Antecedentes en la inyección de polímero (página 2)

YACIMIENTO DE LA CUENCA AUSTRAL ARGENTINA

El yacimiento de petróleo, objeto de este estudio, está localizado en la Cuenca Austral, al sur de la República Argentina. Está limitado al norte por un relativamente pequeño casquete de gas y hacia el sur por un contacto agua–petróleo. Una única arena está produciendo: la arenisca superior del miembro marino de la Formación Springhill.

Los principales mecanismos de desplazamiento son el empuje de la solución gaseosa, la expansión del casquete de gas y el parcial empuje natural del agua. La influencia de este último mecanismo se puede observar en los gráficos de Evolución de la Presión Estática (Fig. 1) y de Producción (Fig. 2).

Evolución de la Presión Estática de la Cuenca Austral Argentina

Las características generales y de reservorio del yacimiento, se presentan en la tabla 1.

El yacimiento entró en producción en junio de 1975, y desde entonces sólo se ha realizado recuperación primaria (Fig. 2).

Historial de Producción de la Cuenca Austral Argentina

La producción de agua se ha ida incrementando continuamente, pero particularmente desde el mes de agosto de 1984, cuando la producción de petróleo alcanzaba al 18.5% del Petróleo Original In Situ (OOIP), mostrando también desde entonces, una menor declinación de la presión.

En las actuales condiciones de explotación del yacimiento, la Recuperación Final Proyectada de Petróleo es de aproximadamente el 24% del OOIP.

YACIMIENTO WEST KIEHL

Este yacimiento está localizado en el condado de Campbell, en Wyoming, EE.UU. (1) Las características generales y de reservorio se presentan en la tabla 2.

La producción primaria comenzó en setiembre de 1985, y se esperaba producir aproximadamente el 11 % del OOIP. Un adicional de un 29% del OOIP, se esperaba extraer a través del barrido con agua es decir que para una primaria total, más una recuperación con barrido acuoso, se estimaba recuperar el 40% del OOIP.

En setiembre de 1987 se inició un proyecto de Recuperación Asistida de Petróleo (EOR), a través de un barrido con soluciones acuosas de álcali, un agente tensoactivo y un polímero (ASP). En una primera etapa, se inyectó agua para determinar si existían problemas de reservorio.

La respuesta inicial a la inyección del fluido fue un inmediato incremento de la producción de petróleo a niveles por encima del pico de los correspondientes niveles de producción primaria, una típica respuesta "Minnelusa" (Fig. 3).

Historial de Producción del yacimiento WEST KIEHL

La producción de agua se mantuvo muy baja, 5% o menos, hasta abril de 1990, cuando la recuperación alcanzaba al 42,6% del OOIP P.

En diciembre de 1992, la producción total obtenida a través del volumen de poro barrido era de 519.000 barriles de petróleo, lo cual constituye el 55,8% del OOIP. Se estima la Recuperación Final

Proyectada de Petróleo en 670.000 barriles de petróleo, es decir 72,1 % del OOIP.

Se estima que el petróleo incremental que se producirá a través del barrido ASP será aproximadamente, del 32% del OOIP

YACIMIENTO RAPDAN

El yacimiento está ubicado en la provincia de Saskatchewan, Canadá. La producción dio comienzo por métodos primarios en 1955.

A mediados de 1962 empezó un proceso de recuperación secundaria por barrido con agua. En enero de 1986 se inició un gran piloto de barrido con polímeros en la mitad sur del lóbulo oriental de arenas más gruesas.

También durante 1985 y 1986 se perforaron nuevos pozos petrolíferos.

En las figuras 4 y 5 sólo se presentan los resultados del área bajo proceso de Recuperación Asistida de Petróleo. (2) (3)

Las características generales y de reservorio del yacimiento se observan en la tabla 3.

Se consideró conveniente la aplicación del barrido con polímeros porque las permeabilidades relativas y las viscosidades de los fluidos indicaron relaciones de movilidades desfavorables, oscilando entre 2 y 4.

En la historia de producción del yacimiento (Fig. 4) se observa, desde enero de 1965, una curva de producción de petróleo decreciente y de agua creciente, como resultado de los procesos de barrido con agua comenzados a mediados de 1962.

La respuesta al barrido con polímeros fue un inmediato incremento en la producción de petróleo, así como una disminución del por ciento del agua, desde un 80-9O% a un

60% aproximadamente. La Recuperación Final Proyectada de Petróleo en las condiciones actuales de explotación es de alrededor del 40% del OOIP

HISTORIAS COMPARATIVAS DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

Antes de comparar la Evolución de Producción del yacimiento de la Cuenca Austral con los otros dos yacimientos, conviene remarcar que su comportamiento productivo puede considerarse sobre la media argentina. Una medida de esta situación, la muestra su recuperación final que en las condiciones actuales de explotación métodos primarios, es del 21% del OOIP cuando los yacimientos argentinos en promedio recuperan menos del 1 del OOIP (4).

Cabe aclarar que la comparación a desarrollar no pretende fundarse ni sostener detalladas analogías sobre las características de los reservorios, sino mostrar fundamentalmente las oportunidades en la toma de decisiones, es decir el "Reservoir Management Timing

En la Fig. 5 se presentan para los tres yacimientos analizados las historias de Producción como Producción Acumulada del Petróleo (NP) ex presada en porcentajes del OOIP versus los tiempos calendarios de explotación.

El tramo inicial de las historias de producción de los yacimientos de la Cuenca Austral y de Rapdan no aparecen en los gráficos porque no ha sido brindada la información

Respectiva Respecto a la etapa de recuperación primaria, ésta se ha extendido a toda la vida productiva del yacimiento argentino, 190 meses, a 84 meses en Rapdan y a sólo 28 meses en el yacimiento West Kiehl.

