Polimeros Trabajo i
-
Upload
jorge-cassab -
Category
Documents
-
view
230 -
download
0
Transcript of Polimeros Trabajo i
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
1/66
CAPITULO I
1.1. INTRODUCCIN
En la actualidad, el mundo enfrenta grandes desafos energticos. Esto se
debe a la alta demanda de hidrocarburos, que hace necesario incrementar
las reservas existentes, para evitar que el consumo mundial lleve al
agotamiento de stas. Por lo tanto, la industria del petrleo requiere la
implementacin de tcnicas de recobro tanto en campos maduros, poco
desarrollados o con difciles condiciones desde el punto de vista de la
produccin. Todo con la finalidad de incrementar el factor de recobro y lasreservas recuperables de crudo.
a inyeccin de agua es uno de los procesos de recuperacin de
hidrocarburos m!s conocidos e implementados a nivel mundial. "in
embargo, la aplicacin de esta tcnica no es totalmente eficiente en el
barrido, ya que de#a una alta saturacin de aceite remanente, debido a
problemas de inyectividad, digitacin viscosa, canali$acin y dificultades de
despla$amiento generadas por fuer$as capilares. Por tal motivo, se hacenecesaria la aplicacin de un proceso de recobro terciario, capa$ de
disminuir la saturacin de aceite remanente y aumentar as el factor de
recobro.
En este sentido, se han desarrollado procesos qumicos para la
recuperacin adicional de petrleo, los cuales a travs de la inyeccin de
fluidos diferentes a los presentes en el yacimiento, me#oran el
despla$amiento del crudo, modificando propiedades de los fluidos y%o la
roca. a inyeccin de surfactantes, polmeros y miscelares hacen parte de
este grupo, y ser!n el enfoque durante en desarrollo de este proyecto.
Para el estudio de pre&factibilidad tcnica de un proceso de recobro
me#orado, se hace necesario contar con herramientas que permitan el
1
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
2/66
an!lisis de la posible aplicabilidad del proceso. 'on esto, se busca reali$ar
un pronstico de los posibles resultados, de manera !gil y sencilla.
Entonces, se convierten en el primer paso de la evaluacin tcnica deimplementacin de un proceso de recobro, buscando con esto, evitar
costosas implementaciones fallidas.
'on el fin de orientar el an!lisis tcnico de la implementacin de un proceso
de inyeccin de surfactantes, polmeros o miscelares( el desarrollo de este
proyecto se centr en la reali$acin de una base de datos que almacena
informacin de historias de campos sometidos a estos procesos. 'on ello,
se busca reali$ar analogas entre los campos almacenados y el campo aestudiar, relacionando sus caractersticas generales y%o particulares,
identificando sus seme#an$as y seleccionando campos an!logos, los cuales
permitan establecer los posibles resultados de su implementacin.
Para la reali$acin de las analogas fue necesario el desarrollo de un modelo
estadstico. )ste, parte de los conceptos de las estadstica inferencial,
reali$a comparaciones entre la informacin almacenada y los datos de
estudio, y posteriormente, establece el grado de similitud entre lainformacin. 'on esto, el usuario encontrar! los campos similares y
establecer! el posible comportamiento de su campo, dependiendo de los
resultados de los campos an!logos.
*inalmente, los resultados obtenidos por medio de la reali$acin de
analogas sirven de soporte para la toma decisiones preliminares, acerca de
la implementacin de procesos de recobro. En este sentido, la base de
datos reali$ada, es importante para la posible aplicacin de procesos deinyeccin de polmeros( convirtindose entonces, en una valiosa
herramienta para industria del petrleo.
2
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
3/66
1.2. Antecedentes.
a implementacin de proyectos de inyeccin de polmeros se ha apoyado
en resultados de estudios de laboratorio o de simulacin numrica, ya que
ayudan a visuali$ar una factibilidad de aplicacin ya sea en piloto, en una
seccin del campo o en toda su extensin, y de esta forma se reduce el
riesgo de falla. a mayor parte de aplicaciones en campo se han llevado a
cabo en proyectos piloto, donde se han conseguido resultados favorables en
incremento de la produccin.
Esta seccin se centra en la descripcin de algunos campos representativos
de la inyeccin de polmeros, de los cuales se mencionan algunos
datos reportados en la literatura, los cuales ayudan a tener una visin
general del campo, enfoc!ndose en el momento donde se implement el
proceso en estudio.
1.2.1 Campo Daqing (China
+ace aproximadamente - aos la ciudad de /aqing no figuraba en el mapa
oficial de la 'hina, y el -0 de septiembre de 1232, del po$o "ong#i n4mero 5,
situado en la cuenca de "ongliao, comen$ a brotar una gran cantidad de
petrleo. /ado que el pas se encontraba en vsperas de la celebracin del
dcimo aniversario de la fundacin de la 6ep4blica Popular 'hina, se
decidi solemni$ar esa importante fecha poniendo al nuevo campo
petrolfero el nombre de 7/aqing8, que significa 7magna celebracin8.
/esde all esta ciudad es un orgullo tanto para la industria petrolera china
como para el pueblo chino, ya que el descubrimiento de este campo
petrolfero transform el aspecto atrasado que tenia este pas, y su rumbo
en la industria petrolera
Desc!ipci"n de# campo. El campo /aqing est! ubicado en la provincia de
+eilong#iang, al noreste del pas, en la cuenca de "ongliao, fue descubierto
3
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
4/66
en 1232 y posteriormente fue sometido a inyeccin de agua en 1209. Posee
facies lacustres, multiestratos, y arenas heterogneas, su ubicacin es
mostrada en la figura 1.1
/ebido a la presencia de altos cortes de agua del 2-&2:, se decidi
reali$ar inyeccin de polmeros en 1222 con el fin de controlar los problemas
de canali$acin r!pida del agua en los po$os productores. Para facilitar el
estudio del nuevo proceso a implementarse, la administracin del campo, la
/aqing administration ;ureau decidi reali$ar un proyecto piloto en la
formacin "aertu, en un !rea de 1- acres.
$ig%!a 1.1 ?, a una concentracin entre 1999 y -999
ppm, del cual se inyectaron 9.@ AP. Para el ao -995 se decidi hacer
4
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
5/66
una expansin del proyecto en la misma formacin, en un !rea de 1@-2
acres, contando con B@ po$os inyectores y 1-1 po$os productores.
a implementacin de este proceso de recobro me#orado tra#o consigo la
extensin de la vida del campo y un incremento en la produccin de
petrleo19
, para el caso particular del ao -99@ se encontr que el --.5 :
del total de la produccin del campo fue atribuida a los polmeros
inyectados, y en este mismo ao la produccin de aceite reportada fue
de @5 millones de bbl, la cual se mantuvo casi constante durante seis aos
consecutivos.
>ctualmente se considera que el proyecto se encuentra en una etapa inicial,
la evaluacin y rentabilidad del mismo proyecta a ser promisoria, y en
cuanto al !mbito de aplicacin del proyecto se pronostica una probable
expansin
P!o#ema !epo!tado. Cn problema destacado en la revisin literaria fue la
perdida de viscosidad de polmero inyectado debido a los esfuer$os de corte
que present dicho qumico con las tuberas de inyeccin, adem!s dado aque el polmero utili$ado es sinttico, permiti que ste pudiera degradarse
f!cilmente. a solucin a este problema no fue reportada.
1.2.2. Campo )# To!di##o (A!gentina
Para >rgentina el halla$go de petrleo en 129@ en la formacin 'omodoro
6ivadavia, dio inicio a un ciclo de fructfero desarrollo de su industria,
aunque con sufridas transformaciones seg4n los cambios polticos. "in
embargo las actividades del campo El Tordillo han mostrado un crecimiento
constante, producto de la fuerte inversin que Tecpetrol como
operador, y sus asociados en la CTE =6epsol DP*, Petrobras y E/'
>rgentina? han reali$ado durante los 4ltimos trece aos.
5
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
6/66
/esde 1221 a la fecha, con slo una pequea disminucin en el periodo de
la crisis del petrleo de 122B, la petrolera destin grandes recursos que hoy
superan los 199 millones de dlares anuales en busca de mantener eincrementar sus niveles productivos, lo cual demuestra su ritmo de
produccin y desarrollo actual.
