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