Post on 12-Sep-2019
transcript
Optimización de la Inyectividad en Campos
Maduros :
Caso de Estudio: Yacimiento Barrancas
Autores: Ignacio Torre
Adriana Cavallaro
2
Ubicación geográfica Reservorio
Espesor total de la formación: 60 m
• Espesor útil promedio: 30 m
• Porosidad promedio: 17 % 18
• Permeabilidades promedio de
cada Capa:
- Nivel Rojo: 120 mD
- Nivel Azul: 8 mD
- Nivel Violeta: 30 mD
- Nivel Verde: 60 mD
BARRANCAS CRI
3
Antecedentes de Recuperación Secundaria Limpiezas químicas ácidas y oxidantes
La recuperación secundaria se implementó en el año 1967 en la parte sur
del yacimiento, y se extendió a todo el mismo en el año 1973.
Durante décadas sólo se inyectó agua dulce, pero en los años 90 se
reemplazó gradualmente por agua de producción (PWRI).
Con el reemplazo del agua dulce por agua salada , comenzaron los
problemas de disminución de la inyectividad, taponamiento de pozos
inyectores y también problemas de origen bacteriológicos.
Eventos en Inyectores
4
Impacto en el Negocio Efectos Adversos sobre el Reservorio
5
POZO INYECTOR EJ-2 - CAUDAL DE INYECCION
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
26-Dic-97
14-Ene-98
2-Feb-98
21-Feb-98
12-Mar-9
8
31-Mar-9
8
19-Abr-9
8
8-May-98
27-May-98
15-Jun-98
4-Jul-98
23-Jul-98
11-Ago-98
30-Ago-98
18-Sep-98
7-Oct-9
8
26-Oct-9
8
14-Nov-98
3-Dic-98
22-Dic-98
10-Ene-99
FECHA
Qi (
m3 /
d )
Reparación : 04/11/97 - Limpiezas Acidas : 30/04/98 - 06/10/98 - 17/11/98 - 12/01/99
RECUPERACION SECUNDARIA
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
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01/03/200
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01/04/200
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01/11/200
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01/12/200
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01/03/200
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01/11/200
7
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7
M3/D
ÍA
0
100
200
300
400
500
600
m3/d
ía
Inyección Diaria Petróleo Diario
Sólidos (FeS + Hc + SRB+ prod. Corrosión + incrust.)
Invasión y daño
Pérdidas de inyección Incremento de costos operativos
Pérdidas de producción
Reparación : 04/11/97 - Limpiezas Acidas : 30/04/98 - 06/10/98 - 17/11/98 - 12/01/99
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
01/0
2/9
7
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3/9
7
04/0
4/9
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20/0
4/9
7
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0/9
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23/0
9/9
8
11/1
0/9
8
01/1
1/9
8
25/1
1/9
8
16/1
2/9
8
FECHA
( m
g/l )
S.S.S=Lineal (S.S.)Lineal (S=)
POZO INYECTOR EJ-2
S.T.S. - SULFUROS
Curvas típicas de inyección
6
Fm: CRI Fm: CRI
Fm: LAS CABRAS
Objetivo
• Contribuir a mejora la recuperación de petróleo
• Prevenir la declinación de inyectividad
• Mejorar la estabilidad de la calidad de agua a nivel de formación
• Reducir los costos operativos
7
Plan de trabajo
• Diagnosticar las causas de declinación de la inyección
• Identificar oportunidades para reducir las presiones de inyección y el taponamiento
• Evaluar nuevos procedimientos y tecnologías
• Recomendar propuestas de solución
8
Acciones realizadas durante el proyecto
• Analizar y monitorear la calidad de agua en todo el sistema de inyección
• Realizar :
Estudios Petrofísicos básicos Presión Capilar /gargantas porales
Ensayos de Flujo –daño de formación Estudios bacteriológicos std y métodos moleculares
Estudio de factibilidad de control de H2S y sulfuros por inyección de nitratos Impacto del petróleo en el daño de formación
Selección de dispersantes químicos Piloto de inyección con el dispersante seleccionado
• Utilizar una herramienta para monitoreo de calidad de agua en fondo de
pozo
• Elaborar metodología 9
DIAGNOSTICO Y OBSERVACIONES PRELIMINARES
10
Diagrama de Flujo–Sistema Inyección Producción
Evolución de STS en el sistema
11
STS
• . Comparación años 2007 -2008
Evolución SRB, H2S, Hidrocarburos, Sulfuros Comparación años 2007 -2008
12
SRB SH2
Hidrocarburos Sulfuros
Tamaño de Partículas Aspiración BBV
13
BB
Vasp. bba
TA
MA
ÑO
DE
PA
RT
ÍCU
LAS
TP
02M
BB
Vasp. bba
TA
MA
ÑO
DE
PA
RT
ÍCU
LAS
TP
03M
BB
Vasp. bba
TA
MA
ÑO
DE
PA
RT
ÍCU
LAS
TP
05M
BB
Vasp. bba
TA
MA
ÑO
DE
PA
RT
ÍCU
LAS
TP
07M
BB
Vasp. bba
TA
MA
ÑO
DE
PA
RT
ÍCU
LAS
TP
10M
BB
Vasp. bba
TA
MA
ÑO
DE
PA
RT
ÍCU
LAS
TP
20M
BB
Vasp. bba
TA
MA
ÑO
DE
PA
RT
ÍCU
LAS
TP
40M
BB
Vasp. bba
TA
MA
ÑO
DE
PA
RT
ÍCU
LAS
TP
80M
0.0000
2000.0000
4000.0000
6000.0000
8000.0000
10000.0000
12000.0000 TAMAÑO DE PARTICULAS SALIDA PTIA BBV
BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 02M
BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 03M
BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 05M
BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 07M
BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 10M
BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 20M
BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 40M
BBVasp. bbaTAMAÑO DE PARTÍCULASTP 80M
3
Tamaño de Partículas B - 87
14
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000 TAMAÑO DE PARTICULAS
B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 02M
B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 03M
B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 05M
B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 07M
B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 10M
B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 20M
B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 40M
B87-Sda TK1000TAMAÑO DE PARTÍCULASTP 80M
7
10
Esquema general del problema
15
Sulfuros Totales Promedio Mensual BBV – B 87
16
8 8 8
13 12 13 1315
14 14 13 13
11 1110
8
11 10 11 109
1210 9 10 10
910
9
12
97 8 8 8
98
9 8 89 9
8
119 10
910
1110
17
14
7
1415 16
20
15
18
22
29
13
19
1413
15 14
12 12
1614
20
11 11
19
2624
3233
41
31
46
42
46
34 35
0
10
20
30
40
50
60
70
01-2
008
02-2
008
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008
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008
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012
BBVasp. bbaCALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
B87-Eda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
B87-Sda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0428CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0309CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B.a-0436CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0489CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0155(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0488CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
B87-Sat 23CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
B87-Sat 26CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0194(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
Sulfuros Solubles Promedio Mensual BBV – B 87
17
10
3
10
11
9 9
7
5
67
56
3
5
7 67
65
6
87
910
87 8
65
16
9
12 12
89
13
10
15
10 10
17
25
22
2729
41
29
37 37
44
34
25
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
01-2
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02-2
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03-2
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04-2
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012
BBVasp. bbaCALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
B87-Eda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
B87-Sda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
BP B-0428CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
BP B-0309CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
BP B.a-0436CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
BP B-0489CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
BP B-0488CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
BP B-0155(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
B87-Sat 23CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
B87-Sat 26CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
BP B-0194(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF SOL
18
Invasion
Pore Bridging
Filter-cake
filtration regime
DF
PVI
DF (Transition)
PVI (Transition)
IP
Invasion
Pore Bridging
Filter-cake
filtration regime
DF
PVI
DF (Transition)
PVI (Transition)
IP
Invasion
Pore Bridging
Filter-cake
filtration regime
DF
PVI
DF (Transition)
PVI (Transition)
IP
DF
PVI
DF (Transition)
PVI (Transition)
IP
DF
PVI
DF (Transition)
PVI (Transition)
IP
PROWIDE-ESTUDIO YAC. BARRANCAS
Reservoir Engineering Division
Mecanismos de Daño de Formación
19
Factor de Daño Impacto de sólidos y petróleo
Powide 2: Cg4(Shell) & Cg5 (Total), Prowide 3:Cg17 (YPF)
Q= 1000 ml/h, (Cq, Coil)= (50, 100)
1
11
21
31
41
51
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
PVI
Dam
ag
e F
acto
r D
Ft YPF oil, 292 md
SHELL's OIL, 356 md
TOTAL's OIL, 319 md
Asphaltens (insoluble in n-heptane) (% w) 4
Aspahltene (insoluble in n-hexane) (%w) 2,1
Saturates (SARA)%w 46,7
Aromatics (SARA)%w 17,1
Resins (SARA) %w 8,7
Humidity (ASTM 95) %w 21
WQR= W/Kc
Daño de formación : conclusiones
• El mecanismo de taponamiento es por formación de revoque externo
• La permeabilidad del revoque esta en el orden de μD.
