Efecto de la concentración del químico disperso en la formación de espumas en medios porosos

Abstract

Este trabajo presenta el desarrollo conceptual, la evaluación experimental y un piloto de campo para una nueva técnica de implementación de espumas basada en la inyección del químico espumante disperso en la corriente de gas. Esta nueva técnica busca simplificar y reducir costos en la implementación de tratamientos con espumas en proyectos de inyección de gas. Igualmente busca superar la desventaja del volumen limitado de influencia en el reservorio que logran los tratamientos con inyección de bache líquido (SAG). La base conceptual de esta nueva técnica se basa en la transferencia del químico desde la fase dispersa al agua connata o residual presente en los reservorios bajo explotación, debido al gran potencial químico por el contraste de concentración de espumante entre la fase dispersa y el agua in-situ. Se presenta por primera vez, según el mejor entendimiento del autor, un trabajo experimental sistemático para investigar el efecto de la concentración del químico espumante disperso en la formación de espuma bloqueante en medios porosos consolidados a condiciones de alta presión y temperatura, usando muestras de roca y fluidos representativos del Piedemonte llanero. Los resultados reportados confirman que efectivamente es posible crear espuma bloqueante en estas condiciones, mediante la inyección del químico espumante disperse en gas en una muestra de roca arenisca a condiciones de saturación residual de aceite y agua, después de haber sido sometido a un proceso extensivo de inyección de gas. La espuma bloqueante se forma siempre y cuando se garantice una velocidad de gas suficientemente alta, y la concentración del químico activo sea mayor a un umbral (138 ppm para el sistema evaluado). Las pruebas exitosas con espumas ´dispersas´ mostraron periodos de estabilidad mucho más largos que los observados usando bache líquido (SAG) a una concentración más alta (2000 ppm). De otro lado, los resultados de las pruebas de adsorción dinámica mostraron menores valores máximos de adsorción para el caso de químico disperso que para el bache líquido, a concentraciones similares. Esta nueva técnica de espumas fue aplicada en un piloto de campo, donde se inyectaron 600 Bbls de solución espumante dispersa a una relación de 1 Bbl/MM pce, inyectando 20 MM pce durante 2 meses. La inyectividad al gas del pozo fue reducida dramaticamente después de dos semanas de inyección de químico disperso, recuperándose al suspender la inyección de químico y continuar inyectando gas solo. El pozo productor influenciado cambió su tendencia de producción, mostrando incremento en la tasa de aceite y aplanamiento de la relación gas/aceite (GOR), poco tiempo después de finalizar el ciclo de inyección del químico disperso. Estos resultados confirman la aplicabilidad de esta técnica en campo para optimizar la eficiencia de barrido en los procesos de inyección de gas y lograr un mayor recobro de hidrocarburos líquidos.

Abstract: This work presents the conceptual development, the experimental evaluation and a field pilot application for a new technique to create in-situ EOR foams based on the injection of the foaming chemical dispersed in the gas stream. This new technique aims at simplifying and reducing costs for the deployment of EOR foams in gas injection based projects, and overcoming the disadvantage of limited reservoir volume of influence obtained during most of the conventional Surfactant Alternating Gas (SAG) implementations. The concept behind this new technique is the transfer of chemicals from the gas dispersed phase into the connate or residual waters present in the hydrocarbon reservoirs under exploitation, due mainly to the big chemical potential derived from the contrast in chemical concentration between the dispersed phase and the in-situ water. A systematic experimental work is presented for the first time, as far as the author is aware of, investigating the effect of the dispersed chemical (surfactant) concentration on the ability to create blocking foams at high pressure and temperature, and using representative consolidated porous medium and fluids coming from the Piedemonte fields. Results herein confirm that in fact it is possible to create blocking foam by injecting the foaming chemical dispersed in the gas stream into a consolidated sandstone core at residual oil and water conditions, after being submitted to a gas flooding displacement. This condition is obtained as far as the gas velocity is above a minimum threshold, and the concentration of the active chemical is above certain limit (138 ppm for this case). Successful experiments with foams created by gas dispersed surfactant showed much longer stability periods when compared with results from foams created by the SAG technique at much higher chemical concentration (2,000 ppm). On the other hand, results from dynamic adsorption tests showed similar equilibrium adsorption values when the foaming chemical is injected dispersed in the gas as compared with the liquid batch case, for comparable chemical concentrations. Application of this novel foams technique was implemented in a field pilot. About 600 Bbls of foaming solution at a rate of 1 Bbl/MM scf were injected in the hydrocarbon gas stream in one gas injector of a Piedemonte field for a period of two(2) months. Gas injectivity in the well was impaired after two weeks of injection, and the oil production well influenced by this injector changed its performance showing incremental oil production and flattening of the gas oil ratio (GOR) shortly after the dispersed chemical injection period. These results confirm that the new technique can be implemented at the field scale, and incremental production can be obtained from it in reservoirs operated under gas injection.