El corto tramo de recuperación primaria de este último yacimiento parece tener un comportamiento similar al que puede inferirse en el de la Cuenca Austral, y netamente superior al de Rapdan.

El relativo buen comportamiento de recuperación primaria en el primer caso, está sostenido parcialmente, por el manifiesto empuje natural de agua en el yacimiento.

Rapdan ha tenido una prolongada historia de barrido con agua, 282 meses que llevó la recuperación del yacimiento al 26,9% del OOIP

El proceso de EOR, a través del barrido con polímero encarado luego, y actualmente en desarrollo, muestra una mejor performance productiva: mayores acumuladas par unidad de tiempo, y una más importante Recuperación Final Proyectada de Petróleo (40% del OOIP), a pesar de haberse iniciado cuando el proceso de agua superaba en su producción el 80%.

Estos resultados indican que hubiera sido conveniente adelantar la iniciación del barrido con polímeros, reemplazando probablemente, al mismo barrido can agua. Es decir que, el adecuado Reservoir Management Timing de Rapdan, hubiera requerido la más temprana toma de decisiones.

West Kiehl, en cambio aparece como un muy buen ejemplo del Reservoir Management Timing. Luego de una corta historia de recuperación primaria, se desarrolla una historia de EO R de excelente performance. En sólo 88 meses, a diciembre de 1992, se ha recuperado el 55,8% del OOIP, con una Recuperación Final, proyectada, del 72% del OOIP.

En el yacimiento de la Cuenca Austral, puede decirse que respecto do la poli tica de explotación del mismo casi no se han tomado decisiones; el yacimiento desde hace tiempo las "espera". Por ejemplo la depleción del reservorio podría haberse evitado, y el petróleo a recuperar aumentado, con un oportuno barrido con agua. La aplicación de algún método de EOR, también debería estar evaluada. Nada de esto ha ocurrido,

A la espera de adecuados Reservoir Management se encuentran la mayoría de los yacimientos de petróleo de nuestro país, con su escasa Recuperación Final Proyectada de Petróleo del 19%.

La pasibilidad de aplicar una EOR por ejemplo, disminuye a medida que aumenta el por ciento de agua en la producción. Los tiempos para la adecuada toma de decisiones no son infinitos, se puede llegar tarde, hay etapas perdidas irrecuperables, mientras los costos operativos son insoslayables.

UN INVENTO ARGENTINO PARA EXTRAER MÁS PETRÓLEO

Fue desarrollado por científicos argentinos y testeados en Neuquén. En laboratorio se logró aumentar la producción en un 30%. Esperan que en la prueba de campo la recuperación en un 15%.

NEUQUEN (AN) – Resta terminar los trabajos de campo, pero si lo que el científico argentino radicado en Neuquén Gustavo Bianchi logró en un laboratorio funcionara igual en un pozo petrolero, podrían incrementarse notablemente los volúmenes de crudo producido en Argentina y posponer la agonía de los yacimientos maduros característicos de nuestro país entre cuatro y cinco años.

Podría decirse que Bianchi, formado en física y química con varios títulos de grado y un doctorado, no inventó nada sino más bien que lo descubrió porque utilizando casi los mismos elementos que ya están en la industria petrolera, le dio al procedimiento un giro que cambió los resultados obtenidos.

No echó mano a la química sino a la física para darse cuenta de que un polímero unido a un surfactante, utilizado para mejorar la acción del agua que se reinyecta al yacimiento cuando la presión disminuye, mejora notablemente su comportamiento si se le quita la carga de energía.

En laboratorio, Bianchi, junto a la doctora en Electroquímica Orgánica Silvia Almione y al licenciado en Química Industrial Eugenio Otero, logró que la recuperación terciaria de petróleo fuera un 30% superior a la tradicional. Cauto, cree que en un yacimiento ese rendimiento extra estará en el orden del 15 ó 20%.

Los más prestigiosos consultores argentinos sostienen que con el ritmo de producción y el horizonte de reservas, en muy pocos años Argentina pasará a ser un importador neto de petróleo, tras muchos años de relación inversa.

Este método desarrollado por investigadores argentinos no significan una solución de fondo a la falta de hallazgos de yacimientos, pero podría extender entre cuatro y cinco años la vida de un área hidrocarburífera y posponer así la agonía, mientras se mantenga la esperanza de que en áreas de frontera o en el mar abierto aparezcan nuevas fuentes de hidrocarburos.

La inmensa mayoría del petróleo que se obtiene en las cinco cuentas activas en Argentina proviene de recuperación secundaria, un procedimiento que consiste en inyectar a los yacimientos la misma agua de formación que sale junto con el petróleo para aumentar la presión en el reservorio.

En esa recuperación secundaria se practican procedimientos para contribuir a la efectiva presión del agua sobre el crudo a través de los capilares de la roca.

Uno de esos procedimientos es la inyección de polímeros (que es una unión de varias moléculas de un mismo compuesto que forma una cadena) con surfactantes. Esta macromolécula elimina los obstáculos para la efectiva presión del agua sobre el petróleo, como si se tratara de un pistón. En la actualidad este procedimiento se aplica pero al cabo de determinad tiempo, uno o dos años, ocurre lo que en la jerga se llama el "mojado": los polímeros precipitan y tapan los poros de la roca o provocan algo llamado "fingering" (el agua pasa a través del crudo).

Llegado ese punto no hay nada que hacer: el pozo está muerto.

Bianchi cuenta que se puso a estudiar, desde el punto de vista físico, esta dificultad y encontró que el polímero es aniónico (tiene carga negativa) y que el entorno presenta también cargas eléctricas.

Ese entorno son rocas con presencia de hierro, calcio o una solución salina con concentraciones tres a cuatro veces superiores a la del agua del mar.

Los investigadores descubrieron que la interacción de un polímero aniónico con un entorno de cargas positivas iba precipitando hasta quedar adheridas a las paredes de los poros hasta producir el "mojado" (se atraen como un imán).