Desc!ipci"n de# campo. El campo El Tordillo est! ubicado en el flanco
norte de la cuenca de "an orge en la provincia de 'hubut, al sur de
>rgentina, 1399 Fm al sur de ;uenos >ires y est! operado por Tecpetrol, su
ubicacin es mostrada en la figura 1.-. a $ona productora posee facies
lacustres, multiestratos, y sus reservas de hidrocarburos incluyen series depaquetes de areniscas, de las cuales se cree que su forma no se deba a
fracturas naturales. El campo est! dividido en B asignaciones de
produccin, que son llamados como en la figura 1 . 5 .
os hidrocarburos en el campo El Tordillo est!n atrapados en numerosos
cuerpos de arenas fluviales que est!n agrupados en tres formacionesG El
trbol, 'omodoro 6ivadavia y
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
7/66
$ig%!a 1.*. ;loques productores del campo El Tordillo
El campo fue descubierto en 125- y la inyeccin de agua fue iniciada en
12@3. Esta inyeccin de agua tra#o consigo una canali$acin severa en los
po$os productores, para lo cual se hicieron instalaciones selectivas de
inyeccin, sin embargo segua irrumpiendo gran cantidad de agua. En 122
se decidi hacer conversin de los patrones de inyeccin a escalonados
para mane#ar un sistema lineal de inyeccin.
7
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
8/66
$Ig%!a 1.+. *ormaciones ubicadas en la cuenca del golfo de "an orge.
En el ao de 1223 =PP'">? la petrolera Pre$ 'ompany ".>. empe$ a
estudiar la utili$acin de tratamientos con geles, en 1222 un estudio indic
que inyeccin de geles de ba#a concentracin podran implementarse en el
campo El Tordillo y definitivamente en el ao -999 se decidi reali$ar
inyeccin de geles con el fin de taponar $onas ladronas y de esta manera
reducir las altas permeabilidades( preparando al yacimiento para una
posterior inyeccin de polmeros, la cual se dio inicio en el ao -993 en dos
po$os con un espaciamiento de 9 acres y aun est! vigente.
a administracin del campo =Tecpetrol?, decidi reali$ar la expansin del
proyecto en todo el campo en un !rea de 33- acres y la inyeccin de
polmeros se reali$ en la formacin 'omodoro 6ivadavia, de la cual su
$ona productora es 3@.
Desc!ipci"n de# p!oceso de in&ecci"n de po#'me!os. El proceso de
inyeccin de polmeros inici en el ao -993 en todo el campo, para esto
seemplearon 13 po$os inyectores y @ po$os productores, las propiedadesdel campo son mostradas en la tabla 1.-
Ta#a 1.2. 'aractersticas del campo El Tordillo.
Parme
Permeabilida 00Porosidad 2 %
Profundidad 0Es esor & ftTem eratura 18 F
Salinidad de la 3000
Parm
etros
Saturacin 0.$Saturacin 'nal .2
!ra"edad 21#iscosidad c
8
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
9/66
/urante la inyeccin se utili$ poliacrilamida parcialmente hidroli$ada
=P+P>? en concentraciones de 5999 H 999 ppm y se present un promedio
total de slidos disueltos de @999 ppm. El comportamiento de su produccinreport respuestas favorables, las cuales se pueden observar en la *igura
1.3, de all se puede apreciar el incremento en la produccin de aceite en los
po$os P1, P0, P@, PB, P2 debido a la inyeccin de polmeros
$ig%!a 1.,. 6espuesta de produccin con tratamiento de polmeros en el
campo El Tordillo
>ctualmente el proyecto se encuentra en una etapa inicial, su evaluacin de
desempeo por la inyeccin de polmeros es exitosa y de la rentabilidad del
mismo a4n no se puede decir nada. > la fecha no se han reportado
problemas en ste campo con la implementacin de la inyeccin de
polmeros.
1.2.*. Campo -ea#dton ()stados %nidos
a aparicin de este campo petrolero en el estado de IJlahoma abri el
mercado con un exceso de oferta de petrleo, trayendo un gran impacto enla $ona, llevando a la creacin de una ley de la compra de petrleo nueve
meses despus del descubrimiento del campo en agosto de 1215, lo cual
hi$o de +ealdton el primer campo en el estado que deba ser regulado por
una comisin estatal. Este precedente tra#o consigo las leyes de
conservacin de petrleo para evitar el despilfarro econmico y fsico de la
9
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
10/66
energa proveniente del petrleo en la mayora de los estados que producan
este recurso.
Desc!ipci"n de# campo. El campo +ealdton esta ubicado al sur de
IJlahoma, y al oeste del condado de 'arter, aproximadamente -9 millas al
oeste de la ciudad de >dmore y est! operado por Cnocal, su ubicacin es
mostrada en la figura 1.0. a $ona productora se caracteri$a por poseer
grandes plegamientos que se formaron en el paleo$oico, que dio lugar
a numerosos anticlinales donde se almacenan los hidrocarburos, aunque el
petrleo se ha encontrado 4nicamente en rocas del ordovcico
El campo fue descubierto en 1215 y fue sometido a recobro secundario porinyeccin de agua con el fin de incrementar las recuperaciones,
inici!ndose las operaciones en 120B. a presencia de cortes de agua del
21:, llev a tomar la decisin de inyectar polmeros en 12B-, lo cual se
reali$ en un !rea de -919 acres, correspondientes a la totalidad del campo,
en la formacin Kichita de la cual su $ona productora son las arenas
+ealdton.
$ig%!a 1..
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
11/66
Ta#a 1.*. 'aractersticas del campo +ealdton
Parm
Permeabilidad 36
Porosidad 26.2Profundidad 800Es esor neto 0 ftTem eratura 80 F
Parm
etros
Saturacin 6 %Saturacin & %!ra"edad 33#iscosidad 10 c
/urante la inyeccin se utili$ poliacrilamida parcialmente hidroli$ada
=P+P>?, a una concentracin de 5999 ppm, de la cual se inyectaron 9.0 AP.
/ebido a la poca profundidad y una amplia infraestructura, la inyeccin
de polmeros y tratamientos fueron muy exitosos en alterar el barrido vertical
y en la disminucin de los cortes de agua, ya que modificaron positivamente
a seguir la produccin de petrleo por 9 aos o m!s hasta los restantes de
la vida econmica.
"e considera que el proyecto se ha completado hasta la mitad prevista, su
evaluacin de desempeo por la inyeccin de polmeros es exitosa y se
considera un proyecto rentable. > la fecha no se han reportado problemas
en este campo con la implementacin de la inyeccin de polmeros.
1.*. O/eti0os
1.* O/eti0os
1.*.1 O/eti0o ene!a#
Estudiar tericamente la aplicabilidad de la Lnyeccin de Polmeros para elme#oramiento de la produccin de crudos pesados.
1.5.-. O/eti0os )spec'icos
/efinir los componentes b!sicos del sistema de Lnyeccin de Polmeros
11
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
12/66
/escribir las interacciones entre los componentes b!sicos del sistema de
Lnyeccin de Polmeros. Explicar el proceso de Lnyeccin de Polmeros y los factores que lo afectan. >nali$ar las caractersticas de los yacimientos de crudos pesados de
acuerdo a los factores que afectan el sistema. Establecer la factibilidad de la aplicacin de Lnyeccin de Polmeros en los
yacimientos de crudos pesados.
1.+. 3%stiicaci"n T4cnica de# Tema
as tcnicas de recuperacin primaria y secundaria en con#unto permiten
recuperar slo un 53&39: de petrleo del yacimiento. Esto hace que quedeuna cantidad importante de petrleo remanente en el yacimiento.
"eg4n las experiencias de campo, con estos procesos se puede aumentar el
recobro hasta el 39: del PIE", sin embargo, estos porcenta#es siguen siendo
ba#os ya que el 39: o m!s se queda en el yacimiento cuando la produccin
llega a su lmite econmico, debido a la ba#a productividad y altas tasas de
produccin de agua y%o gas.
'omo la tasa de recobro se considera ba#a, se han implementado otros
mtodos y sistemas de recobro me#orado de petrleo, tambin se conocen
como procesos de recuperacin adicional, los cuales se definen, como
procesos que incrementan econmicamente el recobro de hidrocarburos,
mediante la inyeccin de fluidos y%o energa al yacimiento. En la *igura 1.@
podemos observar los procesos de recuperacin y posibles factores de
recuperacin final que se pueden obtener en las etapas durante la vida de un
yacimiento.
$IURA 1.5 Esquema de
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
13/66
En la actualidad, tambin se aplican otros procesos de recuperacin me#orada
como inyeccin de microorganismos, emulsiones y vibrossmica.