• Cuanto mayor es el contenido de petróleo en el agua, menor es la
permeabilidad del revoque formado y mayor es el potencial de daño
• La formación de revoque externo coincide con resultados de campo y laboratorio
• La interacción del FeS con el hidrocarburo y materia orgánica forma el “schmoo” responsable de severas reducciones de permeabilidad
20
21
Texto: Arial,
Efecto del petróleo en la actividad microbiana JIP –NESRC –Univ. De Calgary
9.00 9.50 10.00 10.50 11.00 11.50 12.00 12.50 13.00 13.50 14.00 0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1400000
1600000
1800000
Time-->
Abundance
9.453 9.709 9.810
10.291
11.717 11.911
12.330
12.637
12.918
13.187
13.694
14.176
11.730 12.931
13.450
13.707
oX
Toluene C7
C8
EB
mX, pX
C9
Los componentes ausentes fueron utilizados para la reducción del sulfato:
n-Alcanos 45-60%
Aromáticos 30-50%
Estudio experimental de inyección de
nitratos en sup. Realizado por NSERC
con resultados alentadores
Calidad de agua Superficie y Fondo de Pozo
22
Año 2008
Calidad de agua : Boca y Fondo de Pozo
Muestra fecha TSS
(mg/l)
S-2 Total
(mg/l)
S-2 Soluble
(mg/l)
Fe
(mg/l)
Hc
(mg/l)
BSR
(caldos)
B-355 boca pozo 5-ago 2.8 25.2 19.8 1.0 0.1 1 +
B-355 boca pozo 12-ago 4.2 12.4 12.0 1.0 0.1 1 +
Muestra fecha TSS
(mg/l)
S-2 Total
(mg/l)
S-2 Soluble
(mg/l)
Fe
(mg/l)
Hc
(mg/l)
BSR
(caldos)
B-118 boca pozo 31-oct 4.0 12.6 11.5 1.1 0.3 2 +
B-118 fondo 31-oct 84.1 23.1 4.0 253.0 0.5 4+
B-487 boca pozo 20-ago 10.5 12.6 12.0 3.0 0.7 3+
B-487 fondo 20-ago 249.0 11.7 4.3 175 0.4 5+
Año 2008
Evolución del tamaño de partículas
24
El tamaño de partículas aumenta a lo largo del sistema y también
hacia el fondo del pozo inyector
Año 2008
BV: 3 micrones- B87 :7-10 micrones- Fondo pozo : 20-40 micrones
Distribución de Partículas
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
2 3 5 7 10 20 40 80
micrones
%
Salida de Planta
Actividad microbiana : conclusiones
• Las partículas ≤ 5um se aglutinan e incrementan el conteo de partículas de mayor tamaño.
• Los polisacáridos del biofilm de los ductos y los hidrocarburos presentes, sulfuros y otros actúan en forma conjunta produciendo aglutinación de las partículas.
• El hidrocarburo favorece la actividad microbiana.