Por el contrario, cuando ese polímero con carga negativa encuentra a su paso carga negativa se rechazan y se forma el "fingering".

¿Cuál fue la solución? El desarrollo de un polímero surfactante no iónico, sin carga eléctrica. Demostraron que de esta manera el elemento se disuelve con la misma facilidad que el azúcar en el agua, sin crear sedimentos.

Como un detergente, no sólo "lubrica" el paso del crudo por los poros sino que abre otros hasta entonces obstruidos.

La prueba fue exitosa

NEUQUEN (AN) – La aplicación del "Método para la recuperación secundaria de petróleo mediante el uso de poliacrilamida no iónica y un surfactante no iónico, y método para la obtención de dicho surfactante" –tal el nombre del desarrollo–se testeó en el laboratorio de una empresa de servicios petroleros, en la ciudad de Neuquén.

Se utilizó en el test una "corona", que es una muestra de roca de la zona productiva del subsuelo, de un yacimiento de la cuenca Neuquina.

La pieza, que tiene un gran tamaño, presenta la forma cilíndrica de la herramienta con la que se obtuvo, impregnada de petróleo.

En el laboratorio se crearon para la muestra las mismas condiciones de humedad, presión, temperatura del subsuelo.

Fue allí que se obtuvieron los resultados sorprendentes de mejoramiento de hasta el 30% de los niveles de recuperación de petróleo.

El año que viene llevarán este desarrollo al campo, donde terminará de develarse el comportamiento del método.

Los científicos que patentaron el producto no quisieron revelar en qué yacimiento será ni cuál la compañía operadora; sólo se sabe que la prueba se llevará a cabo en Argentina.

Reduce costos de operación

NEUQUEN (AN) – Además de mejorar el rendimiento de los pozos, este procedimiento resulta mucho más barato que el utilizado hasta ahora, sobre todo porque los costos del producto, al fabricarse en Argentina, bajan considerablemente.

Los científicos dueños de la idea, Gustavo Bianchi, Silvia Aimione y Eugenio Otero, crearon la firma Link Chemical, dueña de la patente.

El valor del producto en el mercado –según Bianchi– será de 2,5 dólares por litro al 30% de materia activa.

Para la utilización, cada litro del producto se diluye en 300 litros de agua de formación.

Si se tiene en cuenta que por día a un pozo de mediana actividad es preciso inyectarle unos 60.000 litros, el costo diario de la aplicación del procedimiento será de 500 dólares.

Además, pasado determinado plazo, como el agua de formación se vuelve a inyectar conforme va siendo extraída, ya no será necesario seguir agregando los polímeros no iónicos.

El beneficio frente a este costo es enorme porque los precios del crudo no paran de crecer y es probable que en cuestión de meses llegue a los 100 dólares por barril.

CONTROL DE AGUA CON UN GEL DE POLÍMERO EN EL POZO VLE-1156

El Pozo VLE-1156 se encuentra completado de modo sencillo en el yacimiento C-5, segregación Lagocinco (Figura XXXXXX)

Corte geológico entre los Pozos VLE-1156 y VLE-1119. El Pozo VLE-1156 se encuentra completado en el yacimiento C-5.

El Pozo más cercano, Pozo VLE-1119, se encuentra al norte del mismo, al otro lado de una falla normal y produce 1600 bppd con un bajo corte de agua (20%). Sin embargo, el corte de agua en el Pozo VLE-1156 había alcanzado el 75%. El gráfico de diagnostico (Figura XXXX) muestra un brusco ascenso a los 100 días, con una tendencia general ascendente en la relación agua-petróleo.

Gráfico de diagnóstico de control de agua del Pozo VLE-1156. El efecto de la inyección del gel es claramente visible.

Esto se interpreto como un caso de canalización, a través de algún estrato de la formación. Para poder determinar el origen del agua, se realizo un perfil de producción en noviembre de 1995, el cual indicaba que la mayor cantidad de agua (36%), (Figura XXXX) provenía del intervalo cañoneado superior. A pesar de que este intervalo, comprendido entre 13268 y 13262 pies, presentaba una porosidad promedio de 16% y una saturación de hidrocarburo del 70% en el momento de la perforación, en este momento producía solo agua.

Perfiles e intervalos cañoneados en el Pozo VLE-1156. La tabla muestra la contribución relativa de los intervalos sugun indica el perfil de Producción

En base a esta información, se decidió inyectar un gel sellador en el intervalo superior para aislarlo, y así permitir el aporte de producción de los intervalos inferiores. Previamente se llenó el Pozo con arena hasta los 13293 pies para cubrir los intervalos inferiores.

El 20 de agosto de 1996 se realizó la operación de inyección con 100 barriles de Maraseal en el intervalo comprendido entre 13268 y 13262 pies, utilizando gasoil para el desplazamiento. No se presentaron problemas operacionales durante el tratamiento.

Antes de la intervención, el pozo producía un promedio de 257 barriles netos de petróleo con 770 barriles de agua. La tasa de producción de agua y sedimento (A y S) representaba el 75% de la producción y la relación agua-petróleo era igual a 3. Además, el 35,9% del agua provenía del intervalo de 13262 a 13268 pies (Figura XXXX), con cero producción de petróleo.

Después del tratamiento, la producción de agua disminuyó en un 76% (a 186 bpd), mientras que la producción de petróleo aumento en un 374% (787 bpd). En la Figura xxxxx se observa claramente cómo se invierten las curvas de producción después de la inyección del gel sellante. En el mes de octubre (mes 17) se observa una disminución en la producción de petróleo, debido al cambio de orificio de ½ a ¾ pulgadas.

Más adelante, la producción se recupera y continúa aumentando hasta el mes de noviembre, en que comienza a decaer nuevamente. Este hecho se puede atribuir al deterioro gradual del gel debido a la temperatura, al contacto con otros químicos, a la fricción y a otros factores. Se ha demostrado que la duración de un sistema de gel sellante tiene un límite de dos años.

