Principios Basicos de Recuperacion Mejorada

UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA FACULTAD DE INGENIERA

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO

EVALUACIN DE LA OPCIN THE POLYMER FLOOD MODEL DEL ECLIPSE 100

Trabajo Espe cial de Grado Presentado ante la ilustre Universidad Central de Venezuela para optar por el ttulo de Ingeniero de Petrleo por: los Brs. Vera Helen y Loyo Jairo

Caracas, Noviembre 2003

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UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA FACULTAD DE INGENIERA

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO

EVALUACIN DE LA OPCIN THE POLYMER FLOOD MODEL DEL ECLIPSE 100

TUTORES ACADMICOS: Prof. MSc. Pedro Vaca y Prof. Dr. Freddy Paz

Trabajo Especial de Grado Presentado ante la ilustre Universidad Central de Venezuela para optar po r el ttulo de Ingeniero de Petrleo por: los Brs. Vera Helen y Loyo Jairo

Caracas, Noviembre 2003


AGRADECIMIENTOS

A mi Seor Jesucristo, por darme su amor y fidelidad da a da, y por guiar

mi vida conforme a su voluntad.

A mi madre amada Magaly por ser una mujer que luch valientemente para

darme todo el apoyo necesario para mis estudios.

A mis queridos hermanos: Alexander, Wilmer, Sharon y Dagny por

animarme y apoyarme en todo lo que me he propuesto.

A mis abuelos por sus oraciones y a mis tas por ser tan generosas y

colaboradoras conmigo.

Agradezco a UBF por sus oraciones, por darme la oportunidad de crecer

espiritualmente y humanamente.

Helen Vera

A Dios, por ser ese amigo especial que me ama y que en todo momento ha

sido mi gua, siendo como una luz en mi camino, que me ayuda a ver ms claro la

realidad y la hermosura de su creacin.

A mi querida madre Victoria De Jess, por ensearme que con fe,

constancia y dedicacin todo es posible.

A mi amada esposa Ana Mara, por el apoyo y comprensin durante el

desarrollo de este trabajo.

A Yovanny, por ofrecerme siempre su ayuda incondicional y estar en los

momentos en que ms lo necesit.

A Saul, Ivn, Mireya, Jaime, y a todos mis hermanos, quienes de una u otra

manera han colaborado y apoyado en mi formacin acadmica.

Jairo Loyo


AGRADECIMIENTOS

Agradecemos

A la ilustre Universidad Central de Venezuela, por brindarnos la oportunidad

de estar en sus aulas para alcanzar unas de nuestras metas.

A nuestro tutor acadmico Pedro Vaca, por darnos la oportunidad de

desarrollar este trabajo y por su gua y dedicacin al momento de corregir los

captulos.

A nuestro tutor acadmico Freddy Paz, por su gua y apoyo al proporcionarnos

material para el desarrollo de este trabajo.

A todos Uds. Mil Gracias.

Helen Vera y Jairo Loyo


RESUMEN

Helen Vera y Jairo Loyo

Evaluacin de la opcin The Polymer Flood Model del simulador

ECLIPSE 100

Tutores acadmicos: MSc. Pedro Vaca y Dr. Freddy Paz

Palabra Clave: Polmero

La opcin The Polymer Flood Model, es uno de los nuevos paquetes de

simulacin de ECLIPSE en ambiente Office, el cual permite simular el

comportamiento de un proceso de inyeccin de polmero en el yacimiento, con

miras a aumentar el factor de recobro. Esta opcin se fundamenta en las

ecuaciones de balance de masa para determinar el comportamiento de los fluidos

en el medio poroso, considerando trminos relacionados al polmero y su efecto

en la viscosidad del agua.

