Inyección de polímeros

1. Descripción del
   proceso
2. Factibilidad de
   aplicación
4. Criterios para
   la selección de pozos destinados a inyección de
   polímeros
5. Problemas
   asociados a estos procesos de recuperación
   mejorada
6. Usos de
   las soluciones polímeras para incrementar la
   recuperación de petróleo o reducir la
   producción de agua
7. Factibilidad
   de manufactura de polímeros para la recuperación
   mejorada de crudos utilizando materias primas
   nacionales
8. Infraestructura de
   poliacrilamidas
9. Ecuaciones que
   describen el proceso de inyección de polímeros y
   permitan realizar la simulación
10. Teoría de
    desplazamiento o de Buckley y Leverett

Es una modificación de la inyección de
agua y
consiste en añadir al agua de inyección un
tapón de polímeros, de 200 a 1000 ppm, de un alto
peso molecular (2 hasta 5 MM) antes de que esta sea inyectada en
el yacimiento.

Este proceso mejora
la razón de movilidad agua – petróleo lo cual da como resultado un
aumento en la eficiencia de
barrido, debido a que se forma un tapón viscoso y este con
la inyección de agua va a generar un alto factor de
recobro porque este arrastra con mayor facilidad los fluidos
presentes en el yacimiento.

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

El proceso es simple y tanto la selección
del polímero como la concentración son los pasos
cruciales en el diseño.
Se requieren pruebas de
laboratorio
cuidadosas y aun, después de esto, los resultados se deben
relacionar con el campo. Los polímeros mas utilizados son
los solubles en agua e insolubles en petróleo o
alcohol.

Actualmente, se usan tres tipos de polímeros: Los
poliacrilamidas, los polisacáridos y los polioxidos de
etileno. Los dos primeros son los mas aplicados en pruebas de
campo, siendo los poliacrilamidas los mas populares, debido a
que, además de aumentar la viscosidad,
alteran la permeabilidad de la roca yacimiento en las zonas
invadidas, lo cual también baja la movilidad efectiva del
agua inyectada.

La inyección de polímeros (generalmente
poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas o HPAM) provee un mejor
desplazamiento mejorando la eficiencias de barrido areal y
vertical, incrementado el recobro debido al aumento de la
viscosidad del agua, lo que produce una disminución de la
movilidad de agua.

FACTIBILIDAD DE APLICACIÓN

Petróleo

• Gravedad > 25 ° API
• Viscosidad < 150 cp (preferiblemente <
  100)
• Composición No critica

Yacimiento

• Saturación de petróleo < 10 % del
  VP de petróleo móvil
• Espesor neto No critico
• Profundidad < 9000 pies
• Razón de movilidad 2 – 40
• Permeabilidad > 20 md
• Factor de Heterogeneidad 0,5 – 0,85