MICROBIAL ENHANCED OIL RECOVERY (MEOR) TECHNOLOGY IN BOKOR FIELD, SARAWAK

ABSTRACT

El campo Bokor fue seleccionado como el primer campo en Malasia para la Recuperación Mejorada de Petróleo Microbiana (Meor) que es una tecnología aplicación que utiliza microorganismos para facilitar y aumentar la producción de petróleo desde el reservorio a través de la producción de bioquímicos tales como biosurfatantes, disolventes, gases y ácidos débiles. El campo fue seleccionado debido a su alta viscosidad (4 a 10 cp) y baja gravedad específica de 20° los cuales  tiene como resultado un bajo factor de recobro que varía en un rango de 19% a 25% OOIP. Esta tecnología parece ser atractivo para el campo como Inicialmente se pensó la reducción de la viscosidad del petróleo y por lo tanto mejorar la recuperación de petróleo. Además, las propiedades del reservorio del campo Bokor se ajustan a los criterios de selección básicos de la aplicación de Meor.

En este paper se analiza principalmente los resultados del proyecto piloto en aplicación de la tecnología Meor en el campo Bokor 1. El estudio se centra en la selección de candidatos y un completo análisis de laboratorio se llevó a cabo para investigar la viabilidad de esta tecnología para mejorar la producción de petróleo. En general, el estudio de viabilidad había indicado que existe una potencial mejora de la producción. El estudio sobre la muestra de crudo indica la eliminación completa de alcanos normales / ramificados y eliminación parcial de compuestos aromáticos debido a la alteración en-reservorio. El laboratorio de inoculación de la muestra indica que el crudo en boca de pozo, que los microbios fueron capaces de reducir ligeramente la viscosidad, romper la emulsión y aumentar la solubilidad de los componente de alto peso molecular sin dañar el reservorio.

Con el fin de demostrar los resultados de laboratorio y evaluar adicionalmente el impacto en la producción de petróleo, se llevó a cabo una prueba piloto en tres (3) pozos seleccionados. Un completo monitoreo fue la estrategia desarrollada y el rendimiento fue monitoreado de 5 a 6 meses.

Durante un período de 5 meses, los resultados del piloto fueron prometedores. Aumento significativo  la tasa de producción de petróleo y la reducción del corte de agua observación que demuestra la eficacia de la aplicación Meor. El promedio de la tasa de producción de petróleo del período aumento por 270 b / d que es equivalente a 47% incremento del petróleo.

OVERVIEW OF MEOR TECHNOLOGY

Recuperación mejorada del petróleo microbiana (Meor) es una tecnología utilizando microorganismos para facilitar o aumentar  la producción petróleo del reservorio. El concepto es de más de 40 años, sin embargo, las propuestas iniciales fueron concebidos y en la mayoría de los casos no tenían ningún valor práctico. Estudios recientes han desarrollado biotecnología microbiana para resolver el problema específico de producción en el reservorio. Los procesos de Meor implican el uso de microorganismos especialmente seleccionados o bacterias naturales que sean capaces de metabolizar hidrocarburos para producir disolventes orgánicos, como alcoholes y aldehídos, surfactantes, ácidos grasos y otros bioquímicos que se saben que son eficaces en favorecer la movilidad del aceite.

El mecanismo por el cual los procesos de MEOR pueden ser bastante complejos y pueden implicar múltiples procesos bioquímicos. El mecanismo puede resumirse de la siguiente manera:

En el reservorio, las bacterias Meor se transportan a través del agua y se agrupan en los espacios porosos de aceite / rock y en la interface  aceite / agua donde se metabolizan muy pequeñas cantidad de aceite para producir productos bioquímicos orgánicos como disolventes, surfactantes, ácidos débiles y gases. Estas sustancias bioquímicas reducen la viscosidad del aceite, disminuyen la tensión superficial interfacial entre el superficies aceite / roca y aceite / agua, y también puede restaurar permeabilidad efectiva mediante la eliminación del bloqueo de parafina y la scale de la gargantas de poros. Por último, las nuevas células microbianas se producen y el proceso continúa.

El efecto neto del proceso de Meor causa que el aceite irreducible pase a convertirse móvil de forma que ahora está disponible para ser arrastrado al producir el pozo, causando una mejora incremental en producción de petróleo. Como resultado de los subproductos metabolizados por microorganismos, muchos problemas operacionales asociados con parafina, emulsión, scale y la corrosión también se reduce significativamente.

DESCRIPTION OF BOKOR FIELD

Bokor campo se encuentra en la zona de Delta  Baram Acerca de 40 kilómetros de la costa Lutong (Miri). El rango de las porosidades esta entre 15% y 32% y permeabilidades de 50 a 4000 mD. Gravedad del petróleo oscilan entre 19° a 22° API. Las profundidades del reservorio someras 1500 - 3000 Ft. hasta 6300 pies.

