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Título : Estudio del comportamiento de trazadores particionables en sistemas petóleo/agua, para ser usados en diagnóstico de reservas en la industria petrolera
Autor(es) : Esteves, Paola Natalia
Director(es) : Fernández Band, Beatriz Susana
Crapiste, Guillermo Héctor
Palabras clave : Química; Industria Petrolífera; Reservas de petróleo; Industria Petroquímica; Trazadores particionales; Reservas
Resumen : Los trazadores son sustancias capaces de proveer información sobre el comportamiento del fluido bajo estudio y ser detectados y cuantificados con facilidad. En la industria petrolera son utilizados para la caracterización y diagnóstico de los reservorios. En el Capítulo I se revisan los distintos tipos de trazadores, sus características y sus principales aplicaciones en la industria petrolera. En particular, los ensayos que emplean trazadores químicos particionables se denominan SWCTT (“Single Well Chemical Tracer Test”) y tienen como objetivo estimar la Saturación de Petróleo Residual o Sor (“Saturation Oil Residual”). Esta resulta esencial para pronosticar la producción de petróleo por recuperación secundaria o mejorada, identificada por las siglas EOR (“Enhanced Oil Recovery”). El ensayo consiste en la inyección de una solución acuosa de un trazador químico particionable e hidrolizable junto con otro trazador químico no particionable, de referencia, en la zona del reservorio que se desea evaluar. Una vez alcanzada la penetración deseada en el reservorio se suspende la inyección, sobreviniendo un período de “remojo” o reacción, estimado a partir de la constante de velocidad de hidrólisis (kh) del trazador, durante el cual se genera in situ un trazador secundario no particionable. Finalizado el periodo de remojo el pozo se pone en producción y periódicamente se toman muestras del agua producida y se mide las concentraciones de los trazadores para su análisis. El particionable demorará un tiempo mayor en ser producido, debido a que una fracción pasará inicialmente de la fase desplazante a la inmóvil y finalmente regresará a la fase acuosa, una vez que el gradiente de concentración se invierta. La Sor depende del coeficiente de partición (K) del trazador particionable y del factor de retardo (β), obtenido a partir de la separación entre los tiempos de residencia del trazador secundario producto de la hidrólisis y el trazador particionable primario. El valor de K es importante para preveer un valor óptimo de β y un cálculo adecuado de la Sor. Por lo tanto, una de las áreas de interés es la exacta determinación de K del trazadores particionable en condiciones de reservorio y el estudio de las variables que lo afectan. En el Capítulo II se presenta un análisis termodinámico teórico el cual permitiría analizar y eventualmente modelar el efecto de las distintas variables, como temperatura, presión y salinidad de la fase acuosa, sobre los coeficientes de partición. Sin embargo, en la práctica los K en sistemas petróleo-agua se deben determinar experimentalmente, dado que no hay suficiente información disponible para evaluar los coeficientes de actividad debido a la salinidad de la fase acuosa y la complejidad de la fase orgánica. Para la determinación experimental de K bajo distintas condiciones se implementó un método en flujo continuo, el cual se describe en el Capítulo III. El dispositivo experimental está constituido básicamente por un sistema de impulsión y mezclado para obtener un flujo multi-segmentado de ambas fases inmiscibles, un tubo de reacción termostatizado donde se produce la partición del trazador y un sistema de separación de las fases. Este método permite obtener un número representativo de valores de K en un corto periodo de tiempo, a elevadas temperaturas y presiones, en un sistema bifásico inmiscible y sumamente complejo como el constituido por el agua de inyección del pozo y el petróleo propio del reservorio. La concentración de los trazadores en la fase acuosa se determinó por headspace acoplado a un cromatógrafo gaseoso con un detector de ionización de llama (HS/GC/FID). Además, se utilizó el método batch estándar para comparar los resultados de K de los trazadores obtenidos en condiciones atmosféricas mediante el método de flujo continuo y validar los resultados. Se determinó el coeficiente de partición de los trazadores formiato de etilo (FE) y acetato de etilo (AcEt) en sistemas modelos y reales, en condiciones atmosféricas y de reservorio. En el capítulo IV se presentan los principales resultados obtenidos y se discute el efecto de las variables más relevantes: temperatura, presión, concentración de los trazadores, salinidad de la fase acuosa y características de la fase oleosa. Estos resultados muestran que si bien existe un rango representativo de valores de K para cada éster, el coeficiente de partición del trazador debe ser determinado en el laboratorio y bajo condiciones de reservorio ya que resulta muy difícil estimar o predecir el efecto de las distintas variables. Finalmente, se aplicaron los resultados obtenidos de K del trazador FE bajo condiciones de reservorio en un ensayo SWCTT para determinar situaciones residuales de un pozo de la cuenca Neuquina, tal como se describe en el Capítulo V. También se estudió la importancia de la cinética de hidrólisis del éster y se determino kh en la salmuera del pozo LmS-30 y a 55°C. Se analizó de qué manera varía la estimación de la Sor frente a cambios o errores en el valor de K, para iguales y distintos valores de β. Debido a que la Sor incide sobre el factor de recobro, el cual relaciona la producción acumulada con el petróleo original in situ, a partir de la estimación del error en el valor de Sor se puede evaluar cómo esto afecta la estimación del valor económico del yacimiento.