Historia de la producción del Pozo VLE-1156

Si bien la producción de petróleo esta disminuyendo y la de agua aumenta, de todos modos se considera que el tratamiento resultó exitoso. Desde la fecha del tratamiento hasta diciembre de 1996, la producción adicional acumulada de petróleo ha sido de 79560 BN y se logró disminuir la producción de agua en 87610 BN. Si las tendencias que aparecen en la Figura XXXX continúan, el pozo eventualmente retornará a la RAP anterior al tratamiento. En ese momento, el tratamiento habrá perdido su efectividad. Sin embargo, hasta que eso ocurra y, suponiendo que la tasa de flujo total permanece constante, la RAP reducida debido al tratamiento hará que el pozo produzca 150000 barriles de petróleo adicionales.

CONTROL DE AGUA CON UN GEL DE POLÍMERO EN EL POZO VLA-36

El Pozo VLA-36 se encuentra completado en el yacimiento La Rosa Basal (BLR). En esta área el BLR se comunica con el yacimiento C-5 (Figura XXXX). El pozo vecino, Pozo VLA-12, inyecta agua en el yacimiento C-5. es posible que este volumen de agua esté entrando en el yacimiento BLR y, en consecuencia, en el Pozo VLA-36, a través de una comunicación con el yacimiento C-5.

Corte geológico entre los Pozos VLA-36 y VLA-12, indicando la comunicación de los yacimientos C-5 y BLR

No había registros de producción disponibles para corroborar esta suposición. El aumento pronunciado en las curvas de diagnóstico después de los 400 días (Figura XXXX) indica también la probabilidad de que, efectivamente, exista una comunicación en las cercanías del pozo.

Gráfico de diagnóstico de control de agua para el Pozo VLA-36

Antes de determinar cuál era la causa, se decidió inyectar un gel sellante en el intervalo comprendido entre 6430 y 6424 pies (Figura XXXX), para impedir la entrada de agua desde abajo.

Perfiles e intervalos cañoneados para el Pozo VLA-36

El intervalo a tratar fue aislado por medio de una empacadura bajada con tubería flexible. Antes del tratamiento se realizó una prueba de inyectividad de 0,23 barriles por minutos y una presión de inyección de 1800 lpc. El tratamiento se realizó el 19 de septiembre de 1996. Se inyectaron 100 barriles del sistema gelificante Maraseal, en el intervalo entre 6430 y 6424 pies, utilizando gasoil para el desplazamiento. En este caso tampoco se presentaron problemas operacionales durante el tratamiento.

Antes del tratamiento, el pozo producía diariamente 25 barriles de petróleo y 596 barriles de agua y sedimentos (96% A y S y RAP de 23,89).

Después del tratamiento, la producción la producción de petróleo aumento a 229 bpd mientras que la producción de agua disminuyó al 24% y la RAP a 0,43. En la figura XXXX se observa la producción del pozo antes y después del tratamiento.

Con posterioridad al tratamiento, el pozo fue abierto con un orificio de ½ pulgada. La producción de petróleo aumentó abruptamente. Cuando el tamaño del orificio se incrementó a 1 pulgada de diámetro, tanto la producción de petróleo como la del agua mostraron un comportamiento en forma de zigzag, hasta que se estabilizó en el mes de diciembre (mes 18).

Sin embargo, el pozo produjo un total de 19980 barriles más de petróleo y 17518 barriles menos de agua con respecto a los valores anteriores al tratamiento.

En enero, la producción del pozo se estabilizó, la producción de petróleo es mayor que la del agua, y ambas continúan aumentando y disminuyendo, respectivamente. La desestabilización ocurrida en el primer periodo de producción se debe posiblemente a que la arena todavía se encuentran saturadas con agua, mientras que en el mes de enero el pozo presenta un barrido uniforme, con lo cual se incrementa la producción de petróleo.

OTRO ANTECEDENTE

En este trabajo se describe el proceso de obtención y optimización de un tapón mícelar y de los tapones de la solución amortiguadora para un sistema de flujo mícelar/ polímero. Se presenta resultados experimentales del efecto de la velocidad de avance del frente de invasión y del uso de soluciones alcalinas como preflujo.

El yacimiento fue simulado en el laboratorio mediante núcleo de arena no consolidada de la faja petrolífera del Orinoco, los cuales fueron saturados con crudo de 8.7 ºAPI y agua con características similares a la de los yacimientos del área cerro negro.

La efectividad de este tipo de proceso se observo de pruebas de recuperación terciaría, en las cuales se obtuvo un recobro de hasta un 53.46% del POES. Se realizaron prueba de desplazamiento utilizando varias velocidades de flujo. Los resultados obtenidos indican una clara influencia de la velocidad en el proceso, lográndose un recobro máximo de 64.56% del POES para una velocidad de 4.0 pies/día.

Se introdujo una modificación al proceso Maraflood mediante la inyección de soluciones alcalinas delante del tapón de microemulsión a manera de preflujo.

Se hicieron pruebas de desplazamiento para optimizar este tapón, obteniéndose un máximo recobro de 81.3% para un tapón de 15% del volumen poroso de hidróxido de sodio.

La recuperación mejorada de petróleo por métodos convencionales resulta en recobros donde una cantidad significativa de petróleo permanece en sitio debido a factores tales como barrido parcial del yacimiento o entrampamiento de petróleo por fuerzas capilares en las zonas invadidas. Estos factores se tornan críticos en la recuperación mejorada de crudos pesados y extrapesados, donde la inyección de calor es utilizada para aumentar el recobro de los yacimientos.

Dadas las grandes reservas de crudos pesados y extrapesados existentes en Venezuela y conocidas las limitaciones de los métodos y tecnología de recuperación utilizadas en la actualidad, se plantea la necesidad de investigar técnicas de producción y recuperación que puedan ser aplicables a yacimientos de características similares a la faja petrolífera del Orinoco (FPO).