La evaluacin de esta versin de ECLIPSE se llev a cabo a travs del

anlisis de un modelo conceptual de un yacimiento homogneo (Caso Base),

sobre el cual se realizaron sensibilidades de parmetros que, segn la teora,

afectan al proceso de inyeccin de polmeros, tales como: la concentracin de

polmero, adsorcin y factor de resistencia residual. Otras sensibilidades como el

parmetro de mezcla de Todd-Longstaff, tamao de baches y completacin del

pozo inyector, para verificar el incremento del factor de recobro. Adems, se

hicieron dos variantes del caso base considerando el efecto salino y el efecto de

corte sobre la viscosidad del polmero, para corroborar si, efectivamente, la

opcin toma en cuenta estos efectos haciendo menos eficiente el proceso.

Tambin se tomaron en cuenta dos casos de un yacimiento heterogneo

considerndose permeabilidades crecientes desde la capa superior a la capa

inferior y luego en sentido inverso, con la finalidad de determinar en cul de estas


RESUMEN distribuciones de permeabilidades es ms eficiente un proceso de inyeccin de

polmero. Luego se hizo otro modelo tomando en cuenta las permeabilidades

crecientes desde la capa superior a la inferior para inyectar primero agua

convencional, seguido de un bache de polmero para verificar el incremento o

disminucin del factor de recobro.

Por ltimo se hizo un caso especial de un yacimiento heterogneo, con las

propiedades roca-polmero mejorados para evaluar la variacin apreciable de la

reduccin de la permeabilidad relativa al agua en el medio poroso.

La simulacin de este proceso arroj resultados satisfactorios al

compararse con lo dicho en la literatura, que ratifican que la opcin The Polymer

Flood Model es una herramienta confiable para el anlisis del proceso de una

inyeccin de polmero.


NDICE GENERAL Pg.

INTRODUCCIN......................................................................................................1 CAPTULO I: DEFINICIONES FUNDAMENTALES DE RECUPERACIN MEJORADA. 1.1 Recuperacin mejorada.....................................................................................4

1.1.1 Factores que afectan al proceso de recuperacin mejorada..................... ..6

1.1.1.1 Eficiencia de barrido areal......................................................................6

1.1.1.2 Eficiencia de barrido vertical..................................................................6

1.1.1.3 Eficiencia de barrido volumtrico..........................................................7

1.1.1.4 Eficiencia microscpica de desplazamiento..........................................8

1.1.1.5 Eficiencia de recobro.............................................................................8

1.2 Principales propiedades del sistema roca-fluido que inciden

En la efectividad de los procesos de recuperacin mejorada.........................12

1.2.1 Propiedades del sistema fluido-fluido........................................................12

1.2.2 Propiedades del sistema roca-fluido.......................................................12

1.2.3 Permeabilidades...................................................................................15

Captulo II: PROCESO DE INYECCIN DE POLMERO 2.1 Antecedentes........ ..........................................................................................20

2.2 Caractersticas principales de los polmeros...................................................21 2.2.1 Definicin de polmeros................................. ............................................21

2.2.2 Clasificacin de los Polmeros...................................................................21

2.2.2.1 Polmeros naturales o biopolmeros.................................................. ..21

2.2.2.2 Polmeros Semi-Sintticos.................... .............................................22

2.2.2.3 Polmeros Sintticos o Artificiales.......................................................22

2.2.3 Propiedades qumicas de los polmeros utilizados en los procesos

de recuperacin mejorada........................................................................23

2.2.3.1 Las poliacrilamidas.............................................................................. .23

2.2.3.2 Los Polisacridos..................................................................................25

2.2.3.3 Nuevos Polmeros para la aplicacin e recuperacin mejorada.........26


NDICE GENERAL 2.3 Propiedades de las soluciones polimricas al fluir a travs del

medio poroso..................................................................................................27

2.3.1 Mecanismos de reduccin de la relacin de movilidad ...........................29

2.3.1.1 Retencin de las molculas de polmeros...........................................30

2.3.1.1.1 Adsorcin.......................................................................................31

3.2.1.1.2 Entrampamiento.......................................... ...................................31

2.4 Factores que afectan el comportamiento de las soluciones polimricas

en el medio poroso..........................................................................................33

