Inundación de polímeros pdf
Abrir en otra ventanaFigura 4.Ejemplos de tipos de heterogeneidades geológicas encontradas en yacimientos de petróleo de arenisca. Estos ejemplos proceden de rocas depositadas en un entorno deltaico. (a) Fotografía de una facies heterolítica con variaciones de permeabilidad en una escala de longitud de un centímetro en vertical y de 10 cm en horizontal (según Jackson et al. [38]). (b) Imagen interpretada de los depósitos de barras de marea. La escala de longitud de estas heterogeneidades es de aproximadamente 100 m. (Versión online en color.)Los canales o capas de mayor permeabilidad (a menudo descritos como “zonas ladronas”) a través de la roca son una manifestación común y adversa de la heterogeneidad geológica. El agua inyectada fluye preferentemente a través de estas zonas, dejando de lado los volúmenes de petróleo contenidos en las partes de menor permeabilidad del yacimiento. Esto da lugar a una producción temprana de agua junto con el petróleo y a una RF reducida (figura 5).
Abrir en otra ventanaFigura 5.Simulación numérica de una inundación de agua a través de un yacimiento heterogéneo. El flujo es de izquierda a derecha. El petróleo está coloreado en rojo y la saturación de agua se muestra en tonos azules. El agua ha fluido preferentemente a través de las partes de mayor permeabilidad del yacimiento, lo que ha dado lugar a una ruptura temprana del agua en el pozo de producción y a regiones de petróleo desviado que no se recuperarán.Un problema particular es que la distribución de la permeabilidad en un yacimiento suele ser muy incierta. Es posible inferir las características generales de la heterogeneidad a partir del entorno deposicional y, a veces, correlacionar capas de roca específicas entre pozos, pero prácticamente no hay información sobre la distribución detallada de la permeabilidad en escalas de longitud más pequeñas (por ejemplo, [39,40]). Esto significa que se necesitan enfoques estadísticos, a menudo basados en un número limitado de realizaciones de la posible heterogeneidad del yacimiento, cuando se intenta predecir el rendimiento del mismo (por ejemplo, [19]).El efecto de la heterogeneidad geológica se agrava si el fluido inyectado tiene una viscosidad mucho menor que la del petróleo, como ocurre cuando se inyecta gas en lugar de agua [41-45]. Este efecto se caracteriza por la relación de movilidad M, que compara la movilidad de las fases saturante (S) y desplazante (D) en el medio poroso
Criterios de selección para la inundación de polímeros
En los yacimientos fracturados, los fluidos inyectados para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) se canalizan a través de las zonas de fractura y viajan por regiones altamente permeables, no desplazando parte del petróleo y disminuyendo la eficacia de la recuperación de petróleo. Para resolver estos problemas, actualmente se utiliza ampliamente la técnica de control de la conformidad, que permite barrer totalmente el yacimiento, de forma similar a la condición ideal. En este contexto, los sistemas de gel polimérico a base de poliacrilamida pueden utilizarse para bloquear las regiones de alta permeabilidad de la matriz de la roca, formando hidrogeles in situ que bloquean los poros de la roca, evitando la canalización de los fluidos, y aumentando la producción de petróleo. Estos hidrogeles a base de poliacrilamida pueden ser reticulados por sustancias inorgánicas (iones metálicos) u orgánicas, y se utilizan varios sistemas para el control de la conformidad. Debido a la mayor estabilidad de la unión formada entre el polímero y el reticulante orgánico, estos sistemas se utilizan actualmente en yacimientos de mayor temperatura. Para producir hidrogeles con mayor resistencia a condiciones severas de salinidad y temperatura, se aplican nanopartículas para formar sistemas con buena resistencia mecánica, y alta estabilidad térmica. Estos han presentado resultados prometedores para el control de la conformidad.
Inundación de polímeros – schlumberger
La inundación con polímeros ha sido el método químico de recuperación mejorada de petróleo (EOR) más utilizado. La experiencia adquirida en las últimas décadas, desde los estudios de laboratorio hasta el diseño de proyectos y la implementación en el campo, ha sido bien documentada en la literatura. Los principales objetivos de este artículo son evaluar las observaciones recientes de las inundaciones de polímeros que informan de tasas de inyección que conducen a valores de presión superiores a la presión de fractura de la formación (FFP), a una elevada producción de polímeros, a la formación de emulsiones apretadas y/o a pérdidas de productividad.
Basándose en esta revisión, se puede concluir que no existen pruebas directas que apoyen que la inyección de polímero por encima de la PFC conduzca a una mayor producción de polímero. Sin embargo, siguen existiendo incertidumbres asociadas a la estimación de la propagación/dimensiones de las fracturas mediante pruebas de caída de presión (FOT). En general, en los proyectos a gran escala/comerciales se informa de una elevada producción de polímero, aparte de la canalización severa. El impacto de la geoquímica/composición del petróleo y la salinidad del agua en las emulsiones de petróleo-agua-polímero se suele pasar por alto en los estudios de inundación de polímeros. La formación de emulsiones in situ también puede explicar la reducción de la inyectividad y/o de la productividad y la interpretación de las pruebas de pozos (es decir, FOT) notificadas en las inundaciones de polímeros. También se identificó que los OPEX (gastos operativos) asociados a la separación de petróleo y agua en presencia de polímeros y las pérdidas de productividad (es decir, las reparaciones y los costes de estimulación) suelen subestimarse. Por último, se espera que esta revisión contribuya a la planificación, el diseño y la ejecución de futuros proyectos piloto de inundación con polímeros y ampliaciones de campos.
¿Qué es la inundación de polímeros?
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La recuperación mejorada de petróleo (abreviada EOR), también llamada recuperación terciaria, es la extracción de crudo de un yacimiento petrolífero que no puede extraerse de otra manera. La EOR puede extraer entre el 30% y el 60% o más del petróleo de un yacimiento,[1] en comparación con el 20% o el 40% que se obtiene con la recuperación primaria y secundaria.[2][3] Según el Departamento de Energía de EE.UU., el dióxido de carbono y el agua se inyectan junto con una de las tres técnicas de EOR: inyección térmica, inyección de gas e inyección química.[1] Las técnicas de EOR más avanzadas y especulativas se denominan a veces recuperación cuaternaria.[4][5][6][7]
Existen tres técnicas principales de EOR: la inyección de gas, la inyección térmica y la inyección química. La inyección de gas, que utiliza gases como el gas natural, el nitrógeno o el dióxido de carbono (CO2), representa casi el 60 por ciento de la producción de EOR en Estados Unidos[1] La inyección térmica, que implica la introducción de calor, representa el 40 por ciento de la producción de EOR en Estados Unidos, y la mayor parte se produce en California. [La inyección química, que puede implicar el uso de moléculas de cadena larga denominadas polímeros para aumentar la eficacia de las inundaciones de agua, representa alrededor del uno por ciento de la producción de EOR en los Estados Unidos[1] En 2013, se introdujo en los Estados Unidos una técnica denominada tecnología Plasma-Pulse procedente de Rusia. Esta técnica puede suponer otro 50 por ciento de mejora en la producción de los pozos existentes[8].