25
PROPUESTAS DE SOLUCION
• APLICACIÓN DE PRODUCTOS DISPERSANTES DEL PETRÓLEO
• DISEÑO DE UN PLAN DE MONITOREO EN CAMPO SOSTENIDO EN EL TIEMPO .
• ENSAYO PARA EL ESTUDIO DE LA CALIDAD DE AGUA EN FONDO DE POZO.
26
Propuestas de solución: Selección de Dispersantes- Ensayos de flujo- año 2008/09
27
Evolución de Permeabilidad Evolución de Presión
Dispersante
28
Inyección de dispersante en B-87 –año 2009
Dispersante . Aplicación en piloto de campo
Parámetro Método Unidad B-488 B-321 B-249 B-419 B-436 B-351 B-428 B-194 B-299 SALIDA
Tensioactivo no iónico SPE-HPLC/Fluorescencia mg/l 0,2 0,6 0,4 0,9 0,6 1,0 1,5 0,5 0,4 8,9
Familia química: dispersante “no iónico”
Se trataron inicialmente 8000 m3/dia de agua por medio de 3 pulsos diarios de producto.
Monitoreo del Piloto
•MONITOREO B-87
29
Solidos Totales promedio mensual
30
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
01-2
008
02-2
008
03-2
008
04-2
008
05-2
008
06-2
008
07-2
008
08-2
008
09-2
008
10-2
008
11-2
008
12-2
008
01-2
009
02-2
009
03-2
009
04-2
009
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009
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009
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009
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009
09-2
009
10-2
009
11-2
009
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009
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010
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010
03-2
010
04-2
010
05-2
010
06-2
010
07-2
010
08-2
010
09-2
010
10-2
010
11-2
010
12-2
010
01-2
011
02-2
011
03-2
011
04-2
011
05-2
011
06-2
011
07-2
011
08-2
011
09-2
011
10-2
011
11-2
011
12-2
011
01-2
012
02-2
012
03-2
012
04-2
012
05-2
012
SOLIDOSBBVasp. bbaCALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
B87-Eda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
B87-Sda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
BP B-0428CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
BP B-0309CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
BP B.a-0436CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
BP B-0489CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
BP B-0155(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
BP B-0488CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
B87-Sat 23CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
B87-Sat 26CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
BP B-0194(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONTSS
Sulfuros Totales Promedio Mensual BBV – B 87
31
8 8 8
13 12 13 1315
14 14 13 13
11 1110
8
11 10 11 109
1210 9 10 10
910
9
12
97 8 8 8
98
9 8 89 9
8
119 10
910
1110
17
14
7
1415 16
20
15
18
22
29
13
19
1413
15 14
12 12
1614
20
11 11
19
2624
3233
41
31
46
42
46
34 35
0
10
20
30
40
50
60
70
01-2
008
02-2
008
03-2
008
04-2
008
05-2
008
06-2
008
07-2
008
08-2
008
09-2
008
10-2
008
11-2
008
12-2
008
01-2
009
02-2
009
03-2
009
04-2
009
05-2
009
06-2
009
07-2
009
08-2
009
09-2
009
10-2
009
11-2
009
12-2
009
01-2
010
02-2
010
03-2
010
04-2
010
05-2
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06-2
010
07-2
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09-2
010
10-2
010
11-2
010
12-2
010
01-2
011
02-2
011
03-2
011
04-2
011
05-2
011
06-2
011
07-2
011
08-2
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09-2
011
10-2
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11-2
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12-2
011
01-2
012
02-2
012
03-2
012
04-2
012
05-2
012
BBVasp. bbaCALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
B87-Eda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
B87-Sda TK1000CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0428CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0309CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B.a-0436CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0489CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0155(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0488CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
B87-Sat 23CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
B87-Sat 26CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
BP B-0194(I)CALIDAD DE AGUA DE INYECCIONSULF TOT
Dispersante : resultados
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Dispersante : resultados
33
Distribución de tamaño de gargantas porales
Regla 1/3- 1/7
35
Conclusiones y recomendaciones
• La formación tiene alta tendencia al taponamiento
• Es esperable la formación de revoque externo. Los ensayos de flujo evidencian reducción de presión y atenuación de la reducción de permeabilidad cuando se aplica dispersante químico
• Se recomienda continuar con la aplicación para mantener la limpieza del
sistema y contribuir a eliminar la aglomeración de partículas a nivel de punzados
• Continuar con estudios de barrido en coronas , vida media de pozo inyector y minimización del daño de formación
• Proseguir con la evaluación de calidad de agua en fondo de pozo
• No se recomienda generalizar la aplicación de dispersante a otros campos sin previa evaluación
36
• Realizar actividades integradas :
• 1) Eliminar al máximo la presencia de Hidrocarburos en agua de inyección.
