Inyección de polímeros en el hormigón
La reserva de petróleo depende de la cantidad de petróleo que se puede recuperar del yacimiento. El factor de recuperación, la relación entre el petróleo recuperable y el petróleo in situ, depende de varios factores. Algunos de esos factores son el mecanismo de conducción, las propiedades del yacimiento, las propiedades del fluido, etc.
En general, cualquier yacimiento petrolífero pasa por varias fases durante su vida de producción. Se trata de la fase de flujo natural, en la que el petróleo tiene su energía para fluir hacia la superficie, la fase de elevación artificial, en la que se introduce energía adicional en los pozos de producción para poder elevar el fluido hacia la superficie, la fase de mantenimiento de la presión, en la que se introduce energía adicional en el yacimiento, normalmente no directamente, y la última es la recuperación mejorada de petróleo, en la que se modifican las propiedades de la roca/del fluido para reducir la resistencia al flujo o aumentar la movilidad del petróleo.
En la industria se han desarrollado diferentes métodos de recuperación mejorada de petróleo. Se trata de la inundación con vapor, en la que se introduce vapor/calor para reducir la viscosidad del fluido, la inundación con agua, en la que se inyecta agua en el yacimiento para barrer el petróleo, la inyección de tensioactivos, en la que se inyecta una sustancia química en el yacimiento para reducir la tensión superficial de la roca, y la inundación con polímeros, en la que se inyecta un polímero en el yacimiento para aumentar la eficacia del barrido.
Inundación de polímeros ppt
Sociedad QuímicaEste es un artículo de acceso abierto publicado bajo una Licencia de Atribución Creative Commons No Comercial Sin Obras Derivadas (CC-BY-NC-ND), que permite la copia y redistribución del artículo, así como la creación de adaptaciones, todo ello con fines no comerciales.Este artículo ha sido citado por otros artículos en PMC.ResumenA
0,083PVsegunda babosa:3000 mg/L × 0,14PInyección de babosas en tres etapas7babosa frontal: 5000 mg/L × 0,25PVsegunda babosa:3000 mg/L × 0,25PVtercera babosa:1000 mg/L × 0,5PV8babosa frontal:5000 mg/L × 0. 25PVsegundo slug:3000 mg/L × 0.25PVtercer slug:2000 mg/L × 0.25PV9front slug:4000 mg/L × 0.25PVsegundo slug:3000 mg/L × 0.25PVtercer slug:2000 mg/L × 0.38PVOpen en otra ventana3. Resultados experimentales y
Criterios de selección para la inundación de polímeros
ResumenEn el proceso de inundación con agua, la eficacia del barrido volumétrico y la recuperación de petróleo pueden mejorarse utilizando polímeros para aumentar la viscosidad del agua. Como resultado, la inundación con polímeros tiene una mayor recuperación en comparación con la inundación con agua debido a la estabilidad del frente y a la reducción del problema de la digitación. En este trabajo de investigación, se llevó a cabo un conjunto de ejecuciones de inundación con polímeros utilizando micromodelos de tipo vidrio. Los micromodelos fueron fabricados para tener patrones de flujo homogéneos y heterogéneos. Se colocaron en posición horizontal y se saturaron con una muestra de crudo pesado tomada de un yacimiento petrolífero iraní antes de iniciar la inyección. En este estudio se utilizaron tres polímeros comerciales. Todo el proceso se fotografió continuamente con una cámara de alta resolución para controlar el desplazamiento de la solución de polímero en los micromodelos. Como parte de este estudio, se investigó el efecto de diferentes parámetros, como la concentración de la solución de polímero, el caudal de inyección y la heterogeneidad, sobre el rendimiento de la inundación de polímero. Además de los patrones de flujo regulares homogéneos y heterogéneos utilizados en este estudio, se creó un patrón de flujo heterogéneo que imitaba a los yacimientos de arenisca basándose en la imagen de una sección fina de una arenisca (afloramiento) y se observó el movimiento del frente de polímero durante la inyección.
Recuperación mejorada de petróleo por inundación de polímeros
La recuperación mejorada de petróleo (EOR) es un método de recuperación terciaria de petróleo que se utiliza para aumentar la cantidad de petróleo que puede extraerse de un yacimiento. El agotamiento de la presión primaria y la recuperación secundaria de petróleo, como la inyección de agua, sólo recuperan entre el 20 y el 50% del petróleo original en el lugar (OOIP). Por lo tanto, una gran cantidad de petróleo sigue atrapada en el yacimiento tras los procesos convencionales de recuperación de petróleo. Existen muchos métodos terciarios de EOR, pero la inyección de polímeros y la inundación de polímeros es el método químico de EOR más importante utilizado en los yacimientos de arenisca.
Los polímeros son moléculas de cadena larga compuestas por muchas subunidades repetidas de alto peso molecular. Cuando se añaden al agua, ya sea en forma de solución o de polvo, aumentan la viscosidad del agua. La solución de polímero y agua, más viscosa, se inyecta en el yacimiento para mejorar la recuperación de petróleo. Como consecuencia, se expulsará y recuperará más petróleo del yacimiento en comparación con la inyección de agua únicamente. En la Fig. 1 se ilustra una operación típica de inundación con polímeros.