Este trabajo es un estudio de laboratorio tendiente a lograr el diseño de un proceso de recuperación mejorada utilizando un sistema de flujo mícelar/polímero, aplicable a yacimientos del área Cerro Negro, FPO y tiene cono objetivo analizar diferentes factores como la composición y tamaño de los tapones desplazantes, la velocidad de avance del frente de invasión y el uso de soluciones alcalinas como preflujo en este tipo de procesos.

Procedimiento experimental.

El equipo utilizado en las pruebas de desplazamiento aparece en la figura 1. El portanúcleos consiste de un cilindro de 92 cm (3 pies) de longitud y de 2 pulgadas de diámetro interno ubicado en el interior de otro cilindro de 4 pulgadas de diámetro. El objetivo de este diseño es crear un espacio anular por el cual circulará aceite caliente, cuya función es mantener la temperatura deseada durante la prueba. Este cilindro posee además dos bridas con sus respectivos orificios de entrada y salida y mallas para impedir la salida de la arena. El medio poroso consistió de empaques horizontales de arenas no consolidada del campo morichal Edo. Monagas, con una porosidad promedio de 40% y permeabilidades absolutas de 9 a 11.0 darcies.

Se realizaron un total de 17 pruebas de desplazamiento. Las condiciones del yacimiento fueron 150ºF y 1600 psi. Los núcleos fueron inicialmente saturados con agua de 16000 ppm de cloruro de sodio y luego saturados con crudo Cerro Negro de 8.7 º API hasta obtener la saturación residual de agua. En los casos en que se inyectó preflujo se utilizaron soluciones de hidróxido de sodio al 0.1% en ppm ortosilicato de sodio al 0.08 y 0.2% en peso respectivamente.

Estas concentraciones presentaron valores bajos de tensión interfacial. En todos los casos se utilizó agua fresca para desplazar la solución amortiguadora.

Optimización del tamaño de los tapones de las soluciones mícelar amortiguadora.

La base del éxito de los procesos mícelar/polímero, radica en el tapón micelar o microemulsión. Este tapón es diseñado para obtener miscibilidad con el petróleo y con los tapones posteriores. En la tabla Nº 1 se observa que microemulsiónes son preparadas de acuerdo a un diagrama de fases, en el cual los tres componentes son: surfactantes, agua y petróleo. De acuerdo a resultados anteriores es posible sustituir los surfactantes comerciales y preparar emulsiones estables con algunos crudos. Este tipo de emulsiones de petróleo en agua logran estabilidad debido a la acción de asfáltenos y resinas que contienen ácidos y bases orgánicas, que resultan favorecidas con PH ácidos.

Las emulsiones utilizadas en este estudio fueron preparadas con el destilado corte-2 del crudo y agua de PH 4 según resultados obtenidos de experimentos realizados con crudo Boscán. Estudios similares han sido realizados por otos investigadores, lográndose resultados favorables en la recuperación mejorada de petróleo pesados.

Las variables críticas que afectan la estabilidad de las emulsiones han sido estudiadas y los resultados indican que un alto contenido de surfactantes favorece el recobro de petróleo, lográndose mayor estabilidad. Se encontró además que es posible obtener emulsiones más estables con los crudos pesados, ya que son capaces de aceptar más agua, siendo mayor la estabilidad a menor pH. De las muestras analizadas ( tabla Nº 1 ) se consideró la Nº 3 de 40% crudo, 40% agua, 20% corte-2 y 25% de NaCL en el agua como óptima, tomando en cuenta tres parámetros básicos: viscosidad, salinidad y estabilidad a altas temperaturas.

Las tres primeras pruebas de desplazamiento ( tabla Nº 2 ) fueron utilizadas para obtener el tamaño óptimo del tapón mícelar. Para el tapón 5% Vp se observa un recobro de 30.87% del POES. El tamaño de este tapón debe ser por lo menos 6% Vp para contrarrestar el fenómeno de adsorción del sulfonato sobre los granos de la roca. Esta adsorción es debida a un mecanismo de entrampamiento, siendo éste mayor a bajas tasas de flujo por efecto de deterioro de la microemulsión.

Los polímeros utilizados en las pruebas fueron de tipo poliacrilamidas, demostrándose la efectividad del proceso, al utilizar tapones secuenciales de polímeros en orden decreciente. El tamaño del tapón y su concentración son los que mas afectan la movilidad del banco amortiguador donde se concluye que gobernando estos factores es posible ejercer un mejor control de la movilidad, y donde los tapones menores ocasiones reducción de recobro de petróleo. En última instancia, las consideraciones económicas son que dictarán el tamaño del tapón amortiguador.

En las tres primeras pruebas se utilizó un 48% Vp del polímero Hércule 424, dividido a partes iguales para las tres concentraciones (4000, 1500, 500). Las cuatro pruebas siguientes (tabla Nº 2) sirvieron para obtener el diseño del tapón de solución amortiguadora. En la tabla Nº 2 se puede observar que en la prueba Nº 6 Y 7 que el recobro de petróleo es mayor. Los resultados obtenidos son atribuibles al tamaño del tapón y a la concentración de polímeros utilizada. Además se puede observar que a mayor concentración, se logra un mayor recobro de petróleo. Para las pruebas subsiguientes se utilizaron tapones de solución amortiguadora iguales al de la prueba Nº 6.

Efecto de la velocidad de frente de invasión ( q/AØ )

Se llevaron a cabo estudios reológicos para determinar el comportamiento de la microemulsión y los polímeros en viscosímetros y en el medio poroso. Se encontró que la microemulsión optimizada se comporta como un fluido Newtoniano, pudiendo mantener estable su movilidad prácticamente durante todo el proceso, independientemente de la tasa de corte aplicada.

