Caso inyección de Surfactantes en el campo Volve

Para la generación del caso planteado a continuación, se utilizó la herramienta de simulación IMEX, junto a las curvas de permeabilidad relativa (Figura 4.96) que fueron generadas en el simulador STARS luego de haber incluido la inyección de surfactantes en el modelaje del caso anterior (núcleo genérico de la formación).

Figura 4.96 Curvas de permeabilidad relativa aportadas por la herramienta STARS y usadas en la creación del caso de inyección de surfactantes mediante IMEX.

Para la preparación de dicho caso, se utilizó la versión 2019 del simulador IMEX, en el cual son incluidas distintas opciones, como es el caso de nuevos modelos, en el apartado “Components”, que coincide con el lugar donde es especificado el modelo Black-Oil, para cualquier estudio de investigación con esta herramienta. En este caso, se utilizó el modelo Polymer, ya que se aprovechó la manera en que este modelo permite el agregado de sets de curvas de interpolación, para el caso de las curvas de permeabilidad relativa, y las cuales ayudan a representar el comportamiento de una inyección química, como resultado de la variación de las curvas de permeabilidad relativa. Esto coincide con el efecto que los surfactantes pueden generar en tales propiedades, por lo que, gracias a la consulta con expertos en la materia, plantearon que dicha herramienta puede funcionar, al basarse en estos parámetros.

Cabe destacar, que la herramienta STARS basa sus estimaciones con un algoritmo relativamente similar, por lo que la selección del simulador IMEX fue realizada al comprender este procedimiento.

Para el agregado de estas curvas de interpolación, se utilizó el lector de código de la empresa CMG, bautizada como cEdit. Esta permitió leer el código del archivo .DAT del campo en estudio (Volve), y en conjunto con los manuales incluidos dentro de la versión 2019 para la herramienta IMEX, permitió modificar el código de programación, para así poder incluir el procedimiento que fue utilizado para la estimación de este caso. El código que fue agregado fue incluido en el apéndice B, para una mejor comprensión del lector.

En la Figura 4.97, se observa el cambio que presentó el simulador al momento de abrir el archivo .DAT en la sección “Builder”, luego de incluir el código mencionado previamente.

Figura 4.97 Sets de interpolación asociados a cada curva de permeabilidad relativa dentro de la interface del simulador IMEX

Finalmente, al haber realizado los cambios mencionados en esta sección, se procedió a generar tres casos de estudio en el mallado del campo Volve. Tomando en consideración, algunas bibliografías que fueron consultadas, y en las cuales incluyen

concentraciones que pueden ser utilizadas en una recuperación terciaria de este tipo y que además puedan generar resultados favorables, sin un costo que sobrepase el límite de rentabilidad para un proyecto de inyección de surfactantes.

Además, debido a que este tipo de procesos presentan costos muy elevados, se planteó el uso de los mismos pozos inyectores de agua que la empresa desarrolló durante la vida productiva del campo, tomando en cuenta menos variables que permitan generar recuperaciones altas de petróleo, mediante la menor inversión de capital posible. Esto permitió obtener el resultado de un caso que planteara el agregado de instalaciones necesarias para la aplicación de un tipo de recuperación terciaria (invasión química) y su eventual recuperación de petróleo en el momento en que los precios del barril de petróleo eran favorables para la aplicación de este tipo de métodos. Tales variables, serán definidas en la evaluación económica de dicho proyecto, las cuales son presentadas en la sección 4.6.

Continuando con la generación del caso de inyección de surfactantes, se plantearon tres casos (Tabla 4.15)

Tabla 4.15 Descripción de cada uno de los casos que serán estudiados en esta sección

Caso Descripción

1  Pozo F5 será el encargado de la

inyección de surfactantes

 Los pozos F5 y F1 mantendrán sus operaciones como pozos inyectores de agua

 La inyección de surfactantes será realizada de manera cíclica. Esta será activada cada 7 meses y la duración de la misma será de 7 meses, es decir, que, en un periodo de un año y dos meses,

se cumplirá un ciclo que estará compuesto por un periodo activo y un periodo inactivo, los cuales constaran de tiempos similares (7-7)

 La inyección de surfactantes comenzara el 04/07/2009 y finalizara el 04/01/2013

 El proyecto constara de 4 ciclos de inyección de surfactantes (4 baches)