El principal ob#etivo de la aplicacin de las tcnicas de recuperacin me#orada,
es incrementar la recuperacin de petrleo de aquellos reservorios para los que
las caractersticas del petrleo, as como la cantidad y eficiencia de la energa
natural que lo movili$a, no resulten suficientes para obtener rendimientos
satisfactorios.
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
14/66
Mtod AP Viscos
Permeab.
Temp.
(n)eccinde 1+ , - ,
(n)eccindeSurfactan
2+0
,1
,00
,1
(n)eccindeSolucio
1+3
,1
,100
,20
14
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
15/66
CAPITULO II
7ARCO T)ORICO
2.1 Desc!ipci"n de# 74todo
El proceso de inyeccin de polmeros se fundamenta en el aprovechamiento
de la viscosidad de soluciones acuosas de polmeros para controlar la
movilidad de los fluidos en la formacin geolgica. "u uso mas com4n es
reali$ando modificaciones a procesos de inyeccin de agua que se estn
llevando a cabo, aumentando la viscosidad del agua por medio del uso de
soluciones polimricas. Estas soluciones est!n formadas por una me$cla de
agua y molculas qumicas llamadas polmeros, las cuales se crean por la
repeticin de unidades qumicas simples llamadas monmeros que forman
un material resistente y de alto peso molecular apropiado para el control de
la produccin de agua, y para procesos de recobro me#orado.
"eg4n Paris de *errer, este proceso consiste en aadir al agua de inyeccin
un tapn de polmero de -99 a 1999 ppm, de un alto peso molecular que
oscile entre -H
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
16/66
solucin de ba#a salinidad denominada preflu#o con el fin de preparar la
$ona, a#ustando la salinidad y el p+ de la formacin, previniendo
alteraciones en el polmero. Csualmente es inyectada en forma de baches,seguido por agua de ba#a salinidad, con el fin de reducir la me$cla de la
solucin polimrica con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste
de movilidad entre la solucin polimrica y el agua detr!s de sta, la
concentracin del polmero es gradualmente reducida hasta el 4ltimo bache.
El diagrama del proceso se puede observar en la figura -.1.
$ig%!a 2.1. Esquema del proceso de inyeccin de polmeros
El proceso de inyeccin de la solucin polimrica debe estar diseado de tal
forma que se redu$ca gradualmente su concentracin, ya que a su ve$
ocurre una disminucin de su viscosidad, y as el agua que se inyecte
posteriormente no se digitar! debido a diferencias de viscosidad con el
bache de polmero, es decir, que se requiere que en la interfase la diferencia
de viscosidades no sea tan grande, adicionalmente se consigue una
reduccin de costos por disminucin de qumico requerido, en la figura -.-
se esquemati$a lo mencionado anteriormente para un caso particular( donde
se puede apreciar que la concentracin del polmero es reducida a medida
16
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
17/66
que aumenta el volumen de solucin polimrica inyectada, con el fin de
disminuir la diferencia de movilidad entre la solucin polimrica y el agua
fresca inyectada mas tarde.
$ig%!a 2.2 Esquema de inyeccin continua de polmero
1 P)R7)A6ILIDAD
a permeabilidad absoluta es considerada buena entre 39 y -39 md. Aalores de
permeabilidad moderada est!n entre 13 y 39 md causan presiones de inyeccin
m!s altas. os valores de permeabilidad son considerados muy buenos entre los-39 y 1999 md, excelentes los mayores a 1999 md aseguran mayores recobros
con una inyeccin de agua convencional y hacen que la inyeccin de polmeros
sea costosa y difcil de #ustificar.
Para la arena C se tiene una permeabilidad de 50B md, y para la arena T se
tiene -3@ md, valores considerados muy buenos para este tipo de procesos.
os datos de permeabilidad relativa, en cambio expresan los efectos de
humectabilidad.
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
18/66
2 -U7)CTA6ILIDAD
a humectabilidad de la roca afecta las saturaciones del fluido y las
caractersticas de permeabilidad relativa de un sistema fluido & roca.
'onsiderando el efecto de la humectabilidad en la distribucin de los fluidos, es
f!cil #ustificar que las curvas de permeabilidad relativa est!n en funcin de la
humectabilidad.
En la Tabla -.1, se muestra par!metros para determinar el tipo de
humectabilidad de un sistema.
TA6LA 2.1 Efectos de la +umectabilidad en la "aturacin
HumectabilSw
SoInterseccin
Petr , - , 0%
/ua - , - 0%
$U)NT)8>spectos de Lngeniera de inyeccin de agua. 'raig.
'uando la superficie de la roca es preferencialmente mo#ada por agua, como es
el caso de las arenas C y T, el proceso de inyeccin de agua en la formacin es
m!s favorable que en el caso en que dicha superficie es preferencialmente
mo#ada por petrleo, tal como se puede observar en la *igura -.5
$IURA 2.* Esquema de la distribucin de fluidos en sistemas mo#ados por
agua o petrleo durante la inyeccin de agua
* PR)9IN CAPILAR
/e la curva promedio de presin capilar se determin que la saturacin de agua
connata es del -9: y se estima una saturacin de petrleo residual alrededor
del B,@: para la arena C. Para la arena T, se tiene que la saturacin de agua
connata de -1: y se estima una saturacin de petrleo residual alrededor del
B,2-:. /e acuerdo a los estudios obtenidos en el an!lisis petrofsico de las dos
18
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
19/66
arenas, presentan una tendencia homognea, son areniscas de grano fino y
est!n humectadas por agua.
+ :I9CO9IDAD
Cno de los principales propsitos del proceso de recuperacin me#orada es
aumentar la viscosidad del agua y as me#orar la relacin de movilidades del
agua con respecto al aceite, por los valores registrados de viscosidad para las
arenas C y T no se #ustifica aplicar este tipo de procesos para la arena T ya que
tiene un valor de viscosidad de 1,50 cp que es muy ba#o, permitiendo pequeas
me#oras. /e igual manera, los valores de viscosidad de las dos arenas no
inciden en el proceso de recuperacin me#orada, ya que para la factibilidad de
aplicacin se tiene como par!metro valores de viscosidad menores de los 199
cp. Para la arena C se tiene una viscosidad de 0,0@ cp, ra$n por la cual elestudio se reali$ar! a esta arena debido a que el petrleo que se encuentra en
este yacimiento tiene una viscosidad relativamente mayor a la que se encuentra
en la arena T.
19
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
20/66
, )O7)TR;A D)L
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
21/66
Para la arena C, se tiene una temperatura de 122 N* a una profundidad entre
B@19 H BB9- pies, en cambio para la arena T se tiene una temperatura de -9-
N* a una profundidad entre B29 H 2931 pies. "e puede concluir que la arena Ces la m!s idnea, pues cumple con los requerimientos de profundidad y
temperatura.
3 $ACTOR)9 =U) A$)CTAN )L PROC)9O D) R)CUP)RACIN 7)3ORADA
1 )$ICI)NCIA D) 6ARRIDO AR)AL < :)RTICAL
a eficiencia areal de barrido se define como la fraccin invadida respecto al!rea hori$ontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperacin
me#orada.
P>6L" de *.,
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
22/66
Entre los factores que afectan la eficiencia vertical de barrido se tienenG
+eterogeneidad del yacimiento =a mayor heterogeneidad de los estratos,
menor ser! la eficiencia de barrido vertical?.
6a$n de movilidad =al aumentar la ra$n de movilidad disminuye EA?.
Aolumen de fluido inyectado =EA aumenta con el volumen de fluido
inyectado, con el tiempo de inyeccin?.
*lu#o cru$ado entre capas.
En la *igura -.5 se muestra de manera gr!fica la distribucin de las
permeabilidades en las diferentes capas, as como las $onas dnde se produce
el barrido por efecto de la eficiencia vertical de barrido.
$IURA 2.* Eficiencia vertical de barrido
2 )$ICI)NCIA D) D)9PLA>A7I)NTO ()D
"e define como la fraccin del volumen de petrleo contactado movili$ado y se
representa a travs de la siguiente ecuacinG
22
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
23/66
a eficiencia de despla$amiento contin4a increment!ndose durante el proceso de
despla$amiento mientras se siga incrementando la saturacin de agua promedia.
* )$ICI)NCIA D) 6ARRIDO :OLU7?TRICO ()9
"e define como la fraccin del volumen total del yacimiento =o del arreglo? que es
invadido o entra en contacto con el fluido despla$ante.
Esta eficiencia se calcula a partir de la cobertura con la cual ocurre la invasin
vertical =debido fundamentalmente a la estratificacin? y de la cobertura areal
=debido b!sicamente al arreglo y espaciamiento de los po$os?.