La aplicación de Meor parece ser atractivo para Bokor campo debido principalmente a:

Bajo factor de recobro en el reservorio (19% - 27%)• la viscosidad del aceite de (2 cp - 10 cp)

• Los datos de Bokor se ajustan a los criterios de selección básicos deaplicación Meor (Tabla 1)

Oil Gravity (°A P I) 10 to 50Temperature (°F) <270Water Salinity (ppm Cl-) <100,000Parafin wax (% ) >=3pH 5 to 8Avg. Permeability (m d) >=20 m dPorosity (% ) >=10O il viscosity (cp) 5 to 50H 2S (ppm ) <10,000Pressure G radient (psi/ft) >0.10Water cut (% ) 10 to 50

FLOWCHART OF THE SYSTEMATIC APPROACH FOR MEOR PROJECT IN BOKOR FIELD

ORGANIGRAMA DEL ENFOQUE SISTEMÁTICO PARA PROYECTO EN CAMPO Meor Bokor

Como se muestra en la Figura 2, el proyecto ha sido categorizado en tres etapas principales, es decir: 1) estudio de factibilidad, 2) la implementación del proyecto piloto y 3) implementación completo a escala de campo. En este trabajo se analiza sólo hasta que la finalización del proyecto piloto.

FEASIBILITY STUDY

Los estudios de viabilidad de la aplicación de la tecnología Meor en el campo Bokor se llevó a cabo y se terminó en abril de 2000. Durante los estudios viabilidad la atención se centró en los reservorios superficiales.

Las conclusiones de los estudios de laboratorio son:

Análisis de las propiedades del crudo de este reservorio indican que el contenido de parafinas es bajo, bajo contenido de azufre, asfaltenos y bajo punto de congelación.

Estudio de biodegradación indica la eliminación completa de alcanos normales / ramificados y la eliminación parcial de los aromáticos debido a la alteración en reservorio.Estudio del núcleo: El producto (Meor) utilizado  no daña formación de arenisca.a Bokor

Estudio Reología: Hay una ligera reducción de la viscosidad en la muestra inoculada con microorganismos.

Prueba de ruptura de emulsión: Las muestras recogidas para este estudio se tenían un problema emulsión. Éstas emulsiónes son muy estables en condiciones de superficie. El resultado indica que el producto es capaz de romper la emulsión dentro de las 24 horas de la inoculación para la mayoría de muestras.

Prueba geoquímica: Después de la inoculación, hay un aumento de la solubilidad de los componente alto peso molecular como resultado de la actividad biosurfactante.

Basándose en los resultados anteriores, se puede concluir que existe aplicación potencial de la tecnología MEOR para mejorar la recuperación de petróleo en el reservorio. Con el fin de investigar más a fondo y evaluar la tecnología, el proyecto piloto fue propuesto para seleccionar pozos candidatos.

PILOT PROJECT IMPLEMENTATION

Objetivos del Proyecto Piloto

En julio de 2000 proyecto, el piloto se realizó con éxito en tres pozos seleccionados, B-1, B-2 y B 3-. Las ubicaciones se muestran en la imagen con los atos de producción

Un equipo fue formado para la implementación. del proyecto piloto. El equipo está integrado por miembros de diferentes disciplinas.

Los objetivos específicos del proyecto piloto son:

- Demostrar la viabilidad de la aplicación microbiana en el campo de Bokor.- Evaluar el impacto en la producción de aceite (petróleo incremental, la

ganancia y la sostenibilidad) durante 5 - 6 meses, período del monitoreo.- Justificar la implementación completa de MEOR a escala del campo.- Ganar experiencia y conocimiento de la aplicaciones de la estimulación

microbiana mediante la planificación, el seguimiento y la evaluación del piloto.

PERFORMANCE MONITORING/ANALYSIS STRATEGY FOR PILOT PROJECT

SUPERVISAR EL RENDIMIENTO  / ANÁLISIS DE LA ESTRATEGIA PARA EL PROYECTO PILOTO

En esta sección se analiza la estrategia de monitoreo que se desarrollada para el proyecto. Supervisión del rendimiento / análisis estrategia se desarrolló para medir o evaluar la eficacia desempeño del proyecto.

Los siguientes parámetros estaban bajo el control / prueba:

Muestra de cabeza de pozo / Monitoreo Lab / pruebas• Análisis composicional• Viscosidad dinámica• Estabilidad de la emulsión (@ temp reservorio.)• Gravedad API• Asfaltenos, parafinas, azufre, punto de fluidez (pour point)• Análisis de agua de formación de yel análisis bacterias (SRB• Estabilidad de la emulsión (en el site @ room temp.)

