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


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


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


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


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


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


7/66

$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


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


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


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..


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


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


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.


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


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


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


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.


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


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


20/66

, )O7)TR;A D)L


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 *.,


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


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


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


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


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


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

-


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


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


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


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


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


33/66

33


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


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


36/66

de -2,23


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,-/


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


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


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


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


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


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


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


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


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*


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


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


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


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


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


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


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


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


55/66

$IURA +.15 'orte de agua para diferentes tamaos de baches de Polmero

55


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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.


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

Documents

Polimeros Trabajo i