Sin embargo, se ha encontrado que la movilidad de la microemulsión puede verse alterada a bajas tasas de flujo debido a la absorción de surfactantes que se produce en la roca mediante un mecanismo de entrampamiento. Las soluciones mícelares exhiben un comportamiento Newtoniano a bajas tasas de corte, mientras que a altas tasas se comportan como no Newtonianos. Sin embargo, las tasas de flujo en los yacimientos son tales que las soluciones micelares se comporta como fluido Newtoniano.

Para el polímero Hércules 424 se encontró que se comporta como fluido no Newtoniano pseudoplástico. Resultados similares han sido presentados en otros trabajos en los que se indica que la solución amortiguadora se verá afectada por las tasas de corte aplicadas. Según estudios realizados las moléculas de polímero retenidas en los canales de flujo se expanden al aumentar la velocidad del flujo, originando una resistencia al flujo que hace aumentar la viscosidad aparente. El efecto de la velocidad ha sido estudiada por otros autores quienes observan que ésta aumenta al incrementar la tasa de flujo y el peso molecular y disminuye al reducirse el tamaño de los poros. Concluyen además que la viscosidad de la solución de polímeros disminuye cuando el esfuerzo cortante se incrementa.

La velocidad de flujo puede también afectar las propiedades físicas del yacimiento. Donde se encontró que al aumentar las tasas de flujo disminuye la permeabilidad efectiva, ya que la movilidad de la solución decrece de 5 a 20 veces más de lo esperado en el medio poroso. En donde se indica además que a altas velocidades ocurre una mayor retención de polímeros ocurriendo ésta a través de todo el medio poroso.

Se tiene que para el polímero de 4000 ppm la movilidad es similar a la de la microemulsión para ciertas tasas de flujo, lo cual es uno de los requisitos para un adecuado control de la movilidad. La propiedad de los polímeros de ser afectado en su comportamiento reológico por las tasas de flujo, indica que es necesario utilizar este factor como medio para ejercer un mejor control de la movilidad. Las pruebas Nº 8, 9 y 10 (tabla Nº 3) se realizan a distintas velocidades de flujo frontal (q/A.Ø). en la figura 5 se observa un recobro de 64,56 % del POES para una velocidad de 4,0 pies/día. Se advierte más que el recobro del petróleo puede verse afectado desfavorablemente al utilizar velocidades por encima o por debajo de esta óptima observada. Otros investigadores han reportado la dependencia de las velocidades de flujo para ese tipo de procesos.

MODIFICACIÓN DEL PROCESO MARAFLOOD-USO DE SOLUCIONES ALCALINAS COMO PREFLUJO.

La tensión interfacial entre el fluido desplazante y el desplazado es uno de los factores mas importantes a ser considerados en los procesos de recuperación mejorada de petróleo. La inyección de fluidos miscibles con el objetivo de reducir o eliminar las fuerzas capilares ha sido estudiada tanto en pruebas de laboratorio como en pruebas de campo. El hidróxido de sodio es uno de los álcalis que ha ganado rápida popularidad por su gran efectividad y relativo bajo costo. Jennings demostró la eficiencia del NaOH para reducir la tensión interfacial el cual neutraliza los ácidos naturales del crudo convirtiéndolos en surfactantes. Estos surfactantes se encuentran en la interfase petróleo/agua y reducen la tensión interfacial.

El NaOH ha sido propuesto y aplicado en numerosos y extensos proyectos de campo, en los cuales se utiliza como preflujo, obteniéndose resultados muy superiores a los procesos de recuperación con agua. Los efectos del NaOH sobre la formación han sido estudiados, encontrándose que puede mejorar la eficiencia areal y de desplazamiento. Así como también la movilidad del petróleo, pudiendo ejercer un control efectivo sobre la relación agua-petróleo producida.

En estos tipos de procesos en los cuales se utiliza NaOH como preflujo, también es conveniente mantener un adecuado control de la movilidad. Diversos autores han propuesto la inyección de polímeros detrás del tapón de NaOH para controlar la movilidad, encontrando que es posible obtener mayores recobros de petróleo. El NaOH ha sido utilizado también para formar emulsiones, las cuales resultan ser muy estables y efectivas para controlar la movilidad de estos procesos. Puede ser añadido al tapón micelar, aunque se comprobó la perdida de estos químicos por precipitación.

El hidróxido de sodio puede mejorar significativamente el recobro de ciertos crudos viscosos y de baja gravedad. El éxito de estos procesos depende de la presencia de una concentración suficiente de ácidos orgánicos activos en el petróleo. Miranda y Zerpa reportan la presencia de estos ácidos en el crudo cerro negro, logrando valores mínimos de tensión interfacial para concentraciones de NaOH que varían en un rango de 0,1 a 0,5 % en peso. En el presente trabajo, las soluciones de NaOH utilizadas en las siguientes pruebas experimentales (tabla Nº 4), se prepararon al 0,1 % en peso. El tamaño óptimo de la solución de NaOH fue obtenido en las pruebas 9 y 10 (figura 6).

Se puede observar un mayor recobro para el tapón de 15 % Vp de hidróxido de sodio (81,3 % POES) mientras que para un 10 % se obtuvo 75,54 % POES. Los resultados indican que se puede obtener mejoras sustanciales sen el recobro de petróleo aumentando el tamaño del tapón de preflujo. Resultados similares han sido reportados por otros, quienes concluyen que tapones continuos de preflujo proporcionan mejores recobros que los tapones funcionales.