23
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
24/66
a eficiencia de barrido volumtrico tambin se puede expresar comoG
Para yacimientos homogneos la eficiencia volumtrica es igual a la eficiencia de
barrido areal.
'omo se puede observar, la eficiencia de barrido y de recobro son los
principales factores que afectan la recuperacin de petrleo durante el proceso
de inyeccin( sin embargo, estos a su ve$ son afectados por otras variables
entre las que se tieneG
A Ra@"n de 7o0i#idad (7
a ra$n de movilidad se define como la movilidad de la fase despla$ante
dividida entre la movilidad de la fase despla$ada. Para el c!lculo de la relacin
de movilidad se requiere de los valores de permeabilidad relativa y viscosidades
del agua y del petrleo, como se indica en la ecuacin -.0.
os valores de saturacin de petrleo irreductible ="or? y saturacin de agua
connata ="Kc?, as como las permeabilidades de petrleo y agua se obtuvieron
de las Tablas 1.13 y 1.10( as como de las *iguras 1.1B y 1.12 de los datos depermeabilidad relativa.
a viscosidad del petrleo se obtuvo de los datos PAT promedio para cada
arena de la Tabla 1.12 y la viscosidad del agua por medio de la ecuacin en
funcin de la temperatura de Oottfried de la Tabla 1.@ respectivamente.
24
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
25/66
En la Tabla -.5 se presenta los valores utili$ados y obtenidos en el c!lculo de la
relacin de movilidades para las dos arenas
TA!"
A #.$
S Sor
%ro& %rw&
'o ' M
( ()* (+p* (+ (Adimens 2 8 06$ 0& 66& 0 2223
T 2 8$ 0$ 06 136 0 2
a relacin de movilidades es uno de los par!metros m!s importantes que
caracteri$an al despla$amientoG
"i < 1, la movilidad de los fluidos por detr!s del frente ser! menor que la
del petrleo y el despla$amiento ser! muy eficiente.
"i < M 1 las movilidades son las mismas y el despla$amiento es eficiente.
"i < Q 1, la movilidad de los fluidos por detr!s del frente supera a la del
petrleo y el despla$amiento es ineficiente.
/e los datos obtenidos para la relacin de movilidad para cada arena en la Tabla
-.5, se puede determinar que ambos casos se cumple que < Q 1, ambas arenaspueden ser ob#eto de estudio para un proceso de recuperacin me#orada pues
los valores obtenidos est!n dentro del rango como se indica en la Tabla -..
TA6LA 2.+ *actibilidad de >plicacin para procesos de 6ecuperacin
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
26/66
!rados P( - 24 P(
#iscosidad del , 10 c 5 referible , 100 c
7om osicin del o cr*tica
Saturacin de , 10% del #P de etrleo m"il
Tipo de formacin Preferentemente areniscas pero puede
Es esor del o cr*tica
Permeabilidad - 20 md
Factor de Entre 0 9 0 8
Profundidad , $.000 ft
Tem eratura , 22$ 4F Preferentemente , 2004F
Presin o cr*tica
elacin de Entre 2 9 0
Tama:o del bac;e de
> medida que la ra$n de movilidad aumenta, la eficiencia de despla$amiento,
as como la eficiencia de barrido areal y vertical decrecen. En otras palabras, si
el fluido despla$ante fluye m!s r!pido que el petrleo, el despla$amiento es
ineficiente tambin desde el punto de vista macroscpico.
Este fenmeno, es conocido como canali$acin viscosa, provoca que el fluido
despla$ante no forme un frente uniforme a medida que avan$a la inyeccin y
tender! a canali$arse =adedamiento? hacia los estratos o !reas con mayor
permeabilidad, ocasionando un recobro de petrleo menor.
6 Pat!ones de In&ecci"n
a experiencia de campo ha demostrado que en muchos yacimientos
homogneos y continuos, la recuperacin adicional de petrleo por inyeccin de
agua es m!s efectiva cuando se mantiene la presin por inyeccin en la
periferia. 'uando la inyeccin perifrica falla por falta de continuidad entre la
periferia y el centro del yacimiento, as como por la heterogeneidad o ba#a
26
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
27/66
permeabilidad es conveniente inyectar y producir los fluidos en arreglos o
modelos de inyeccin.
En general se recomienda lo siguienteG
Csar la inyeccin en arreglos de 3, @ y 2 po$os en yacimientos con poco
bu$amiento y cierto grado de heterogeneidad =han resultado m!s
beneficiosos que los arreglos en lnea?.
Ctili$ar arreglos en lnea para yacimientos inclinados =permiten lograr un
buen control del frente de barrido?.
/e acuerdo con las movilidades de los fluidos despla$ante y despla$ado,
resulta preferibleG
- Cn arreglo de @ po$os invertido, si la movilidad del fluido despla$ante
es mayor que la del petrleo.
- Cn arreglo de @ po$os normales, si es menor que la del petrleo.
- Cn arreglo de 3 po$os, si es igual a la del petrleo.
Preferir el uso de los arreglos de @ po$os a los de 3 po$os por las ra$ones
siguientesG
-
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
28/66
En yacimientos inclinados y en los naturalmente fracturados es recomendable
inyectar a tasas ba#as por las siguientes ra$onesG
*avorecen la segregacin gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa
del frente de invasin.
*avorecen la imbibicin del agua en la matri$ y su
segregacin gravitacional en las fracturas.
"in embargo, debe tenerse presente que las tasas ba#as de inyeccin pueden
afectar negativamente la economa de un proyecto porque retardan la
recuperacin de la inversin.
CAPITULLO III
*. APLICACION PRCTICA
3.1. BREVE RESEA HISTRICA
Este 'ampo Petrolero fue descubierto en 12@9 por la compaa Texaco con la
perforacin del po$o exploratorio R&91 que se inici el 51 de octubre, alcan$ando
profundidad de 19.-0 pies, el cual atraves los yacimientos C y T de la
formacin Sapo y la formacin +olln y fue completado el 1- de diciembre de
12@9.
28
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
29/66
as pruebas iniciales dieron como resultado 1.9 ;PP/ de los reservorios
+olln "uperior =59 ;PP/, -5N>PL y 39: ;"?, 7T8 =3-9 ;PP/, 59N>PL y -:
;"? y 7C8 =1B ;PP/, -@N>PL y 9.5: ;"?.
3.2. UBICACIN
Oeogr!ficamente, el 'ampo se encuentra en la regin >ma$nica, est! ubicado
en la Provincia de Irellana a unos B9 Fm. de la ciudad de Sueva o#a, en el
centro&oeste de la 'uenca Iriente y al norte con el ro Sapo, como se muestra
en la *igura 1.1, enmarc!ndose dentro de las coordenadas CT
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
30/66
*.*.1. )9TRUCTURAL
a estructura del campo est! constituida por un anticlinal fallado, asimtrico y derelieve ba#o y bu$amientos suaves, con orientacin noroeste&suroeste de
aproximadamente 0 Fm. de largo y 5 Fm. de ancho con un cierre vertical de 119
pies.
os espesores netos saturados promedio para las arenas de los diferentes
yacimientos productores son de 53 pies para la arena C, -3 pies para la arena T
y 1B pies para la formacin +olln.
El po$o R&95 estara ubicado en una pequea estructura despla$ada de la
principal y separada posiblemente por una falla, observ!ndose adem!s que su
contacto agua&petrleo ='>P? se encuentra a B@B- pies en la arena C inferior,
mientras que en la estructura principal el mismo se locali$a a B@09 pies.
os cierres estructurales del campo est!n en relacin a los diferentes niveles
productivos( para C inferior el cierre estructural est! a B@0 pies referida a un
LP que se lo determin a partir del po$o R&15, con un cierre vertical de 119 pies.
El cierre estructural para la arena T inferior est! a 2931 pies referida a un LP
que se lo determin a partir del po$o R&93, con un cierre vertical de 1-9 pies.
*.*.2. LITOLO;A
En el campo los yacimientos productivos son las areniscas C, T de la formacin
Sapo y +olln "uperior de la *ormacin +olln. > continuacin se hace una breve
descripcin sedimentolgica y estratigr!fica de las formaciones. En la *igura 1.-se muestra la columna estratigr!fica de la 'uenca Iriente.
*.*.2.1. $o!maci"n -o##'n
30
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
31/66
"ubyacente a la formacin Sapo, fue atravesada por el po$o R&91, es una
formacin compuesta de arenisca blanca. Esta formacin se deposit en un
ambiente fluvial a marino de poca profundidad, su espesor es deaproximadamente 591 pies.
