Por Kurt Abraham – 23 de junio de 2022 (World oil)
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En un esfuerzo que ha estado en marcha durante varios años y ahora se establece en un contexto de precios del petróleo de tres dígitos, las compañías de petróleo y gas continúan intentando idear nuevos métodos para aumentar la producción de los pozos no convencionales existentes. Es un esfuerzo hacia el cual se están dirigiendo sumas cada vez mayores de fondos y personal.
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En consecuencia, este fue el tema de un panel de discusión de URTeC el miércoles por la mañana titulado “Aprovechamiento de la tecnología para maximizar la recuperación del yacimiento en la maduración de los yacimientos no convencionales”. Los participantes incluyeron a Kaveh Ahmadi, asesor de EOR-RE para Bakken Technology en HESS Corporation; el Dr. Birol Dindoruk, profesor de ingeniería petrolera e ingeniería química y biomolecular de la AADE en la Universidad de Houston; Sra. Faye Liu, Presidenta y Fundadora de Revochem; y el Dr. Geoffrey Thyne, Director, Salinidad diseñada por ESal.
Esfuerzos de HESS. Como único operador representante en el panel, Ahmadi detalló los esfuerzos de su empresa para diseñar una EOR efectiva en su área principal de operaciones terrestres en EE. UU., la cuenca Williston de Dakota del Norte. Ahmadi dijo que la línea de pensamiento de HESS es que “EOR en no convencionales debe ser factible, económico y escalable. Nuestro objetivo final es competir con nuevos pozos”.
Ahmadi dijo que uno de los esquemas que su compañía ha estado examinando para el Williston es el EOR de inyección de gas. Y hay una serie de parámetros a tener en cuenta al diseñar un esquema de este tipo. Estos incluyen el subsuelo: comprender el comportamiento de los fluidos y el flujo; Pruebas de laboratorio: uno de los problemas es que la traducción de laboratorio a campo no existe; Terminación: esto incluye control de flujo y distribución uniforme del fluido inyectado; Instalación: tener una instalación móvil modular es importante; y Gas: ¿cuáles son el precio real y los volúmenes de retorno del gas utilizado para la inyección?
En otro ángulo de la EOR de inyección de gas, Ahmadi dijo que HESS está analizando la inyección de espuma como parte del proceso. “Tendremos el Proyecto Spiro en la cuenca de Williston”, dijo Ahmadi. “Será un proyecto de júbilo con control de movilidad que utiliza inyección de gas asistida por espuma”. Dijo que la compañía tiene este proyecto programado para su implementación en el cuarto trimestre de 2022.
Fundamentos y mecanismos de recuperación. Por su parte, el Dr. Dindoruk de la U. of H discutió una descripción general de los fundamentos de EOR y los mecanismos de recuperación. Entre los mecanismos del subsuelo y los factores de vigilancia, señaló las composiciones iniciales, como en CGR (relación de condensado a gas) y GOR (relación de gas a petróleo); Composiciones de inundaciones iniciales, incluidas variaciones de área y verticales; Muestreo; Contaminación; y proximidad de poros.
También dijo que el factor individual más importante en la efectividad de la inyección de gas EOR es “lo que sucede en la matriz”. Dindoruk también tomó nota de la tendencia creciente de la discusión de EOR de inyección de gas en las conferencias. “En la conferencia IOR de Tulsa 2022 (Conferencia de Recuperación Mejorada de Petróleo de SPE en Tulsa, Oklahoma, del 25 al 29 de abril), de 106 manuscritos, 16 estaban relacionados directamente con no convencionales. Y de esos 16 artículos, 10 estaban relacionados con la inyección de gas”.
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Huellas químicas. May Liu de Revochem mencionó el papel que la huella química (una colección de técnicas que rastrean el origen de una muestra, en función de su composición química) podría desempeñar en el diseño de esquemas EOR para juegos no convencionales. Su firma se especializa en huellas dactilares químicas de alta resolución y alta fidelidad para una variedad de propósitos, incluidas muestras geológicas y productos derivados del petróleo.
De hecho, en un ángulo relacionado, la Sra. Liu es autora de un artículo presentado en la URTeC de este año sobre “Caracterización y monitoreo de yacimientos utilizando tecnología de huellas dactilares geoquímicas con estudios de casos en la cuenca de Delaware”. En ese documento, se señala que “la metodología y el flujo de trabajo ilustrados en este trabajo brindan información cuantitativa y procesable relacionada con las reservas y la caracterización del yacimiento, así como el rendimiento del yacimiento, para permitir la optimización del desarrollo económico de los yacimientos de esquisto”.
Salinidad del agua. El Dr. Thyne de Engineered Salinity habló sobre los problemas de salinidad del agua que afectan los esfuerzos para maximizar la recuperación del yacimiento en áreas productivas no convencionales maduras. Thyne es un experto en aumentar la recuperación mediante la manipulación de la química del agua. Después de más de una década de investigación, descubrió que la baja salinidad no siempre era la respuesta para aumentar la recuperación de petróleo. Más bien, encontró que cambiar la salinidad del fluido de inyección puede cambiar la humectabilidad del yacimiento.
Derivado de la investigación de Thyne, se dice que el proceso ESal de su compañía mejora la humectabilidad y la recuperación del yacimiento al optimizar la salinidad del agua de inyección para aumentar la recuperación sin la ayuda de productos químicos. Esto se logra mezclando agua producida con agua superficial u otra agua subterránea en proyectos EOR sin agregar productos químicos. Es un ángulo que vale la pena explorar en varios yacimientos de esquisto en los EE. UU.
En la parte de preguntas y respuestas del panel, un miembro de la audiencia preguntó al grupo cuáles eran sus diversas opiniones sobre qué rango de porcentaje de recuperación incremental podría esperarse de EOR en no convencionales. Ahmadi de HESS respondió que “depende de cómo esté configurado su gas. No tenemos un número claro en mente”. Pero el Dr. Dindoruk de la U. of H dijo que pensaba que “15% a 20% es razonable. Pero, de nuevo, depende de la matriz”.
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