El uso del hidróxido de sodio o de otro alcali esta sujeto a ciertos factores que deben ser tomados en cuenta para su aplicación. Uno de estos es el tiempo que se requiere para lograr una adecuada efectividad de la solución utilizada. El tiempo de reacción o de "remojo" debe ser de tal magnitud que permita una necesaria reacción del petróleo con el alcali para reducir la tensión interfacial y que evite, en lo posible, el consumo cáustico que se produce por reacción de la arena del yacimiento con esta sustancia. Gonzáles y Merchán estudiaron el efecto del tiempo de remojo para el NaOH. Encontrando que es mas fácil obtener mejores recobros de petróleo a tiempos relativamente pequeños, mientras que tiempos de remojo prolongados ocasionan la neutralización del NaOH por los componentes de la arena, ocasionando perdida de la efectividad del tapón de preflujo.

El efecto del tiempo de remojo fue estudiado en las siguientes pruebas (11al 17) que aparecen en la tabla Nº 4, para el hidróxido de sodio y el ortosilicato de sodio. Para el NaOH (figura 7) se observa que a las 12 horas no ha dado tiempo suficiente para una reacción completa petróleo/alcali y a las 4 horas el NaOH comienza a perder efectividad. El máximo de recobro obtenido es de 78,02 % del POES para 24 horas de reacción. Para el ortosilicato de sodio se utilizo una concentración de 0,08 % en peso, reportada como la de menor tensión interfacial para el crudo cerro negro. Para este alcali los resultados fueron favorables, obteniéndose pequeñas diferencias en los recobros de petróleo para los valores de tiempo de remojo utilizados (figura 8). En la ultima prueba se vario la concentración a 0,2 % peso, lográndose recuperar un 7 % adicional del POES con respecto a las anteriores. De los resultados obtenidos, se observa que la concentración que presento la mínima tensión interfacial no proporciono los mayores recobros de petróleo.

La figura 9 presenta una comparación entre el recobro de petróleo obtenido utilizando soluciones de hidróxido de sodio y ortosilicato de sodio como preflujo sin tiempo de remojo. Haciendo un a comparación en base a la concentración requerida para obtener la mínima tensión interfacial, se puede deducir que el hidróxido de sodio (0,1 % peso) es mas efectivo que el ortosilicato (0,08 % peso). Al hacer la comparación en base a la concentración que produjo menores resultados se encuentra que el ortosilicato es el de mayor efectividad. Campbell y Krumrine encontraron que el ortosilicato es mas efectivo que los demás álcalis utilizados en la recuperación de petróleo, atribuyéndole su efectividad al alto nivel de pH que posee.

Buró estableció la misma comparación pero en base a las concentraciones que proporcionaron los valores mínimos de tensión interfacial. Estos resultados han sido refutados, indicándose que las comparaciones entre los álcalis deben hacerse en base a iguales niveles de Ph.

Tabla Nº 1

Composición y estabilidad de las emulsiones analizadas en el laboratorio ( PH=4)

Tabla Nº 2

Pruebas realizadas para optimizar los tapones de las soluciones Micelar y Amortiguadoras

Tabla Nº 3

Efecto de la velocidad del frente de invasión en la recuperación de Petróleo

Tabla Nº 4

Modificación del proceso Maraflood: uso de soluciones alcalinas como preflujo.

(Tapón Micelar de 10% Vp y Tapón Amortiguador de 45% Vp)

(*) 0.08% peso

(*) 0.2% peso

Brasil:

Petrobras ha implementado tres proyectos pilotos de inyección de polímero durante las pasadas dos décadas, en los campos en tierra de Canto hacer Amaro (Río Grande hacia el norte del estado), Carmópolis (estado de Sergipe) y Buracica (estado de Bahía), todos ellos en el noreste de Brasil. El primero está en medio de la operación y el último lugar dos ya están terminados.

La inundación de polímero en las reservas de petróleo ha sido llevada a cabo por varias décadas alrededor del mundo. Los polímeros actúan básicamente incrementando la viscosidad del agua inyectada y reduciendo la permeabilidad de medios de comunicación poroso, teniendo en cuenta un aumento en la eficiencia vertical y areal de la inyección de agua; y por consiguiente, incrementando la recuperación de petróleo.

Las campañas principales para los proyectos pilotos en Petrobras son realizadas con la finalidad de adquirir conocimientos prácticos del proceso, para una futura expansión posible de nuevas reservas e incluso para campos cerca de la costa.

Por otra parte, Petrobras a través de la experiencia adquirida ha implementado el desarrollo de proyectos pilotos con inundación de polímeros. Las pruebas de laboratorio, el diseño, la programación de la operación de campo, los análisis y la interpretación de resultados, fueron llevadas a cabo por personal de Petrobras los cuales han adquirido el suficiente conocimiento a través de experiencias vividas. En la ejecución del proyecto se llevó a cabo una evaluación técnica del proceso de inyección de polímero, investigando la respuesta en relación con la recuperación de petróleo y el tiempo.

La idea involucrada en un proceso de inyección de polímero para corrección de movilidad ha sido el objetivo de la investigación en el pasado. Sin embargo, la puesta en práctica de la inyección de polímero en campo está directamente relacionada con la selección, la especificación y diseño del banco de polímero. El otro punto crítico de esta clase de proceso es la evaluación de los resultados, ya que normalmente el proyecto involucra mucho tiempo a la empresa y un equipo multidisciplinario.

El objetivo de la inyección de polímero es controlar la movilidad para incrementar el factor de recuperación de petróleo, reduciendo la proporción de movilidad entre el agua y el petróleo. La reducción de la proporción de movilidad es conseguida mediante el incremento de la viscosidad de la fase acuosa, que incrementa la eficiencia areal y como consecuencia, la recuperación de petróleo. Dependiendo del tipo de polímero usado, al aumentar la viscosidad puede también causar una reducción de la permeabilidad relativa del agua.