Tracers are substances capable of providing information about the behavior of the fluid under study and being easily detected and quantified. In the oil industry these compounds are used for the characterization and evaluation of reservoirs. Chapter I reviews the different kind of tracers, their characteristics and their main applications in the oil industry. In particular, tests employing partitioning chemical tracers are called SWCTT ("Single Well Chemical Tracer Test") and are used for estimating Residual Oil Saturation (Sor). This is essential for forecasting oil production by secondary or improved recovery, identified by the acronym EOR ("Enhanced Oil Recovery"). The test consists of injecting an aqueous solution of a partitioning and hydrolyzing chemical tracer together with another non-partitioning chemical tracer, as a reference, in the area of the reservoir to be evaluated. Once the desired penetration into the reservoir is reached, the injection is suspended, following a period of "soak" or reaction, estimated from the hydrolysis rate constant (kh) of the tracer, during which a secondary tracer non-partitioning is generated in situ. At the end of the soaking period, the well is put into production, periodically samples of the produced water are taken and the concentrations of the tracers are measured through analysis. The partitioning will take a longer time to be produced, because a fraction will initially pass from the displacer phase to the immobile phase and finally return to the aqueous phase, once the concentration gradient is reversed. The Sor depends on the partition coefficient (K) of the partitioning tracer and the delay factor (β), obtained from the separation between the residence times of the secondary tracer product of the hydrolysis and the primary partitioning tracer. The value of K is important to predict an optimal value of β and an adequate calculation of the Sor. Therefore, one of the interest areas is the exact determination of K tracers in reservoir conditions and the study of the variables that affect it. In Chapter II a theory thermodynamic analysis is presented which would allow analyzing and eventually modeling the effect of the different variables, such as temperature, pressure and salinity of the aqueous phase, on the partition coefficients. However, in practice the K in systems Petroleum-water should be determined experimentally, since there is not enough information available to evaluate the activity coefficients due to the salinity of the aqueous phase and the complexity of the organic phase. For the experimental determination of K under different conditions a continuous flow method was implemented, which is described in Chapter III. The experimental device consists basically of a drive and mixing system to obtain a multi-segmented flow of both immiscible phases, a thermostated reaction tube where the tracer partitioning takes place and a phase separation system. This method allows to obtain representative number of K values in a short period of time, at high temperatures and pressures, in an inmiscible and extremely complex biphasic system such as the water of injection of the well and the own oil of the reservoir. The concentration of the tracers in the aqueous phase was determined by headspace coupled to a gas chromatograph with a flame ionization detector (HS/GC/FID). In addition, the standard batch method was used to compare the K results of tracers obtained under atmospheric conditions using the continuous flow method and to validate the results. The partition coefficient of the ethyl formiate and ethyl acetate tracers were determined in model and real systems under atmospheric and reservoir conditions. In Chapter IV the main results are presented and the effect of the most relevant variables is discussed: temperature, pressure, tracer concentration, salinity of the aqueous phase and characteristics of the oil phase. These results show that although there is a representative range of K values for each esters, the tracer partition coefficient must be determined in the laboratory and under reservoir conditions since it is very difficult to estimate or predict the effect of the different variables. Finally, the obtained results from K of the ethyl formiate tracer under reservoir conditions were applied in a SWCTT test to determine residual conditions of a well in the Neuquén basin, as described in Chapter V. The importance of kinetics of Hydrolysis of the ester and kh was determined in the brine of the LmS-30 well and at 55°C. We analyzed how the estimated Sor varies with changes or errors in the value of K, for equal and different values of β. Because the Sor affects the recovery factor, which relates the accumulated production to the original oil in situ, from the estimation of the error in the value of the Sor, it can be assessed how this affects the estimate of the economic value of the field.
URI : http://repositoriodigital.uns.edu.ar/handle/123456789/4061
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