Evaluación del daño por precipitación y depositación de escamas minerales en la fase piloto de un proyecto químico ASP (Álcali - Surfactante - Polímero) en un campo de petróleo en Colombia

Abstract

El método químico de ASP (Álcali-Surfactante-Polímero) ha sido ampliamente implementado alrededor del mundo, el cual consiste en la inyección de un álcali, que reacciona con los ácidos orgánicos y carboxílicos presentes en el crudo formando un surfactante natural in-situ, que simultáneamente, con el surfactante inyectado ayudan a reducir la tensión interfacial. Por último, un polímero ayuda a mejorar la razón de movilidad del crudo con respecto al agua. La inyección del álcali puede inducir un daño de formación por precipitación y depositación de escamas inorgánicas por efecto de la interacción con el sistema roca-fluido del yacimiento. Este fenómeno se genera principalmente por la presencia de minerales de calcita, dolomitas y sulfatos, disueltos en el agua que precipitan fuera de la solución en respuesta a cambios en las condiciones de presión, temperatura y composición del agua. El diagnóstico de este daño en el campo de estudio permitió estimar la probabilidad de tener incrustaciones de calcita debido principalmente a la composición fisicoquímica del agua del yacimiento y los cambios en el ambiente generados por la inyección del álcali. Una metodología integrada entre un modelo químico-termodinámico y un modelo de flujo permitió establecer las concentraciones iniciales de equilibrio de las especies químicas presentes y la cantidad estimada de calcita que tiende a precipitar en los pozos asociados al piloto ASP. Aunque se considere un daño nada severo, la inyección de un inhibidor como un tratamiento químico económicamente viable, permitirá mejorar la productividad de los pozos afectados y operatividad de los equipos de superficie para la inyección.

Abstract: The chemical method of ASP (Alkali-Surfactant-Polymer) has been widely implemented around the world, which involves the injection of an alkali, which reacts with the organic acids and carboxylic present in crude generating a natural surfactant in-situ, simultaneously with the injected surfactant help to reduce the interfacial tension. Finally, a polymer helps to improve the mobility ratio of oil to water. Alkali injection may induce formation damage by precipitation and deposition of inorganic scale due to the interaction with the fluid-rock system at the reservoir. This phenomenon is generated by the presence of minerals as calcite, dolomite and sulfates, dissolved in the water precipitate out of solution in response to changing conditions of pressure, temperature and composition of the water. The diagnosis of this damage in the field of study allowed us to estimate the probability of having calcite scales mainly due to the physico-chemical composition of the reservoir water and changes in the environment generated by injection of an alkali. An integrated methodology between a thermodynamic chemical model and a flow model allowed to establish the initial equilibrium concentrations of the chemical species present and the estimated amount of calcite tends to precipitate in the wells associated with the ASP pilot. Although no severe damage is considered, the injection of an inhibitor as an economically viable chemical treatment would improve the productivity of involved wells and operation of surface equipment for the injection.