melhoria de conformidade na unidade do Rio Kuparuk

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SITUAÇÃO

O campo do Rio Kuparuk é uma armadilha estratigráfica estrutural composta por duas areias produtivas: areia A, com baixa permeabilidade, e a altamente permeável areia C. Atualmente, o campo possui mais de 1.100 poços sob inundação de água, miscível ou imiscível com injeção alternada de água e gás. Amplas falhas e a drástica distribuição de permeabilidade na areia C resultou em severa comunicação entre os injetores e os produtores de compensação, gerando alta produção de água e baixa eficiência de varredura.

O tratamento de conformidade de gel de polímeros resultou em um total de 460.000 bbl de petróleo adicional a uma taxa adicional efetiva de 630 bpd para o padrão.

Conformance Improvement Figure 1

DESAFIO

O injetor I-1 foi inicialmente perfurado como um único poço, concluído para injetar na areia C do Kuparuk. Para aumentar a injetividade e oferecer suporte à produção de compensação, dois desvios foram concluídos posteriormente nas areias C4, C2 e C1. Após os desvios, a injetividade média desse poço era de cerca de 6 bpd/psi, às vezes alcançando entre 9 e 11 bpd/psi, enquanto a média do campo para poços similares estava entre 1 e 5 bpd/psi.

A rápida comunicação entre esse injetor e os produtores de compensação foi confirmada pelo avanço imediato de gás para as compensações durante a injeção de gás miscível (MI). Um estudo de rastreamento entre poços também mostrou que 30,2% do rastreador injetado no injetor I-1 foi recuperado em três produtores de compensação entre 16 e 22 dias, indicando uma rápida comunicação por meio das falhas/características altamente condutivas.

SOLUÇÃO e resultados

Um tratamento de conformidade de gel de polímeros foi recomendado para resolver a comunicação e melhorar a recuperação de petróleo nesse padrão. Foi sugerido especificamente o uso de polímero reticulado de alto peso molecular (HMW) para evitar a penetração na matriz com permeabilidade mais baixa.

Aproximadamente 20.000 bbl de polímero de HMW foram injetados em fases de 3.000 a 10.000 ppm a uma proporção de 40:1 do polímero para o agente de reticulação. A injetividade foi reduzida de aproximadamente 7 bpd/psi para 1,3 bpd/psi durante o tratamento. O gel de polímeros foi colocado no recurso de alta permeabilidade responsável pela alta produção de água, rápido avanço de gás e baixa eficiência de varredura nesse padrão sem danificar a rocha de baixa permeabilidade. O tratamento de conformidade teve um impacto imediato na injetividade do injetor I-1, indicando que o fluido de injeção estava sendo desviado para áreas sem varredura do reservatório.

Em resumo, o tratamento de conformidade de gel de polímeros resultou em um total de 460.000 bbl de petróleo adicional a uma taxa adicional efetiva de 630 bpd para o padrão. A produção adicional de petróleo precisou ser corrigida do momento em que o injetor I-1 foi desligado até o momento em que voltou à operação de injeção normal. É possível observar uma redução na tendência de produção de petróleo adicional, o que se deve à falta de injeção de gás miscível na plataforma.

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