3.3.2.1.1. Arenisca Holln Superior
Este yacimiento est! formado por areniscas cuar$osas de color caf claro, de
grano fino a medio, subangular y subredondeado, medianamente clasificada,
friable cemento silicio menormente calc!reo, presencia de glauconita al tope,
buena saturacin de hidrocarburos, fluorescencia amarillo dorado, corte r!pido
blanquecino sin residuo, su desarrollo es bastante irregular en el 'ampo.
3.3.2.1.2. Arenisca Holln Inferior
Est! formada por areniscas de grano grueso y es de ambiente continental. "on
depsitos fluviales de relleno de valles seguido por una depositacin de ros
entrela$ados y diacrnicos de planicies aluviales que se desarrollan hacia el
oeste de la 'uenca. Este sistema pasa a ser progresivamente de tipo de llanura
de inundacin por la influencia de la transgresin marina.
*.*.2.2. $o!maci"n Napo
Es la m!s importante debido a las posibilidades de acumulacin de
hidrocarburos, en esta $ona el espesor varia aproximadamente 9 pies de Ieste
a Este.
'onsiste de una serie variable de cali$as, grises a negras, intercaladas con
areniscas calc!reas y lutitas negras. /escansa concordantemente sobre la
31
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
32/66
formacin +olln y est! cubierta por las capas ro#as de la formacin Tena con
ligera discordancia erosional.
3.3.2.2.1. Arenisca U
"e trata de una arenisca cuar$osa transl4cida, friable, grano fino a medio,
subredondeada a redondeada, subangular, regular a buena seleccin
ligeramente calc!rea, de matri$ arcillosa, regular porosidad visible con manchas
de hidrocarburo con fluorescencia natural dbil amarillenta.
3.3.2.2.2. Arenisca T
Es una arenisca cuar$osa transparente, grano medio a fino, subredondeada,
porosidad regular, cemento ligeramente calc!reo, saturada de hidrocarburos con
fluorescencia amarilla blanquecina, corte r!pido, residuo caf oscuro.
IURA 1.2 'olumna Estratigr!fica 'uenca Iriente
.
3.4. ANLISIS DE LOS POZOS SELECCIONADOS PARA ELREA DE INYECCIN.
En la *igura 5.51 se observa la ubicacin de los po$os y !rea seleccionada para
el desarrollo del proyecto.
$IURA *.*1 Cbicacin de los po$os H
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
33/66
33
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
34/66
as reservas remanentes y el PIE" para los po$osG R&9, R&15, R&13 y R&1@
que fueron seleccionados, fueron datos proporcionados por la empresa que se
determinaron con el programa I*rena C hasta la fecha de
cierre que corresponde a la fecha final de produccin. Para el po$o R&13 que se
encuentra produciendo actualmente, se tom en cuenta la produccin hastaunio del -915.
Tomando en cuenta los valores de la Tabla anterior, se determin que el PIE"
oficial del !rea seleccionada es de 10,-0
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
35/66
Para determinar la superficie areal se procede a calcular el n4mero de celdas
totales y multiplicar por 39x39 m-, que es la dimensin areal por celda del
modelo. os valores obtenidos son presentados en la Tabla 5.10.
TA6LA *.1 /istribucin areal del
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
36/66
de -2,23
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
37/66
'omo se mencion anteriormente, los lmites del po$o productor R&13, definidos
en la Tabla 5.1 se mantienen en todos los casos.
3.6. CASO I INYECCIN DE AGUA CONVENCIONAL!
El modelo de inyeccin cuenta con un arreglo de po$os =5 inyectores H 1
productor?. a Tabla 5.--, indica la ubicacin espacial de cada po$o en la malla
de simulacin del modelo que ser! utili$ado para las variaciones.
El 'aso L, es un modelo de inyeccin inicial con agua convencional, a una tasa
mnima de -99 ;>P/ por po$o con un m!ximo de presin de inyeccin de 3999psi, son los lmites operacionales fi#ados para los tres po$os inyectores. Para el
po$o productor se mantienen los lmites fi#ados anteriormente. Este caso se
reali$ con la finalidad de anali$ar el comportamiento efectivo del polmero.
TA6LA *.22 Cbicacin y 'ompletacin de los po$os seleccionados
Po@ +elda +apa /S+,IP+I
+0 31 3 9 6 (n)ector
+13 3$ 1 9 (n)ector
+1& 302& 3 9 6 (n)ector
+ 3 9 Produc
En la Tabla 5.-5 se observa los lmites operacionales utili$ados tanto para el
po$o productor como para los inyectores. a fecha en la que inici el proceso
fue a partir del 91%9@%-91 hasta culminar la simulacin.
TA6LA *.2* mites en las Predicciones para el '>"I L
/S+,IP+I "Cmite
P-B- P,-/
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
38/66
P-B-S I>?+T-,SD 0198 012$ E 0124Tasa m*nima de in)eccin de a/ua por poIo 200JGima presin de in)eccin 000
3.". CASO II INYECCIN DE POL#EROS!
El 'aso LL, considera la inyeccin de polmeros y para ello se comen$ con la
inyeccin de un bache de solucin polimrica de concentracin igual a 9,-B
lb%;ls =B99 ppm? desde la fecha 91%91%-91 hasta el 59%90%-91, os lmites
operacionales se muestran en la Tabla 5.-. Posteriormente, el programa
calcular! diferentes tasas de inyeccin de solucin polimrica para lassensibilidades de concentracin de polmero y tamao del bache.
TA6LA *.2+ mites en las Predicciones para el '>"I LL
/S+,IP+I "Cmites
P-B- P,-/?+T-,SD 0198 012$ E 0124
Tasa m*nima de in)eccin de solucin polim
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
39/66
utili$ados en proyectos de simulacin de polmeros reali$ados en otros pases, y
que fueron modificados para obtener una me#or representacin del proceso. =Aer
>nexos 5.1 a 5.3?.
3.$. CASO III INYECCIN DE POL#EROS % POZOS
PERFORADOS!
El 'aso LLL tiene como variante la incorporacin de dos po$os productores a fin
de extender el !rea de drena#e y as captar petrleo adicional al que se obtiene
simplemente con la inyeccin de polmeros. os lmites fi#ados para los po$os
productores adicionales fueron los mismos utili$ados en el po$o productor inicial
R&13.
3.&. EVALUACIN DE LOS CASOS #EDIANTE EL SI#ULADOR
uego de establecerse el modelo de referencia o '>"I ;>"E en el simulador,
se hi$o la corrida. El tiempo de estudio que se fi# para la corrida de todos los
casos fue de quince aos, generando resultados de produccin con el tiempo.
Posteriormente se reali$ el modelo de inyeccin de agua convencional ='>"I
L? para establecer comparaciones con el modelo de inyeccin de polmero
='>"I LL? y el que involucra la perforacin de po$os productores ='>"I LLL?.
"eguidamente se hicieron variaciones de aquellas propiedades m!s relevantes
que afectan el proceso de inyeccin de polmero, se estableci comparaciones
entre los modelos para comprobar el aumento del factor de recobro mediante
este proceso.
as sensibilidades que se tomaron en cuenta para las corridas del '>"I LL,
incluyeron un an!lisis de las sensibilidades para la identificacin de las variables
que tienen mayor impacto sobre la eficiencia del proceso, tomando como base
los datos existentes para el modelamiento fluido H fluido y fluido H roca( los
39
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
40/66
cuales son una parte fundamental para representar el comportamiento de la
inyeccin de polmeros en un yacimiento. Entre las sensibilidades a las que se
someti este caso fueron las siguientesG 'oncentracin de polmero ='p?,tamaos de baches de polmero inyectado y completacin de dos po$os
productores.
Para la sensibilidad de tamaos de baches, se expres el volumen inyectado de
polmero como una fraccin del volumen poroso =AP? y el porcenta#e respectivo
para hacer una comparacin v!lida entre las corridas presentadas a
continuacin, el traba#o introdu#o el concepto de APxppm, el cual es el volumenporoso inyectado por la concentracin del polmero promedio. a introduccin
de este par!metro nos ayuda a la evaluacin de los mismos.
*inalmente, se corrobor que esta tecnologa es la m!s factible para el campo.