 La concentración utilizada será de 8 kg/m³

2  Pozo F4 será el encargado de la

inyección de surfactantes

 Los pozos F4 y F1 mantendrán sus operaciones como pozos inyectores de agua

 La inyección de surfactantes será realizada de manera cíclica. Esta será activada cada 7 meses y la duración de la misma será de 7 meses, es decir, que, en un periodo de un año y dos meses, se cumplirá un ciclo que estará compuesto por un periodo activo y un periodo inactivo, los cuales constaran de tiempos similares (7-7)

 La inyección de surfactantes comenzara el 04/07/2009 y finalizara el 04/01/2013

 El proyecto constara de 4 ciclos de inyección de surfactantes (baches)

 La concentración utilizada será de 8 kg/m³

3  Los pozos F4 y F5 serán los

encargados de la inyección de surfactantes

 El pozo F1 mantendrá su rol como pozo inyector de agua

 La inyección de surfactantes será realizada de manera cíclica. Esta será activada cada 7 meses y la duración de la misma será de 7 meses, es decir, que, en un periodo de un año y dos meses, se cumplirá un ciclo que estará compuesto por un periodo activo y un periodo inactivo, los cuales constaran de tiempos similares (7-7)

 La inyección de surfactantes comenzara el 04/07/2009 y finalizara el 04/01/2013

 El proyecto constara de 4 ciclos de inyección de surfactantes

(baches)

 La concentración utilizada será de 8 kg/m³

Para los casos descritos previamente, se mantienen las ubicaciones de pozos propuestas por la empresa, es decir, la misma geometría de pozos, inyectores y productores, en la zona en estudio, ya que se sabe que en tales localizaciones existen volúmenes de petróleo que pueden ser recuperados, gracias al barrido por parte de los fluidos inyectados dentro del yacimiento, lo cual aportaría menor incertidumbre al momento de seleccionar una zona en estudio para la aplicación del proyecto. Este, arreglos puede ser observado en la Figura 4.98.

Figura 4.98 Distribución de pozos productores para el estudio del caso de inyección de surfactantes en IMEX.

Cabe destacar que tanto la concentración de surfactantes que será utilizada, como el número de ciclos de inyección y los periodos propuestos de actividad e inactividad, para la aplicación de la invasión, fueron seleccionados a partir de la consulta realizada en la tesis especial de grado denominada como “Estudio de la aplicación de Métodos Químicos en la arena Ui, mediante la plataforma Petrel para evaluar el

factor de recobro”, realizada en la Escuela Superior Politécnica del Litoral en el año 2015, donde se pudo observar las propuestas realizadas en el caso de los surfactantes, y sirvieron de base para la toma de decisiones en la generación de los casos planteados en esta sección.

Además, el pozo F1 no fue considerado como pozo inyector de surfactantes, debido a su corto periodo de actividad, lo cual presentaría un costo muy alto, para el aprovechamiento de un pozo inyector que no aporta un tiempo de actividad necesario para observar resultados favorables en el proyecto.

Finalmente, las fechas de inicio y cierre (2009-2013), para el proyecto de inyección de surfactantes, fueron seleccionadas con el objetivo de que al final de la inyección, exista un período de tres años, y que a partir de ese momento el agua que será inyectada, pueda barrer los fluidos encontrados dentro del yacimiento, y que eventualmente, fueron afectados por la solución de surfactantes inyectada previamente.

A continuación, se presenta en la Tabla 4.16, las recuperaciones obtenidas para cada uno de los casos descritos, se seleccionó el caso que presentó una mayor recuperación de petróleo para luego describir su comportamiento a partir de distintas gráficas.

Tabla 4.16 Recuperación de petróleo obtenida a partir de la aplicación del caso 1, 2 y 3

Caso Np (m³) Np (bbl)

1 9.869.700 62.080.413

2 9.868.300 62.071.607

3 10.181.000 64.038.490

En tal estudio, se observó que el mayor recobro fue obtenido en el caso número 3, momento en el cual son utilizados los pozos F5 y F4, para la invasión química dentro del yacimiento. Resulto en un aumento de 600.000 m³ (3.774.000 bbl) en comparación con aquella recuperación obtenida por la empresa originalmente en el