sistema de gel de polímeros melhora a eficácia da varredura em uma formação no oeste do Texas

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situação

Um campo no oeste do Texas produzido pela formação naturalmente fragmentada de Grayburg foi uma das primeiras injeções de água no reservatório de carbonato da região. O cliente identificou um número significativo de padrões de injeção de água que sofreram uma comunicação severa entre os injetores e seus produtores de compensação. A alta produção de água e a baixa eficiência de varredura resultaram em maiores custos operacionais e menor produção de petróleo.

A estimativa de petróleo adicional foi de 488.000 bbl, resultando em um custo adicional por barril de US$ 4,68.

solução

Com base nas informações geológicas e na análise de comunicação de injeções de água usando dados de injeção e produção, nossos especialistas em recuperação aprimorada de petróleo (EOR) da TIORCO recomendaram uma solução de gel de polímero reticulado para corrigir a rápida canalização de água através de fragmentos e faixas de alta permeabilidade. A análise de laboratório foi realizada e foi determinado que o sistema de gel de polímero MARCIT seria ótimo com base na temperatura do reservatório e nos sólidos totalmente dissolvidos pela injeção de água (TDS). O gel é constituído por uma poliacrilamida parcialmente hidrolisada de peso molecular médio e um agente de reticulação que são misturados na superfície usando equipamento especializado e depois injetados no fundo do poço. A taxa de reação é suficientemente retardada para permitir a colocação do gel no reservatório.

De 2001 a 2006, 24 injetores foram tratados em quatro fases usando um volume médio de gel de 16.550 bbl por poço de gel de polímero com concentrações de 1.500 a 10.000 ppm. Cada poço de injeção teve um projeto de volume de gel individual baseado no volume estimado da formação porosa entre o injetor e os produtores de compensação. O volume de gel bombeado e as concentrações foram alteradas imediatamente com base na resposta à pressão de injeção, que é uma boa indicadora do quão bem o gel está preenchendo as características do reservatório.

resultados

O gel de polímero foi colocado em características de alta permeabilidade e fragmentos responsáveis ​​pela alta produção de água e baixa eficiência de varredura, sem danificar a matriz de rocha de baixa permeabilidade. Aumentar a força do gel MARCIT permitiu que a pressão de injeção aumentasse continuamente ao longo do tratamento. A produção de petróleo aumentou três meses após o primeiro tratamento, seguido de aumentos contínuos da taxa de petróleo e uma mudança significativa no declínio da produção de petróleo ao longo das quatro fases.

A estimativa de petróleo adicional foi de 488.000 bbl, resultando em um custo adicional por barril de US$ 4,68, um pagamento médio por fase de 12 meses e uma taxa de retorno interna para o cliente de 31%.

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