• 2) Reducir al máximo la presencia de sólidos en suspensión y su tamaño.
• 3) Mantenimiento de la limpieza del sistema y operación de Planta y Tratamiento de Efluentes
• 4) Disminuir la contaminación microbiológica en todo el sistema
• 5) Controlar los fenómenos de corrosión en todo el sistema evitando la generación de sólidos
• 6) Controlar los fenómenos de precipitación de sales inorgánicas en el sistema
• 7) Optimizar tratamientos ácidos , oxidantes y realizar seguimiento de
evolución de admisión por capas
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Conclusiones y recomendaciones
Final
• Mantener en todo momento una relación Inyección/Producción Bruta mayor a 1.15
• Con esto será posible mantener la presión estática promedio en el reservorio y con ello mantener la producción bruta y la producción neta del proyecto de recuperación secundaria.
• Se comprobó claramente en el año 2009 y también en otros períodos de la vida del proyecto, que cuando esto se logra, aumenta la producción de petróleo.
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Agradecimientos
• A Javier Sanagua
• A Gustavo Palma, Juan Carlos Scolari y Dante Crosta por su aporte al diseño
del plan de estudio.
• A Damián Perea por su colaboración especial en el tema Perfiles de
Inyectividad ; a Eduardo Curci , Santiago Bertagna y al personal del laboratorio de AESA de Barrancas. A Maurico Zitta por su contribución a la programación de ensayos en campo.
• A todo el personal de operaciones de Barrancas y especialmente a los supervisores de Producción que colaboraron en la realización de mediciones y obtención de muestras para los distintos ensayos realizados con motivo de los diferentes trabajos ejecutados.
• A los científicos de la Universidad de Calgary.-PMRG, Universidad de Tucumán, Universidad de la Plata, Universidad de Cuyo, Instituto Francés del Petróleo, Induser que juntamente con YPF SA desarrollaron experimentos , métodos y nuevas tecnologías para este proyecto.
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40
GRACIAS POR VUESTRA ATENCION
?
RESUMEN
• La inyección de agua de producción (PWRI) actualmente es el principal proceso utilizado para recuperación de petróleo en campos maduros. El Yacimiento Barrancas es un importante yacimiento que produce por medio de Recuperación Secundaria y presenta problemas de pérdidas de inyectividad en sus pozos, que deben ser frecuentemente estimulados para mantener tasas razonables de inyección.
• Para identificar las causas y posibles soluciones, se conformó un equipo multidisciplinario que integró experiencia de campo, análisis químicos, bacteriológicos, estudios de barrido en coronas con la implementación de nuevos experimentos y tecnologías.
• La relación entre la calidad del agua y la declinación de la inyectividad en los pozos es particularmente importante en campos como Barrancas, Por medio de este trabajo, se analizó el comportamiento de la calidad del agua entre la planta de tratamiento, y la llegada de la misma a la zona punzada. Se comprobó que la calidad de agua empeora desde boca de pozo hasta llegar a los punzados y se puso de manifiesto que la calidad de agua en el fondo del pozo es un parámetro crítico a tener en cuenta a lo largo de todo el sistema de inyección. Para mejorar y extender el tiempo de inyección de los pozos, se propuso y se ensayó el uso de dispersantes químicos. El estudio ha demostrado que por el medio del uso de aditivos es posible mantener la estabilidad de la calidad del agua hasta los punzados y de esta manera extender la vida media de los pozos entre intervenciones.
41