"eg4n el modelo numrico, se obtienen factores de recobro incrementales de
alrededor del 3: en relacin al '>"I ;>"E =5,03
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
41/66
En la *igura .1 se puede apreciar que en los primeros aos del proceso los dos
modelos de inyeccin mantienen el mismo comportamiento, es decir, la misma
produccin acumulada de petrleo que el caso actual de produccin, pues elmodelo se encuentra a#ustado hasta el 59%90%-915 que es el punto de partida de
todos los casos( la diferencia se observa casi al final del proceso, como se
esperaba cada caso tiene un comportamiento diferente. El factor de recobro
para el caso base en el que se mantiene las condiciones actuales de produccin
que inicialmente es de 1-,B:, al final de la corrida de prediccin en la que se
mantienen las condiciones actuales de produccin sin reali$ar cambio alguno,
llega a incrementarse al valor de 10,5:.
Para la inyeccin de agua convencional el factor de recobro obtenido en la
corrida alcan$ un valor considerable =*6 M 1@,3:?, en relacin al caso base
debido a la homogeneidad del yacimiento que hace que disminuya el efecto de
adedamiento y se forme un frente uniforme de inyeccin, generando un buen
barrido de petrleo, por lo que se obtuvo un recobro mayor.
"in embargo, cuando se observa el proceso de inyeccin de polmero a una
concentracin de B99 ppm por un perodo de seis meses a partir del 91%91%-91,
el factor de recobro en esta corrida se increment en un : en relacin al
proceso de inyeccin de agua convencional, obtenindose un factor de recobro
adicional de petrleo =*6 M -1,3:? al final del proceso, lo que comprueba que el
polmero me#ora la eficiencia de barrido areal y vertical, desviando el fluido
inyectado hacia !reas del yacimiento que no haban sido barridas por la
inyeccin de agua convencional. =Aer *igura .1?.
$IURA +.1 Produccin acumulada de petrleo de la inyeccin de aguaconvencional, inyeccin de polmero y caso base
41
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
42/66
En la *igura .-, se puede observar que la intrusin de agua en el po$o
productor ocurre m!s tarde cuando se utili$a una solucin polimrica, aunque alinicio del proceso se observa un alto corte =* M 0@:?, luego se estabili$a y el
corte final es inclusive menor que el obtenido por un proceso continuo de
inyeccin de agua convencional.
El efecto principalmente ocurre en un proceso de este tipo, lo que se traduce en
un aumento de la viscosidad del agua que reduce la movilidad de la misma,
evitando que el banco de agua se desplace tan r!pido hacia el po$o productor.
$IURA +.2 'orte de agua de la inyeccin de agua convencional, inyeccin de
42
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
43/66
polmero y condiciones actuales
'omo se puede observar en la figura anterior, el corte de agua al 59%90%-915 del
modelo en el que se mantiene las condiciones actuales de produccin ='>"I
;>"E? es de 05: y al final de la simulacin este valor se incrementa a 0B,2:.
/e igual manera, al comparar los modelos con el caso base, se puede observar
que el corte de agua al final de la simulacin es de @5,: para el proceso de
inyeccin de agua convencional ='>"I L? y de @9,: en el proceso de inyeccin
de polmeros ='>"I LL?.
Por otra parte, durante el proceso tambin ocurre el efecto de adsorcin, el cuala su ve$ reduce la permeabilidad relativa al agua, contribuyendo tambin al
despla$amiento uniforme del agua inyectada, es decir, reduce el efecto de
adedamiento.
El comportamiento de la produccin de petrleo que se obtiene en el simulador
de estos tres casos, se muestra en la *igura .5. Es evidente que el mayor
recobro se obtiene para los modelos del '>"I LL y '>"I LLL que involucran la
inyeccin de agua convencional y polmeros respectivamente.
$IURA +.* Produccin de petrleo en la inyeccin de aguaconvencional, inyeccin de polmero y condicionesactuales
43
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
44/66
4.3. SENSIBILIDADES DE PAR#ETROS EN LA INYECCIN DE
POL#EROS CASO II!
+.*.1. CONC)NTRACIN D) POL;7)RO (CP
Para los incrementos de concentracin de polmero estudiados, se observ que
el factor de recobro no aument significativamente. Lncrementando la
concentracin del '>"I LL de B99 ppm a 1399 ppm, se observ que el factor de
recobro disminuy del -1,3: a -9,2B:. Para valores de concentracin entre
-999&5999 ppm la recuperacin de petrleo no se increment, tal como se
puede observar en la *iguras .. En la *igura .3 se puede observar de me#or
manera la tendencia del factor de recobro para cada concentracin.
$IURA +.+ *actor de recobro para diferentes concentraciones de Polmero"
44
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
45/66
$IURA +., *actor de recobro para diferentes concentraciones de Polmero
TA6LA +.1 *actor de recobro y corte de agua a diferentes concentraciones
+oncentracin :,
):F)
10 21 &0&
20 216 &08
30 21& &08
0 21& &08
0 218 &0860 21$ &08
80 210 &0&
1 20$& 6$81
20 20$$ 6$&
2 20$$ 6$6&
30 2101 6$62
En la Tabla .1 y *igura .0, podemos observar el comportamiento del factor de
recobro con las concentraciones de polmero en el modelo de inyeccin que se
utili$ en el estudio, el cual indica que por encima de la concentracin de -999
ppm de polmero, el proceso no es favorable y tiende a disminuir. En la literatura
se indica que esto ocurre a concentraciones por encima de los 1999 ppm.
$IURA +. 'omportamiento del factor de recobro a diferentesconcentracionesde Polmero
45
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
46/66
PolCmero en solucin s PolCmeroadsorbido
$000080000&00006000000000000300002000010000
0
200 ppm600 ppm800 ppm2000 ppm3000 ppm
0100000 200000 300000 00000 00000 600000 &00000PolCmero adsorbido (lb*
os incrementos casi nulos en el recobro se deben a que las altas
concentraciones de polmero no minimi$an el efecto negativo de la adsorcin
debido a la dilucin =la concentracin de polmero no permanece en condiciones
estables para darle viscosidad a la solucin?( no es notablemente la disminucin
de la movilidad del agua por el aumento de la viscosidad de la solucin en parte
debido a que existe presencia de un acufero activo, por lo que no se obtiene unme#or barrido en el yacimiento.
a *igura .@ evidencia la alta cantidad de libras de polmero adsorbido por
la roca en relacin con el total de polmero en solucin para diferentes
concentraciones del mismo, este factor incide directamente en la
recuperacin de petrleo.
$IURA +.5>dsorcin del Polmero vs Polmero en solucin
46
PolCmero
ensolucin(lb*
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
47/66
> mayor concentracin de polmero ocurre mayor adsorcin en el medio
poroso, debido a que existe mayor cantidad de molculas de polmero
expuestas a ser adheridas por la superficie de la roca.
/e igual manera, en la *igura .B se ilustra la distribucin de la viscosidad
efectiva del agua en el !rea durante el proceso de inyeccin para
diferentes concentraciones. "e puede apreciar en la *igura .B>, que ladistribucin es mnima, ya que ocurri mayor adsorcin al comien$o de la
inyeccin del bache de polmero, evitando que el polmero e#er$a su
funcin de darle viscosidad al agua. En cambio, en la *igura .B; la
viscosidad de la solucin polimrica se extendi en mayor !rea debido a
que el efecto de la adsorcin es muy ba#o en concentraciones menores.
$IURA +.B Efectos de la adsorcin del Polmero a diferentes concentraciones
47
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
48/66
El comportamiento de la produccin de agua se observa en la *igura .2, la cual
muestra que existe una pequea diferencia entre cada caso, la intrusin de aguaen el po$o productor ocurre m!s tarde para mayores concentraciones de
polmeros como se puede observar de me#or manera en la *igura .19 que es
una ampliacin a fin de poder visuali$ar de me#or manera las variaciones. os
cortes de agua durante el perodo de inyeccin de solucin polimrica, as como
los del perodo de estabili$acin y los obtenidos al final del proceso son menores
comparados con los que se obtuvieron a concentraciones menores a los B99
ppm, como se muestra en la *igura .11. Esto se debe a que la viscosidad
efectiva del agua es mayor, por lo que reduce la velocidad de despla$amiento
del agua, es decir, reduce su movilidad.
Podemos afirmar, que el aumento en la concentracin de polmero no incide
mayormente, y con ello se confirma que la concentracin seleccionada
inicialmente para el '>"I LL, pues se obtiene el mayor factor de recobro y un
corte de agua promedio( para concentraciones mayores no se produce ning4n
incremento en el factor de recobro.
