Desarrollo
Tecnologías en Mansarovar Energy
En Mansarovar Energy, realizamos la explotación de varios campos. En la actualidad, tenemos campos con un periodo largo de explotación, que se encuentran en una etapa avanzada de explotación, ya que la mayoría de sus pozos cuentan con más de 12 ciclos de inyección y su productividad es cada vez menor. Otros campos se encuentran en una etapa media de producción, donde la mayoría de sus pozos cuentan con entre 8 y 12 ciclos de inyección de vapor. Una vez los campos alcanzan su pico de producción, es normal observar un mantenimiento de la producción por algunos años y luego una declinación de esta.
Los campos en Mansarovar Energy están caracterizados por ser yacimientos someros, altamente estratificados (intercalaciones de arena – arcilla), de baja gravedad API (11 a 14 °API), viscosidades entre 800 y 15000 cP a condiciones de yacimiento y bajas productividades en condiciones frías. Por esta razón, los procesos térmicos tienen que ser aplicados desde el inicio de su explotación, en donde la Inyección Cíclica de Vapor es utilizada para calentar el crudo en el yacimiento, reducir su viscosidad y mejorar la productividad de los pozos.
En Mansarovar Energy hemos probado las siguientes tecnologías: Inyección de Espumas o Surfactantes, Inyección de Gel Cementante, Inyección de Nitrógeno simultáneo con el vapor, “Pulse Tubing”, Inyección Continua de Vapor, entre otros. Algunas de estas con buenos resultados a nivel de campo, otras que se encuentran en etapa piloto y/o evaluación, y otras en etapa de investigación.
Como estrategia para optimizar el comportamiento de la producción de los diferentes campos y reducir la tasa de declinación, se han planteado diferentes estrategias en cada uno de los campos, dependiendo de su estado de madurez. Inyección de Geles e Inyección de Espumas: Son aplicados para contactar arenas que por el alto grado de heterogeneidad no han sido estimuladas durante el proceso de inyección cíclica de vapor; mediante el uso de estas tecnologías se logran bloquear zonas preferenciales y/o realizar inyección selectiva de vapor en aquellos intervalos que presentan bajas propiedades petrofísicas en comparación con las zonas preferenciales. Esto ha sido identificado por medio de registros de temperatura, pruebas de presión, “steam flow meters”, entre otros
Gel Cementante
Este es un fluido que, con activadores, se solidifica o se transforma en altamente viscoso, y básicamente actúa como un reductor de porosidad y permeabilidad, el cual es inyectado dentro del empaquetamiento con grava para crear zonas selectivas para la inyección de vapor.
Esta tecnología consiste en inyectar un gel que soporta altas temperaturas en frente de una arcilla con el fin de aislar las arenas estimuladas de las que no, para luego inyectar vapor en el pozo y poder contactar estas últimas.
La aplicación de esta tecnología empezó en Campo Jazmín desde 2012 con muy buenos resultados a nivel de campo, reduciendo la declinación anual de 15% a un 9.6% aproximadamente en los pozos donde fue aplicado. Esta tecnología aplica únicamente para pozos convencionales.
Inyección de Espuma
Este es un sistema disperso, donde la fase continua es un líquido y la fase dispersa es el gas. El líquido atrapa al gas en lo que se conoce como burbujas. La espuma tiene un efecto auto-divergente, debido a que su viscosidad aparente es fundamentalmente dependiente de la permeabilidad y porosidad del medio. A mayor permeabilidad y porosidad mayor viscosidad de la espuma, mejorando el bloqueo de gas, vapor o influjo de agua.
Este proceso consiste en controlar y limitar el flujo de vapor hacia las zonas de alta permeabilidad y permitir estimular zonas no drenadas. Así mismo, ayuda a controlar el influjo de agua y aumentar la movilidad del crudo, para al final tener un mayor potencial de producción.