Mejora de la conformidad en la unidad Kuparuk River

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SITUACIÓN

Kuparuk River Field es un colector estratigráfico estructural que consiste en dos arenas productivas: la arena A con baja permeabilidad y la arena C de alta permeabilidad. El yacimiento actualmente tiene más de 1,100 pozos bajo inyección de agua, con proceso de inyección alternada de agua y gas miscible e inmicisble. La amplia falla y la drástica distribución de permeabilidad en la arena C han dado como resultado una severa comunicación entre los inyectores y sus productores vecinos que inducen la alta producción de agua y la baja eficiencia de barrido.

El tratamiento de control de gel de polímero dio como resultado un incremento total de petróleo de 460,000 bbl a un índice de incrementos efectivos de 630 bpd para el patrón.

Conformance Improvement Figure 1

DESAFÍO

El inyector I-1 fue inicialmente perforado como una sola perforación, completada para inyectar en la arena C de Kuparuk C. Para aumentar la inyección y apoyar la producción vecina, más tarde se completaron dos desvíos en arenas C4, C2 y C1. Después de los desvíos, la inyección promedio de este pozo fue de alrededor de 6 bpd/psi y en ocasiones alcanzaba entre 9 y 11 bpd/psi, mientras que el promedio de yacimientos para pozos similares fue en el rango de 1 a 5 bpd/psi.

La rápida comunicación entre este inyector y sus productores vecinos se confirmó con el inmediato avance del gas a los vecinos durante la inyección miscible (MI, en inglés) de gas. Un estudio de marcadores inter-pozos también mostró que el 30.2% del marcador inyectado en en inyector I-1 recuperado en tres productores vecinos en 16 o 22 días indicaban una rápida comunicación a través de las fallas/características altamente conductivas.

SOLUCIÓN y resultados

Se recomendó un tratamiento de control de gel de polímero para abordar la comunicación y mejorar la recuperación de petróleo en este patrón. Se sugirió específicamente uso de un polímero reticulado de alto peso molecular (HMW) para evitar la penetración en la matriz con baja permeabilidad.

Apenas se inyectaron 20,000 bbl de un polímero HMW en las etapas de 3,000 a 10,000 ppm en una relación de polímero a reticulante de 40:1. La inyección se redujo aproximadamente de 7 bpd/ psi a 1.3 bpd/psi durante el tratamiento. El gel de polímero se colocó a alta permeabilidad, para la alta producción de agua, el rápido avance del gas y la baja eficiencia de barrido en esta patrón sin dañar la baja permeabilidad rocosa. El tratamiento de control tuvo un efecto inmediato en la inyección del inyector I-1, lo que indica que el fluido de inyección se desvía a un área no barrida del depósito.

En resumen, el tratamiento de control de gel de polímero dio como resultado un incremento total de petróleo de 460,000 bbl a un índice de incrementos efectivos de 630 bpd para el patrón. El incremento de la producción de petróleo debió ser corregida al momento en que el inyector I-1 se dio de baja hasta que volvió a la inyección normal. Se puede observar una reducción temporaria en la tendencia de aumento de la producción de petróleo, lo que se debe a la falta de inyección de gas miscible en la almohadilla.

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