor producción de petróleo.

El aumento estimado de petróleo fue de 488,000 bbl, que resulta en un aumento de costos por barril de $4.68.

solución

Basado en la información geológica y el análisis de la comunicación de inundaciones con datos de inyección y producción, nuestros expertos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) de TIORCO recomendaron una solución de gel de polímero reticulado para corregir los canales de agua rápidos a través de fracturas y grandes rasgos de permeabilidad. Se realizaron análisis de laboratorio y se determinó que el sistema de gel de polímero MARCIT sería óptimo en base a la temperatura del depósito y los sólidos totales disueltos (TDS, por sus siglas en inglés) en agua de inyección . El gel está compuesto por poliacrilamida hidrolizada de peso molecular medio y por un reticulante que se mezclan en la superficie utilizando equipos especiales y luego inyectados en el fondo del pozo. La velocidad de la reacción se demora lo suficiente para permitir la colocación del gel en el depósito.

De 2001 a 2006, se trataron 24 inyectores en cuatro fases utilizando un volumen promedio de gel de 16,550 bbl por pozo de polímero en gel con concentraciones de 1,500 a 10,000 ppm. Cada pozo de inyección presentaba un diseño de volumen de gel individual basado en el volumen estimado de la zona de pérdida de circulación entre el inyector y los productores vecinos. Las concentraciones y el volumen de gel bombeado se modificaron sobre la marcha en base a la respuesta de presión de la inyección, que es un buen indicador de cuán efectivo es el gel para rellenar las características que alteran el depósito.

resultados

Se colocó el gel de polímero en las fracturas y las características de gran permeabilidad para permitir una gran producción de agua y una baja eficiencia de barrido, sin dañar la matriz de rocas de baja permeabilidad. Aumentar la fuerza del gel MARCIT permitió que la presión de la inyección se incrementara constantemente durante el tratamiento. La producción de petróleo aumentó tres meses después del primer tratamiento, seguido de un constante aumento del caudal de petróleo y de un cambio significativo en la reducción de la producción de petróleo durante las cuatro fases.

El aumento estimado de petróleo fue de 488,000 bbl, dando como resultado un aumento del costo por barril de $4.68, un precio promedio por fase de 12 meses y un índice de rentabilidad interno del cliente del 31%.

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