Monitoreo del Desempeño Producción / Pruebas• Producción y Well test (petróleo, corte de agua, GOR, gaslift, las tasas de inyección)• Tubing y presiones de cabeza Revestimiento.• Producción de Arena• Estudios BHP (permeabilidad, Skin, el índice de productividad).

WELLHEAD SAMPLINGMUESTREO CABEZA DE POZOLas muestras fueron recolectadas en cabeza de pozo con una frecuencia especificada. Durante el ejercicio de muestreo, un dedicado personal fue designado para tomar la muestras, así como para realizar los análisis en sitio para garantizar consistencia de los resultados. Para permitir una comparación confiable de el rendimiento y la eficacia del tratamiento Meor, muestras de pre Meor se incluyeron también como una información básica.

Dos tipos de muestras fueron tomadas i) el petróleo crudo y ii) el agua de formación. Las muestras fueron tomadas manualmente. Las muestras de crudo y las muestras de agua de formación fueron etiquetadas y conservadas de acuerdo con el requisito de la prueba. Las muestras conservadas fueron enviadas al laboratorio para su análisis detallado.

PILOT PROJECT EXECUTIONEJECUCIÓN DEL PROYECTO PILOTO

El proyecto se completó con éxito con un costos de total de US $ 0,4 millones. Para reducir al mínimo el costo de operación, el proyecto se llevó a cabo como parte de un programa de acidificación. Debido al espacio limitado en la plataforma, todos los equipos tales como bombas, tanques y productos de microorganismos se colocaron en una barcaza. Los microbios fueron mezclados con agua para adquirir la concentración requerida y se inyectaba posteriormente (Bullheaded) en los pozos 

Al término de la inyección, los pozos fueron cerrados. El período de cierre se ha extendido de una semana a cinco (5) semana, coincidiendo con el cierre por obras de mantenimiento. La ventajas fue maximizar el tiempo para que los microbios reaccionarán en el reservorio.

PILOT PROJECT RESULTSRESULTADOS DEL PROYECTO PILOTO

En esta sección se analiza el rendimiento de la producción y resultados en boca de pozo de las muestra en un período de cinco (5) meses después del tratamiento Meor.

1) Resultados de productividad Pre-Meor conocer las tendencias de la producción de los tres pozos fueron generados para pronosticar la producción del pozo sin tratamiento de Meor. Esto

es necesario a fin de evaluar el impacto de producción del pozo después del tratamiento.

Wellhead Sample Analyses ResultsDynamic Viscosity

Los análisis sobre la viscosidad del crudo para el B-1 (Figura 8), B-2 y B-3 muestran los cambios significativos después del tratamiento Meor. Esta es una coherencia con los hallazgos en los estudios de viabilidad mediante el análisis de cromatografía de gases sugieren que Aceite Bokor ha sido biodegradado en la medida que la normal y alcanos ramificados han sido totalmente eliminado debido a la alteración en el reservorio dejando alcanos cíclicos y aromáticos.

A medida que la temperatura baja, las diferencias de viscosidad son significativas. Esto puede ser explicado de una manera que, a mayor temperatura, la emulsión tiende a romperse. A medida que la temperatura baja, la emulsión comienza a formarse y por lo tanto grandes diferencias de viscosidad puede ser observado, dependiendo de la naturaleza y la gravedad especifica de la muestras emulsionadas.

Hydrocarbon Compositional Analysis

El objetivo del análisis composicional es detectar cualquier cambio en las propiedades del petróleo. Las propiedades  del petróleo que fueron utilizados para monitorear el efecto del Meor son la gravedad API, composición, temperatura y contenidos de parafinas, azufre y asfaltenos.

La gravedad API muestran que el petróleo Bokor se considera pesado con valores que van de 17 a 20 ° API. La baja Gravedad API del petróleo, se debe a la ausencia completa de alcanos normales y ramificados eliminados durante la biodegradación en reservorio por microbios.

La gravedad API de las muestras muestran que no hay mucho variación en los valores de la API en las muestras recogidas después de 6 horas, 3 días, 2 semanas y 2 meses en comparación con el tratamiento previo de las muestras. Los resultados, como era de esperar, son consistentes con los reportados de los estudios viabilidad. Esta conclusión es apoyada por otros datos de propiedad tales como parafinas (1,0 a 2,8% en peso), asfaltenos (0,03 a 0,13% en peso) y azufre (0,12 a 0,15% en peso).

Emulsion stability

El tratamiento reduce la estabilidad de la emulsión de petróleo crudo. La estabilidad de la emulsión es muy importante ya que proporciona información

sobre contenido neto de petróleo (corte de agua), el tiempo para alcanzar una estabilidad de emulsión, porcentaje de emulsión estable, el efecto de la temperatura y efectividad del tratamiento Meor.