$IURA +. 'orte de agua para diferentes concentraciones de Polmero
48
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
49/66
P,I-/- STA!"
:I>A" /" P,-+S-
P,I-/- STA!":I>A" /" P,-+S-
$IURA +.1 'orte de agua para concentraciones de solucin polimricamenores a B99 ppm
$IURA +.11 'orte de agua para concentraciones de solucin polimrica
mayores a B99 ppm
as *iguras .19 y .11 son consecuencia de la *igura .2, se puede apreciar de
me#or manera los diferentes cortes de agua obtenidos para las diferentes
concentraciones de polmero en la etapa final del proceso, es decir, cuando los
diferentes cortes de agua se han estabili$ado.
El comportamiento de los diferentes cortes de agua, tanto para las
concentraciones menores como para las mayores a las del '>"I LL =B99 ppm?
tienen tendencias definidas. > menores concentraciones se obtiene altos cortes
de agua y factores de recobro de alrededor del -1,:
Para concentraciones mayores, se tiene menores cortes de agua y factores de
recobro de alrededor del -9,2:. a *igura .1- representa la tendencia del cortede agua a las diferentes concentraciones que se tiene en la Tabla .1.
$IURA +.12 'omportamiento del corte de agua a diferentes concentraciones dePolmero
49
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
50/66
En el >nexo .B se puede observar los valores de agua y petrleo producido que
se obtiene a diferentes concentraciones de solucin polimrica, as como las
libras de polmero adsorbido, tasa de inyeccin e inyeccin total de solucin
polimrica para cada caso. a produccin adicional es contabili$ada desde el
59%90%-915 =fecha de a#uste del modelo? hasta la fecha que comien$a la
inyeccin =91%91%-91? y desde la fecha en la que culmin el proceso
=91%9@%-91? hasta el 51%1-%-951, fecha en la que finali$a la simulacin.
+.*.2. TA7AEO9 D) 6AC-)9 D) POL;7)RO
os factores de recobro obtenidos para diferentes tamaos de baches de
polmero se muestran en la *igura .15, se observ que para tamaos de
baches pequeos =menores al -3: del volumen poroso?, la recuperacin de
petrleo comparado con el proceso de inyeccin de agua result pobre, lo cual
es lgico debido a que la concentracin de polmero se pierde por la adsorcin y
por la cantidad de polmero que se diluye en el agua despla$ante.
50
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
51/66
Para tamaos de baches entre el -3: y el 9: del volumen poroso, la
recuperacin adicional de petrleo es apreciable. Pero, se observ que para
inyecciones de baches por encima del 9: del volumen poroso el factor derecobro decrece, ya que el efecto beneficioso del polmero pierde su efecto
debido a que la roca alcan$a su m!xima saturacin de adsorcin y produce
disminucin en la viscosidad de la solucin polimrica provocando que las
corridas correspondientes reali$adas para este par!metro, se aproximen a la
inyeccin de agua convencional. >dem!s al final del proceso la viscosidad se
degrada debido a la cantidad de agua producida, resultando deficiente.
"e puede observar que la produccin de petrleo, en los primeros aos deoperacin para el proceso de inyeccin de polmero, no se increment m!s all!
de lo que se recuper por inyeccin de agua convencional, porque la tasa de
produccin de petrleo es casi la misma para ambos casos. El petrleo
recuperado extra vino m!s tarde en la vida del proyecto, por el incremento de la
eficiencia de barrido en el yacimiento.
$IURA +.1* *actor de recobro de petrleo para diferentes tamaos de baches
de Polmeroa *igura .1 es un modelo ampliado de la figura anterior para me#or
apreciacin.
$IURA +.1+ *actor de recobro de petrleo para diferentes tamaos de baches
de Polmero
51
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
52/66
>ltos vol4menes de inyeccin =Q 9: del volumen poroso con tiempos de
inyeccin mayores a nueve meses?, implican que se produ$ca el efecto de que
altas cantidades de libras de polmero sean adsorbidas por la roca, esto incide
directamente en la recuperacin de petrleo.
a *igura .13 se obtiene de los datos expuestos en la Tabla .- que contiene
los datos correspondientes a los factores de recobro y corte de agua de las
corridas reali$adas para los diferentes tamaos de bache de polmero, se
evidencia que no se necesita inyectar grandes tamaos de baches para
incrementa el factor de recobro. Podemos observar, que la corrida para el '>"I
LL =-@,: del volumen poroso, con un tiempo de inyeccin de seis meses? fue
elegida acertadamente ya que se obtiene el mayor factor de recobro encomparacin a tiempos prolongados.
TA6LA +.2 *actor de recobro y corte de agua a diferentestamaos de baches de Polmero
52
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
53/66
M PerC
+oncentracinPolCmero
PolCmero
Total desolucin
VP
(Gr VP :,( :F
800
2 01B01B
12&&0& 60 010 10 21 &03 01B01B
1868 66&3 01 1 21 &0
01B01B
21&3 8633 01$ 18 21 &0
01B01B
2$6&6 10$8 023 23 21 &0
6 01B01B
38$0 1262 02& 2& 21 &0
8 01B01B
862 162 03 3 21 &0
$ 01B01B
000 1803 03$ 3$ 21 &0
10 01B01B
&68 1$$13 03 3 21 &0
11 01B01B
60&&8 21&06 0& & 21 &0
12 01B01B
6$3 23 01 1 21 &0
13 01B01B &111$6 23$$ 0 21 &01 01B01B
&&816 2&06 0$ $ 21 &0
1 01B01B
80$0$ 28$0& 063 63 21 &0
16 01B01B
8$336 306$0 06& 6& 21 &0
1& 01B01B
$10$3 3233 0&1 &1 21 &0
18 01B01B
$60$1 3318 0& & 21 &0
1$ 01B01B
1012$ 3616 0&$ &$ 21 &0
20 01B01B
10633 38011 083 83 21 &0
21 01B01B
111 3$802 08& 8& 21 &0
22 01B01B
116632 16 0$1 $1 21 &0
23 01B01B
12168 3$ 0$ $ 21 &0
2 01B01B
1268$ 30& 0$$ $$ 21 &1
2
01B01B
12&363 86 100 100 21 &1
$
$IURA +.1, 'omportamiento del factor de recobro en funcin de tamaos de
53
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
54/66
baches de Polmero
En la *igura .10 se muestra el corte de agua para siete de los casos m!s
significativos, ya que los datos no distan mucho uno del otro en la gr!fica si setoma un intervalo de tiempo de inyeccin similar al que se muestra en la tabla
anterior. "e observa que el agua invade m!s tarde en el po$o productor cuando
se incrementaron los tamaos de baches de polmero, aunque los tiempos de
inyeccin son muy cercanos, se puede evidenciar que las propiedades del
polmero permanecen por mucho tiempo, debido a que el bache es
suficientemente grande para mantener ba#a movilidad del agua en el frente
hasta despus de finali$ar la inyeccin de solucin polimrica, slo se necesita
reali$ar este proceso una sola ve$ por un corto periodo =el periodo ptimo
obtenido en la simulacin es de seis meses, en el que se obtiene el mayor factor
de recobro?, y continuar con las mismas condiciones de produccin. o que
resulta m!s conveniente ya que no se requiere inyectar durante largos periodos
de tiempo como sucede en un proceso de inyeccin de agua convencional. En la
*igura .1@ es un acercamiento de la figura anterior, se puede apreciar de me#or
manera la variacin del corte de agua para los casos seleccionados.
$IURA +.1 'orte de agua para diferentes tamaos de baches de Polmero
54
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
55/66
$IURA +.15 'orte de agua para diferentes tamaos de baches de Polmero
55
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
56/66
En la *igura .1B se observa la distribucin de la solucin polimrica para un
tiempo de tres y treinta meses respectivamente.
Para un tiempo prolongado de inyeccin se convierte el proceso en deficiente,
pues al final se produce la degradacin completa de la solucin polimrica
evitando as que cumpla con la funcin de aumentar la viscosidad del agua,
como se muestra en la *igura .1B;, lo que no sucede para un tiempo menor
como se indica en la *igura .1B>.
$IURA +.1B /istribucin de la "olucin Polimrica a diferentes tiempos de
inyeccin
En la Tabla .-, se puede observar que el tiempo en el que se cubre el 199: del
volumen poroso es en un lapso de - aos y 5 das. Para el caso seleccionado
='>"I LL?, se determin un tiempo de inyeccin de seis meses que corresponde
al -@,: del volumen poroso. El producto de la fraccin de volumen poroso por
concentracin se muestra en la Tabla .5, as como el total de polmero en
solucin para cada diferente periodo de inyeccin.
