Por Paul Wiseman – 27 Septiembre 2022
PARA SEGUIR NUESTRAS DIARIAS PUEDES AFILIARTE A NUESTRO CANAL DE TELEGRAM
Con el arrendamiento de tierras federales restringido, los costos de perforación en aumento y los nuevos pozos de esquisto produciendo menos petróleo y disminuyendo más rápido, los productores están buscando formas de revivir las cuencas existentes.
Los pozos convencionales normalmente dejan entre el 60 % y el 70 % de su petróleo, mientras que las lutitas dejan entre el 90 % y el 95 %. Dos empresas han desarrollado métodos EOR compatibles con ESG orientados a liberar más petróleo sin el uso tradicional de productos químicos.
Descubrimiento de la salinidad y la humectabilidad
La fundación de Engineered Salinity (ESal) en 2013 fue casi un accidente.
Geoffrey Thyne, ahora director de tecnología de la empresa, trabajaba para el Instituto de Recuperación Mejorada de Petróleo de la Universidad de Wyoming en 2012 investigando el uso de la química del agua para recuperar más petróleo. Allí, descubrió que la humectabilidad (preferiblemente petróleo, agua o neutral) era un factor clave en la liberación de más petróleo, y que la salinidad del agua podía cambiar eso, tanto en el agua de fracturación para terminaciones como en las inundaciones de agua EOR. Era, dijo, básicamente lo contrario de lo que le pagaban por descubrir.
Después de este hallazgo, Thyne reunió a un grupo que fundó ESal, primero para profundizar en la investigación de la salinidad y la humectabilidad, y luego para ofrecer el producto perfeccionado al mercado. Para 2020, la empresa tenía datos de campo exitosos. En una prueba, sus ajustes de salinidad del agua EOR mejoraron la curva de declive de un campo de 15,91 % a 10,22 %, aumentando el EUR en más de 5 millones de barriles. El retorno esperado de la inversión (ROI) se proyectó en 2.750%.
Para más información del curso ingresa al siguiente LINK
La evaluación del pretratamiento incluyó probar la humectabilidad de tres componentes básicos del proceso (roca, agua y petróleo). Con ese conocimiento, la empresa podría adaptar la salinidad del agua de inyección para maximizar la liberación de petróleo atrapado.
A través de años de investigación y pruebas de campo, ESal acumuló una base de datos de información de cuencas en los EE. UU. y en otros lugares. En el proceso, se dieron cuenta de que las extensas pruebas de laboratorio de días anteriores no eran necesarias, sino que solo cuatro o cinco variables afectaban el ajuste de salinidad.
A principios de este año, cambiaron y aprovecharon la base de datos para que la usaran los ingenieros de producción en todas partes en lugar de hacer trabajos individuales. Utilizará inteligencia artificial (IA) y algoritmos de aprendizaje automático para aprovechar los datos para tomar decisiones con respecto a los tratamientos de agua de inyección adecuados (independientemente de la empresa) y comparar los resultados esperados y los costos para llegar a la solución sugerida, dijo la empresa.
Thyne dijo que esto será tan preciso como la prueba de laboratorio y que es probable que la cantidad de precisión mejore la producción. Además, dijo, el cliente puede ingresar datos reales para que la IA pueda aumentar aún más la precisión.
Biosurfactantes: otra opción
Locus Bio-Energy Solutions, con sede en Texas, proporciona biosurfactantes producidos a partir de sustancias naturales y biodegradables para penetrar más profundamente en la geología de los campos existentes, rompiendo la tensión superficial del petróleo y otras sustancias para impulsar la producción.
Un par de tratamientos con biosurfactantes, conocidos como AssurEOR FLOW y AssurEOR STIM, han demostrado su eficacia en los campos EOR, además de ser respetuosos con el medio ambiente y cumplir con ESG, dijo Megan Pearl, directora de tecnología de la empresa.
“Formulamos todos nuestros productos a base de biosurfactantes para que sean multifuncionales, en el sentido de que ofrecen todas las funcionalidades tradicionales de los surfactantes como la reducción de IFT (tensión interfacial), reducción de la tensión superficial, alteración de la humectabilidad y no emulsificación. Pero también tienen habilidades adicionales directamente relacionadas con el biosurfactante que disuelve las deposiciones orgánicas”, dijo Pearl.
Agregó que cuando los pozos han estado produciendo durante mucho tiempo, puede ocurrir una gran cantidad de acumulación orgánica en la superficie del yacimiento y bloquear la liberación del petróleo de la formación.
Para visualizar nuestro portafolio de cursos
ingresa dando click acá
Para remediarlo, AssurEOR FLOW y AssurEOR STIM se utilizan en conjunto. En lo que Pearl llamó un “apretón de surfactante a baja presión”, un camión bomba inyecta alrededor de 200 barriles del primero, mezclado con agua, a una presión por debajo del gradiente de fracturamiento.
“No estamos aumentando la red de poros ni fracturando en absoluto, simplemente estamos empujando líquido hacia el yacimiento”, dijo.
Esto rompe la acumulación orgánica, eliminando la principal barrera para la recuperación adicional de petróleo.
“Luego, las funcionalidades de los surfactantes tradicionales pueden movilizar el petróleo del espacio poroso en la superficie de la roca y mantener esa movilización a través del agua”, estimulando la producción, dijo Pearl.
Este es el objetivo de AssurEOR STIM.
El escenario ideal es repetir el proceso en sincronía con el programa de mantenimiento regular del pozo, agregó.
Combinados con un programa de acidificación, Pearl dijo que los dos productos pueden extender el intervalo entre tratamientos tres o cuatro veces.
En el transcurso de alrededor de 300 estudios de casos, Pearl dijo que ven aumentos de alrededor del 40 % en la producción después de tales tratamientos, con números más altos que duran entre 12 y 18 meses. Cuando los depósitos de incrustaciones o parafina son mayores, la producción máxima se alcanza después de la limpieza del pozo.
Pearl ve este régimen como un reemplazo rentable para los refractarios o una alternativa a los nuevos fracturadores y, sin duda, una forma de impulsar la producción sin gastar millones en perforar y completar nuevos pozos.
Descarga la Revista de PETROBANCA del mes de Junio 2022