Esta reducción de permeabilidad actúa como un efecto secundario adicional favorable en el proceso, restaurando parte de la presión del yacimiento después del viaje del polímero (el factor de resistencia residual). Por otro lado, la inyección de polímero no reduce la saturación de petróleo residual, es decir, no influye en la eficiencia de desplazamiento. Por lo tanto, la inyección de polímero para control de movilidad afecta solamente la eficiencia areal, permitiendo que la saturación de petróleo residual sea más rápida o en una manera más económica. Además de eso, el aumento de la viscosidad inestable inyectada resulta en un aumento de la saturación del frente de desplazamiento, y por lo tanto en una previsión de la producción de petróleo.

La falta técnica y el éxito económico del proceso dependen de la selección correcta del yacimiento, de forma preferencial observando la especificación y diseño del banco de polímero a ser inyectados. Los yacimientos candidatos fueron escogidos de acuerdo a los criterios de selección; la escogencia del polímero involucró un análisis de las propiedades intrínsecas del producto asociado a las características de la roca (la retención, adsorción de polímero el factor de resistencia residual, el volumen de poro inaccesible, la degradación de cizallamiento) y de los fluidos presentes.

Petrobras para la puesta en práctica de estos tres proyectos de inundación con polímeros llevó a cabo los siguientes pasos para el control de la movilidad:

1. Selección de área del yacimiento/ piloto.

2. Análisis de inyección de agua.

3. La selección de polímero (pruebas del laboratorio).

4. Diseño de polímero.

5. Puesta en práctica y evaluación.

Venezuela:

En los últimos años, el agua producida relacionada con las operaciones de producción de petróleo en Venezuela, ha llegado a niveles sobre 140 millones de barriles por año. Estos volúmenes de agua producida vienen desde campos petroleros que producen bajo acuíferos activos naturales y de más de 180 proyectos de inyección de agua. El agua para los costos de dirección están incrementando constantemente y perfiles de inyección de agua irregulares dejan grandes cantidades de petróleo detrás del frente. El gel de polímero es la tecnología de inundación de agua más común en pozos productores. La puesta en práctica de la tecnología de gel en pozos de inyección, de modificar el perfil de inyección de agua también ha sido valorado resultando en la recuperación de petróleo mejorada en algunos campos.

En el trato de gel de Venezuela la tecnología ha sido premeditada y aplicada en muchos pozos productores y en pocos casos en pozos de inyectores de agua, con el objetivo modificar los perfiles de agua e incrementar el factor de recuperación.

Para valorar la viabilidad técnica de la tecnología de gel en pozos de inyectores de agua en las reservas venezolanas, una prueba piloto fue planeada y llevada a cabo en un inyector bien para mejorar la eficiencia areal en un modelo bien hexagonal ubicado en el campo de Lagomar en el Lago de Maracaibo. Este trabajo describe un estudio de simulación numérico sobre la base de los datos disponibles de la prueba piloto del campo Lagomar. El objetivo del estudio de simulación numérico es desarrollar una herramienta profética de ayudar con el diseño de los tratamientos de gel en pozos de inyector de agua. Más específicamente, se desea pronosticar el incremento de la recuperación que puede ser esperada de un tratamiento de gel específico, y la magnitud de la reducción de agua.

La prueba piloto de gel fue llevada a cabo en el yacimiento C-4, el cual posee una arenisca del eoceno muy heterogénea en capas. Las altas reducciones de agua han forzado el cierre de varios pozos productores. Una caracterización del yacimiento incluía diarios de PLT, los análisis de núcleo, y estudios geomecánicos, identificaron la presencia de fracturas, debido a una eficiencia areal baja. Sobre la base de este estudio de este yacimiento, se realizó un tratamiento al gel de polímero, el cual fue diseñado para una inyección bien ubicada en el centro de un modelo bien hexagonal.

Una tecnología de polímero de gel comercial (MARCITsm) fue seleccionado para modificar el perfil de inyección en esta prueba piloto. Los resultados de la prueba que inyectaba 3700 barriles de gel en el inyector de agua eran muy prometedores, indicando una reducción corriente de 30 % en los cortes de agua y 26,850 barriles de petróleo de incremento cinco meses después de su tratamiento.

Plantas móviles de inyección de polímeros.

TIORCO también utiliza el sistema seco de la alimentación del polímero de POL-E-DUC® en sus plantas móviles de la inyección, que fueron diseñadas específicamente para la preparación y la colocación en sitio los procesos del gel de WATER-CUT® y de CDG, y el proceso de la estabilización de la arcilla de TIOR-KOH®. Las plantas móviles de TIORCO son preparación y las plantas químicas completas, autónomas de la inyección que incluyen la instrumentación completa y los controles por microprocesador para la operación integrada, automatizada de todos los sistemas de la planta. Además, TIORCO ha producido y las plantas móviles vendidas de la inyección para el uso en China y Rusia.

Estación de control del agua.

La importancia de la calidad del agua en proyectos de TIORCO puede nunca ser excedente tensionado. La supervisión de la calidad del agua es un servicio de TIORCO vital al éxito de cualquier programa mejorado de la recuperación del aceite. TIORCO desarrolló la estación del control de calidad del agua (WQCS) para diagnosticar problemas con la escala, la corrosión, la adherencia al cilindro de los sólidos, y el muestreo flúido para el control de calidad de los procesos del IOR. Dos biocides compatibles con los procesos del polímero para controlar crecimiento y la contaminación bacterianos fueron introducidos por TIORCO. Incorporando una estación del control de calidad del agua en los proyectos waterflooding, TIORCO proporciona el control continuo y la divulgación de la calidad del líquido de la inyección. La detección de los permisos de WQCS de los problemas intermitentes y continuos de la calidad del agua se relacionó con las varias formas de corrosión, de precipitación agua-formada de la escala, de adherencia al cilindro dispersada del aceite y de otros sólidos suspendidos que causan la inyección y tapar rápidos y costosos del pozo.

Díaz, José

Federici, Incola

Fernández, Evelyn

Leota, Sergio

Márquez, Cláudio

Sucre, Maria

Velásquez, Gabriel

Veracierta, Pedro

Estudiantes de Petróleo