tecnologías para la recuperación mejorada de petróleo & control de agua

TIORCO Inc.

THE IMPROVED OIL RECOVERY COMPANY

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TIORCO, Inc. TecnologTecnologíías para la as para la

RecuperaciRecuperacióón Mejorada de n Mejorada de PetrPetróóleo & Control de Agualeo & Control de Agua

todo sobre petroleo en: www.chilonunellez.blogspot.com

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Productos & Servicios

Quienes SomosQuienes Somos……..TiTioorcorco IncInc, es una compañía que ha estado en el mercado desde el año 1977, dedicada exclusivamente al desarrollo y aplicaciones de tecnologías químicas para mejorar el recobro de petróleo. Nuestras tecnologías y amplia experiencia ha ayudado a incrementar el factor de recobro a lo largo de estos años en diferentes áreas del mundo, principalmente en USA, Canadá, Argentina, China, Surinam & Venezuela, países en los cuales contamos con una trayectoria muy exitosa a lo largo de todos estos años.


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Que son los GelesQue son los GelesLos Geles usados por Tiorco Inc., son una mezcla de polímero (policrilamida parcialmente hidrolizada), un agente entrecruzador (Acetato de Cromo – Citrato de Aluminio) y Agua.

Polímero + Entrecruzador + Agua


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Distintas Formulaciones de GelesDistintas Formulaciones de Geles

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Principales AplicacionesPrincipales AplicacionesDurante los últimos 15 años, el uso de geles se ha convertido en una tecnología aceptada y comprobada con la que se puede:

Prevenir o Corregir ineficiencias del barrido en proyectos de recuperación secundaria con una moderada variación de K (Kv > 0.5).

Mejorar el Factor de Recuperación de Petróleo.

Detener el reciclado de agua (Pozos Inyectores)

Reducir la Producción de Agua.

Sellar Completamente una Zona.

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UbicaciUbicacióón de Proyectosn de Proyectos

DenverDenverDallasDallas

VenezuelaVenezuela

ArgentinaArgentina

CanadCanadáá

SurinamSurinam

RusiaRusia

IndiaIndia

ChinaChina

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Servicios IntegralesServicios IntegralesEvaluación de CandidatosDiseño de los ProcesosSimulación Ensayos de LaboratoriosProductos QuímicosInyección de Trazadores. Equipamiento (unidades portátiles)Personal Técnico y Supervisión en el CampoSeguimiento y Evaluación de Resultados.

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TecnologTecnologíías Disponiblesas Disponibles

Water Cut®Marcitsm

Unogelsm

Unogas®Mara-Sealsm

Hi-Vis®Micro Geles (CDG)

TIOR-CO3® (ASP)

TIOR-KOH®

DrillPillTM

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Water Cut®: Geles Marcitsm & Unogelsm

Su principal uso es para modificar la permeabilidad en las zonas vecinas del pozo y en profundidad en zonas con altas saturaciones de agua y alta permeabilidad.

Se usan en pozos productores para taponar las zonas de alta producción de agua.

Se usan en pozos inyectores para reducir la permeabilidad de las zonas “ladronas”, mejorando la eficiencia volumetrica, aumentando de esta manera el factor de recobro de petróleo.

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Los geles Marcitsm pueden ser usados en yacimientos con temperaturas de hasta 220˚F, mientras que los Unogelsm pueden ser inyectados en yacimientos muy calientes de hasta 350˚F.

Estos geles son muy fuertes y capaces de formarse en condicionesextremas tales como: Altos niveles de H2S, CO2 y altas temperaturas.


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Criterios Criterios -- SelecciSeleccióón de Candidatosn de CandidatosPozos Inyectores:

Que Exista Petróleo Recuperable.QIny. Alto Con Baja Presión de Inyección.Cambio Brusco en la RAP.Buena conectividad entre Inyector & productor.Pobre factor de Recobro (Comparado con el Pronostico y/o otros patrones)Zona Piloto Aislada o Confinada Preferiblemente. Respuesta de petróleo muy rápida, seguida por un aumento de la producción de agua.


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Criterios Criterios -- SelecciSeleccióón de Candidatosn de CandidatosPozos Productores:

Que Exista Petróleo Recuperable.Alta Relación Agua Petróleo.Respuesta de Petróleo muy Rápida, Seguida por un Aumento de la Producción de Agua.Preferiblemente en Rocas Fracturadas con Influencia de un Acuífero de Fondo.Pozos con Alto Nivel de fluidoCerca del Limite Económico de Producción.


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Productos & ServiciosInyecciInyeccióón de Gel 10, 30 & 50% del Vol. Canal MPVn de Gel 10, 30 & 50% del Vol. Canal MPV

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Filling 10% Channel MPVFilling 10% Channel MPV

InyecciInyeccióón de Gel n de Gel 1010, 30 & 50% del Vol. Canal MPV, 30 & 50% del Vol. Canal MPV

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InyecciInyeccióón de Gel n de Gel 1010, 30 & , 30 & 5050% del Vol. Canal MPV% del Vol. Canal MPV

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Productos & ServiciosDescripciDescripcióón del Problema en Productoresn del Problema en Productores

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Productos & ServiciosDescripcionDescripcion del del ProblemaProblema y y PosiblePosible SolucionSolucion

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Hi-Vis®: Microgeles (CDG)

Son Geles formados con baja concentración de polímero que ofrecen una alta resistencia al flujo (RRF).