TA6LA +.* APxppm para diferentes tamaos de baches de Polmero
56
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
57/66
Me PerCodo de
+oncentracinPolCm
VP
VPp
PolCmeroinEect
Total desolucinpolimri
800
2 01B01B201 + 0 802 12&&0& 60$&
3 01B01B201 + 0 11& 1868 66&303
01B01B201 + 0 118 21&3 863336
01B01B201 + 0 186 2$6&6 10$8&
6 01B01B201 + 38$0 1262
8 01B01B201 + 0 28& 862 1620
$ 01B01B201 + 0 31&6 000 1803
10 01B01B201 + 0 303 &68 1$$131
11 01B01B201 + 0 3818 60&&8 21&06
12 01B01B201 + 0 13 6$3 238
13 01B01B201 + 0 68 &111$6 23$$8
1 01B01B201 + 0 &61 &&816 2&068
1 01B01B201 + 0 08 80$0$ 28$0&
16 01B01B201 + 0 3$$ 8$336 306$0
1& 01B01B201 + 0 &23 $10$3 3233&
18 01B01B201 + 0 603& $60$1 3318
1$ 01B01B201 + 0 6362 1012$ 36161
20 01B01B201 + 0 668& 10633 38011$
21 01B01B201 + 0 &002 1116 3$8022
22 01B01B201 + 0 &328 116632 16
23 01B01B201 + 0 &63 12168 3$
2K 3 01B01B201 + 1 8000 12&363 86$
El comportamiento del corte de agua a los diferentes valores de volumen poroso
inyectado que involucran diferentes tiempos de inyeccin de solucin polimrica
de la Tabla anterior, se muestran en la *igura .12, a mayores tamaos de
baches se obtiene mayores cortes de agua.
En el >nexo .B se muestra las producciones obtenidas de petrleo y aguapara cada tiempo de inyeccin expresado en porcenta#e de volumen poroso,factor de recobro, corte de agua, inyeccin total de solucin polimrica ycantidad de polmero para cada variacin en intervalos de un mes.$IURA+.1 'omportamiento del corte de agua en funcin de tamaos de baches dePolmero
57
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
58/66
4.4. CO#PLETACIN DE POZOS PERFORADOS CASO III!
En la *igura .-9 se observa que, para el !rea seleccionada en este yacimiento
en particular, el efecto de variar la completacin de dos po$os productores de
petrleo de iguales caractersticas que el po$o productor R&13, se evidencia el
efecto en el factor de recobro, ya que con ello se puede asimilar el petrleo que
no es captado por un slo po$o productor como en el '>"I LL.
>l comien$o del proceso se hi$o dificultoso poder inyectar una tasa de 599
;ls%da de solucin polimrica cuando se completaron los po$os productores en
las dos primeras capas =PIUI>? y en las dos 4ltimas capas =PIUI;?. Esta
leve cada en la tasa de inyeccin se debe a la dificultad que tiene la presin de
inyeccin para vencer la presin del yacimiento, debido a la produccin de aguay la presencia del acufero. Podemos observar que al principio se obtuvo una
produccin alrededor de -999 ;PP/ y luego este valor declin hasta
mantenerse en un valor promedio de 2B9 ;PP/.
58
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
59/66
$IURA +.2 Produccin >cumulada de petrleo '>"I LL V PIUI"
PE6*I6>/I" W '>"I LLL
"e observa variacin en la produccin desde el momento en que empie$an aoperar dichos po$os hasta el final del proceso, tomando en cuenta que los po$os
se completaron de la misma forma que el po$o productor existente. En la Tabla
.3. consta la ubicacin y completacin de los po$os productores propuestos.
TA6LA +.+ Cbicacin y 'ompletacin de lospo$os
Po@o+el +apa
/S+,IP+I:eca
(0 (B* +ompletaP?L & 3 9 Productor 01B10B201P?L 6 9 6 Productor 01B10B201
59
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
60/66
a corrida de este modelo permite incrementar el factor de recobro a4n m!s que
el modelo '>"I LL que involucra la inyeccin de solucin polimrica de
concentracin B99 ppm con un periodo de inyeccin de seis meses, este '>"ILLL hace que en particular el frente de despla$amiento tenga pr!cticamente un
comportamiento diferente a todos los casos estudiados para las diferentes
sensibilidades.
El factor de recobro se increment de -1,3: a -3,1:, lo que representa un
recobro de -,01"I LLL
En la *igura .--, se muestra claramente que el frente de agua para el proceso
de inyeccin polmero ='>"I LL?, es menor comparado con el caso de PIUI"
PE6*I6>/I" ='>"I LLL?, pues existe un incremento de 1,3
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
61/66
$IURA +.22 Produccin acumulada de agua '>"I LL V PIUI"PE6*I6>/I"
W '>"I LLL
as *iguras .--, .-5 y .- muestran la produccin acumulada de agua del
'>"I LL y '>"I LLL, as como la distribucin de la saturacin de petrleo y
distribucin de la solucin polimrica en el !rea del modelo de inyeccin en 5/ y
la respectiva ubicacin de los po$os > y ;.
$IURA +.2* "I LL V PIUI"
61
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
62/66
PE6*I6>/I" W '>"I LLL
,. CONCLU9ION)9 < R)CO7)NDACION)9
'.1 CONCLUSIONES
El 'ampo 7R8, es un campo maduro del cual se posee poca informacin,
durante su vida productiva existi algunos periodos en los que se produ#o
simult!neamente de dos yacimientos por lo que no se tiene datos exactos
de su produccin, y lo m!s grave es que se puede haber ocasionado
daos a los yacimientos al poner en contacto yacimientos que tienen
diferente presin y condiciones de equilibrio entre las fases de petrleo y
agua.
62
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
63/66
El 'ampo a lo largo de treinta aos y variaciones significativas en la
produccin diaria de petrleo, mantiene una produccin estabili$ada en
los 4ltimos aos de 5B99 ;PP/, aunque los reservorios del campo handisminuido significativamente la presin de fondo, mantenindose por
encima del punto de burbu#a, esto se debe principalmente a la existencia
de un acufero de fondo actuante en ciertos sectores del reservorio en la
arena C, con una presin promedio de -09 psi.
os datos oficiales del estudio de reservas muestran que el 'ampo tiene
una produccin acumulada de 51,3- "E?, el factor de recobro final que se
obtiene es del 10,5: con un corte de agua del 0B,2:. a recuperacin
63
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
64/66
adicional de petrleo estimada es de 5,20 "I
LLL se logr incrementar el factor de recobro en un 1-,5: adicional con un
64
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
65/66
corte de agua menor que los casos anteriores de 03,2:( debido a que se
logr una me#or distribucin de la solucin polimrica en el !rea de
inyeccin y se logr captar mayor produccin que la obtenida con un solopo$o productor.
-
7/25/2019 Polimeros Trabajo i
66/66
"e recomienda reali$ar an!lisis de n4cleos, pruebas PAT, mapas de
espesores de arena, mapas de depositacin de las arenas, para obtener
un mayor grado de confiabilidad del modelo petrofsico generado.
"e recomienda reali$ar una campaa de toma de pruebas ;X up, para la
actuali$acin de presiones en el 'ampo.
Perforar - po$os nuevos verticales a fin de recuperar el petrleo que no
puede ser producido a travs del 4nico po$o productor, a continuacin se
detalla la ubicacin e intervalos a disparar =capas en el modelo de
simulacin, cada capa con un espesor promedio de B,5 pies?.
a recuperacin me#orada por inyeccin de polmeros tiene una
efectividad de incrementar entre 3 H 1-: el recobro en relacin con la
inyeccin de agua convencional, lo que se ha demostrado en proyectos
reali$ados, por lo que se recomienda un an!lisis m!s detallado de las
venta#as y desventa#as que proporcionara esta tecnologa para
implementarla en el 'ampo, posterior a un an!lisis a nivel de laboratorio.
'abe mencionar que el an!lisis actual, es esencial y netamente terico
pero es indispensable reali$ar un estudio tcnico&econmico detallado a
futuro, que permita escoger la me#or opcin para poner en marcha
proyectos pilotos de recuperacin me#orada de petrleo.
a descomposicin de un modelo geomtrico en modelos m!s pequeos
sectoriales en un modelo de simulacin, es una alternativa cuando no se
dispone de informacin sobre los vol4menes despla$ados en ciertos
modelos de inyeccin de agua. "e debera comprobar con los resultados