Basados en el análisis realizado para todas las muestras, se observó que el grado de estabilidad de la emulsión se ha reducido significativamente. Antes del tratamiento. Después del tratamiento, la emulsión fue menos estable. Por ejemplo, la tasa de separación basada en el asentamiento 1, 4 y 24 hr, todos los tres pozos mostraron una evolución similar. Sin embargo, estos efectos sólo se observaron temporalmente, después de 2 semanas de abierto, disminución de la tasa y volvió continuamente para las etapas iniciales. La Figura 11 muestra el resumen de emulsión separación de tasas para cada cadenas basadas en 1 hr, 4 hr. y 24 hr.

Bajo condiciones controladas en el laboratorio, las muestras reposaron durante 7 días en ambos lados sala y reservorio a temperatura (48 ° C). El volumen de emulsión, el aceite y el agua se monitorizó.

Se observo que (Figura 12) para todas las muestras en el reservorio a temperatura (48 ° C), comienza la ruptura del crudo completamente en petróleo y agua a menos de una semana de laboratorio. Esto ayudará ligeramente a que el fluido fluya más rápido debido a que la viscosidad del petróleo y de agua será menor en comparación a la viscosidad de la emulsión.

La tendencia de la emulsión en función del tiempo obtenido para los tres pozos describe claramente la eficacia de los productos microbianos la reducción de estabilidad de la emulsión. La eficacia de los microbios romper la emulsión

disminuye a medida que el tiempo de producción aumenta cuando la mayor parte del petróleo cerca del pozo está siendo producido.

Formation Water sample analysis

La composición del agua de formación antes y después de los tratamientos no tiene ningún cambio significativo. Basado en el análisis de laboratorio. El análisis de composición de los tres pozos mostraron una un valor típico para pozos de producción en la zona Delta Baram. El nivel de sulfuro del agua de formación es significativamente baja y no cambio significativamente después de los tratamientos (Figura 13).

LOS POSIBLES MECANISMOS DE LAS GANANCIAS DEL PETRÓLEOLos tres posibles mecanismos para explicar los cambios de la producción de los pozos han sido:

1. La reducción  del Skin Las pruebas de restauración de presión, está comprobado que los microbios pueden limpiar la formación dañada. Para este caso, podría haber una solubilización de componentes pesados conectados al pozo cerca de la formación.

2 Desmulsificación y desestabilización de la emulsión Se observó que físicamente el problema de la emulsión se ha reducido. Aunque este no es el principal objetivo de la aplicación de la tecnología, ayuda a mejorar la producción de petróleo. Se puede explicar por coalescencia de las gotitas de aceite que actúan como células de bacterias mojando puentes entre gotitas de aceite en la fase continua.

3. Reducción corte de agua La reducción fue significativa para el corte de agua alta pozo (B-1). Esto podría explicarse por el posible cambio en permeabilidad relativa de los fluidos debido al cambio humectabilidad y al reducir la tensión interfacial entre el aceite y agua

CONCLUSIONES

Basado en lo anterior, se puede concluir que el proyecto piloto fue un proyecto exitoso y ha alcanzado todo sus objetivos. Los resultados se pueden resumir de la siguiente forma:

Resultados de productividad1. Aumento de la producción de petróleo, reducción de la estabilidad de la emulsión y la reducción en el corte de agua.2. Aumento de la producción neta promedio de petróleo después de 5 meses aplicando Meor es de 270 bbl / d (incremento de petróleo 47%).

Resultados de de muestra boca de pozo

1. se observó Cambios de viscosidad tanto para cabeza de pozo y muestras de crudo a temp superficie.2. Análisis de los hidrocarburos de la composición indica que hay un incremento en la solubilización de componentes pesada debido a la degradación a componentes de bajo peso molecular.3. La estabilidad de la emulsión se reduce, por tanto, mejora la producción / elevando el rendimiento del pozo.4. Ningún efecto adverso se a observado en el agua de formación y en el análisis de las bacterias (SRB)

Economía del proyecto1. Los costos totales reales del proyecto son de US$ 0,4 millones. Potencialmente hay reducciones de los costos operativos y es posible mejorar aún más la economía.

Recomendaciones1) Continuar con el monitoreo del desempeño de los tres (3) pozos.2) Se recomienda repetir este proyecto para otros pozos productores candidatos del mismo reservorio. La mayor prioridad debería ser dado a los pozos que tienen los siguientes elementos: -a) daño de formaciónb) problema de emulsiónc) alto corte de agua3) Compartir las experiencias y resultados del proyecto con otros.4) Crear una base de datos para documentar los conocimientos y experiencias para consultas futuras.