1. Accueil
  2. Efficacité et récupération de pétrole supplémentaire améliorées

le système de gel au polymère améliore l'efficacité de balayage dans une formation de l'ouest du Texas

situation

Un champ de production de l'ouest du Texas de la formation naturellement fissurée de Grayburg était un des premiers sites avec injection d'eau de la région à avoir des roches magasins carbonatées. Le client a ciblé un nombre important de schémas d'injection d'eau souffrant d'une communication difficile entre les injecteurs et leurs producteurs limites. La forte production d'eau et la faible efficacité de balayage entraînaient une augmentation des coûts de production et une diminution de la production de pétrole.

Le pétrole supplémentaire était estimé à 488,000 bbl, entraînant un coût différentiel de 4,68 $ par baril.

solution

En se basant sur les analyses des renseignements géologiques et des communications d'injection d'eau à l'aide de données sur l'injection et la production, nos experts en récupération assistée du pétrole TIORCO ont recommandé une solution sous forme de gel en polymère réticulé pour corriger la formation rapide de canaux pour l'écoulement de l'eau par le biais de fissures et de stries à perméabilité élevée. Suite à l'analyse de laboratoire, il a été déterminé que le système de gel en polymère MARCIT serait optimal en fonction de la température du réservoir et des matières totales dissoutes par l'eau d'injection. Le gel se compose d'un polyacrylamide partiellement hydrolysé au poids moléculaire moyen et d'un agent de réticulation, qui sont mélangés à la surface avec de l'équipement spécialisé, puis injectés dans le trou vers le bas. La vitesse de réaction est suffisamment retardée pour permettre d'ajouter le gel au réservoir.

De 2001 à 2006, 24 injecteurs ont été traités en quatre phases à l'aide d'un volume de gel d'environ 16 550 bbl de gel au polymère par puits, à des concentrations de 1 500 à 10 000 ppm. Chaque puits d'injection disposait d'une configuration individuelle du volume de gel, déterminée en fonction du volume estimé de l'échantillonneur entre l'injecteur et les producteurs limites. Le volume de gel pompé et les concentrations ont été changés au vol en fonction de la réponse de la pression d'injection, qui est un bon indicateur de l'efficacité de remplissage de gel des éléments nuisibles du réservoir.

résultats

Le gel de polymère a été inséré dans les éléments à perméabilité élevée et dans les fissures responsables de la grande production d'eau et de la faible efficacité de balayage, sans endommager la gangue rocheuse à faible perméabilité. L'augmentation de la puissance du gel MARCIT a permis d'accroître la pression d'injection de façon continue tout au long du traitement. La production de pétrole a augmenté trois mois après le premier traitement. Cette augmentation a été suivie d'une croissance continue de la récupération de pétrole et d'un changement important dans le déclin de la production de pétrole tout au long des quatre phases.

Le pétrole supplémentaire a été estimé à 488 000 bbl, entraînant ainsi un coût différentiel de 4,68 $ par baril, un dividende moyen par phase de 12 mois ainsi qu'un taux de rendement interne pour le client de 31 %.

Voir toutes les histoiresTélécharger l'histoire du cas

Histoires connexes

Les visiteurs qui ont lu cette histoire ont également lu

Our search returned no results.