Capaces de penetrar profundamente la formación.

Permiten mejorar significativamente los resultados de los proyectos de inyección de agua en reservorios heterogéneos.

Su principal uso es para modificar la variación de permeabilidad en profundidad, y mejorar así la eficiencia de barrido.

Volúmenes inyectados entre 5%-25% volumen poroso.

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InyecciInyeccióón de Gel n de Gel 1010, , 3030 & 50% del Vol. Canal MPV& 50% del Vol. Canal MPV

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Criterios Criterios -- SelecciSeleccióón de Candidatosn de Candidatos

Solo en Pozos Inyectores.Roca Matriz Heterogénea, Kv >0.65Permeabilidad Mayor de 10 md.Se Aplica con Agua relativamente fresca (<30000 ppm de salinidad)Temperatura del Yacimiento < 220 ˚FRelación de Movilidad Desfavorable (M>1) No limitante.

Hi-Vis®: Microgeles (CDG).

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Hi-Vis®: Microgeles (CDG)

Tiempo de Respuesta: 6 – 18 meses

Recuperación Incremental: 1 – 25 % OOIP

Costo por Barril incremental: $1.50 – $4.00

Porcentaje de Éxito: 78%

Resultados EsperadosResultados Esperados

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Es una técnica de inyección de geles que se usa para reducir la producción de agua en pozos productores de Gas.

Presenta las mismas características de los geles Marcit & Unogel.

Producto químico a utilizar dependerá de las propiedades de la formación.

Water Cut®: Unogas®

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Es un Gel formulado con altas concentraciones de un polímero con bajo peso molecular que le permite penetrar en la roca matriz para sellar completamente el área o zona contactada.

Aplicaciones:Corregir fallas en la cementación.Sellar perforaciones en zona de agua.Sellar fracturas en zona de agua.Sellar comunicaciones detrás de revestidor.

Water Cut®: Mara-Sealsm

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Recuperación de Petróleo Residual mediante alkalino-surfactante-polímero (ASP).

Es un proceso de inyección de agua con agregados de sustancias químicas usado para ayudar a recuperar el petróleo residual.

Se basa en la reducción de la tensión interfacial entre el petróleo residual y la superficie del agua / roca.

TIOR-CO3®:

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TIOR-KOH®:

Para la estabilización permanente de arcillas en pozos inyectores y productores.

Para evitar que las arcillas se hinchen y migren cuando se les inyecta agua dulce, previniendo de esta manera que la eficiencia de inyección se reduzca considerablemente por este factor.

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DrillPillTM

Es un gel a base poliacrilamida que se usa para controlar la perdida de circulación.

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Ensayos de LaboratorioEnsayos de Laboratorio

Antes de arrancar el proyectoOptimizar el Polímero y Entrecruzador (Crosslinker)Pruebas con Agua del CampoTemperatura del reservorioTiempo de geleficacion, fuerza y estabilidad con tiempo en el ambiente del reservorio

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Riesgos Asociados en los tratamientos con Riesgos Asociados en los tratamientos con GelesGeles

Pozos ProductoresPosible Perdida de Petróleo.Que no detenga la producción de agua.

Pozos InyectoresQue no se gane Petróleo Adicional.

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Referencias de Referencias de PaperPaper SPE.SPE.

94096JPT Enero 2006531276261055631556321017818946080201277802665375161277735974699379189753544460307

MarcitMarcitCDGCDGUnogasUnogasKOHKOH

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Unidades de Inyección de Gel

Portátiles

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ConclusionesConclusionesUn tiempo razonable de respuesta a un tratamiento en un pozo inyector con gel en roca matriz, puede variar de 3-18 meses, dependiendo básicamente del espaciamiento entre pozos y la permeabilidad de la zona ladrona.

Tratamientos con volúmenes de Gel muy pequeños, con el objetivo de mejorar la eficiencia de inyección vertical, pueden no ser efectivos aun en zonas que son aisladas por capas impermeables. La razón es que cuando se inyectan pocos volúmenes, el agua retoma la zona de alta permeabilidad una vez que esta alcanza el volumen de gel inyectado.

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Un piloto con Gel en un solo patrón es difícil de evaluar, y es frecuentemente clasificado como no exitoso.

Los tratamientos con Gel son diseñados para mejorar la eficiencia volumétrica de barrido. Si un patrón presenta pozos que no respondieron a la inyección de agua inicial, se debería determinar la causa antes de implementar otra tecnología que ayude a mejorar el factor de recobro.

ConclusionesConclusiones

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Los Geles no son la panacea, pero si una de las pocas tecnologías que pueden ser aplicadas para reducir la heterogeneidad en diferentes yacimientos. Una estrategia muy efectiva es la de usar las tecnología de geles en conjunto con otras tecnologías que permitan optimizar aun mas la recuperación de petróleo.

Tratamientos con altas concentraciones de gel, seguidos por re-tratamientos de baja concentración de gel en el mismo pozo inyector, pueden ser muy efectivas como ha sido demostrado en experiencias anteriores.

ConclusionesConclusiones

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