2.4.1 Tasa de Corte............................................................................................33

2.4.2 Efecto salino.............................................................................................35

2.4.2.1 Efecto sobre la viscosidad............................ .......................................35

2.4.2.2 Efecto sobre la adsorcin del polmero...............................................37

2.4.2.3 Reduccin de la permeabilidad...........................................................38

2.5 Criterio de diseo para la aplicacin de inyeccin de polmero

en el medio poroso.........................................................................................38

2.5.1 Caractersticas del yacimiento.................................................. ...............38

2.5.2 Caractersticas del fluido...........................................................................39

2.5.3 Seleccin del yacimiento para la aplicacin de inyeccin de polmero.....40

2.6 Potencial de produccin que se obtiene del proceso de inyeccin de

polmero..........................................................................................................41

CAPITULO III: SIMULACIN DEL PROCESO DE INYECCIN DE POLMERO 3.1 Simulacin de yacimientos...............................................................................45

3.2 Simulacin del proceso de inyeccin de polmero en el medio poroso..........47

3.2.1 Ecuaciones matemticas fundamentales de simulacin del proceso

de inyeccin de polmero...........................................................................48

3.2.1.1 Tratamiento de la viscosidad de los fluidos..........................................52

3.2.1.2 Tratamiento de adsorcin del polmero............................... .................54

3.2.1.3 Tratamiento de reduccin de permeabilidad.........................................54

3.2.1.4 Tratamiento de reduccin de viscosidad por corte...............................55

3.3 Uso de la opcin de inyeccin de polmero en ECLIPSE....................... ........56

3.3.1 Carga de data en Office............................................................................57


NDICE GENERAL

3.3.2 Introduccin de datos correspondientes a la opcin................................61

CAPTULO IV: METODOLOGA 4.1 Revisin bibliogrfica.......................................................................................71

4.2 Uso de los tutoriales para la familiarizacin del simulador..............................71

4.3 Definicin del caso base..................................................................................71

4.4 Evaluacin del modelo caso base mediante el simulador...............................73

4.5 Evaluacin del modelo de inyeccin de polmero considerando el efec to

salino................................................................................................................74

4.6 Evaluacin del modelo de inyeccin de polmero considerando el efecto

de corte ..................................... ......................................................................74

4.7 Caso base con variacin de permeabilidad (yacimiento heterogneo)...........75

4.8 Caso con proceso de inyeccin de agua convencional seguido por bache

de polmero para yacimiento heterogneo con permeabilidades

creciente hacia la base del yacimiento...........................................................75

4.9 Modelo especial de inyeccin de polmero con variacin de las

permeabilidades creciente desde la capa superior a la inferior......................76

CAPTULO V: PRESENTACIN Y ANLISIS DE LOS RESULTADOS

5.1 Comparacin entre el modelo de inyeccin de agua convencional y el

modelo de inyeccin de polmero (Caso Base)..................... .........................81

5.2 Sensibilidades de parmetros del caso base...................................................81

5.2.1 Concentracin de polmero (Cp)...............................................................81

5.2.2 Adsorcin isotrmica (Ca)........................................................................83

5.2.3 Factor de resistencia residual (RRF)........................................................86

5.2.4 Parmetro de mezcla de Todd-Longstaff.................................... ..............86

5.2.5 Tamaos de baches de polmero..............................................................88

5.2.6 Completacin del pozo inyector................................................................90

5.3 Anlisis del modelo considerando el efecto salino..........................................92


NDICE GENERAL 5.4 Anlisis del modelo con y sin efecto de corte..............................................93

5.5 Caso base con variacin de la permeabilidad ( yacimiento heterogneo).....95 5.5.1 Distribucin de permeabilidad creciente desde la capa superior

a inferior....................................................................................................95

5.5.1.1 Caso con proceso de inyeccin de agua convencional seguido p or

un bache de polmero para un yacimiento heterogneo.......................95

5.5.2 Distribucin de permeabilidad decreciente desde la capa superior

a inferior............................................................................ ..........................96

5.6 Modelo especial de inyeccin de polmero con variacin de las

permeabilidades creciente desde de la capa superior a inferior.....................97

CONCLUSONES............................................................ ......................................100 RECOMENDACIONES.........................................................................................101 REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS....................................................................102 GLOSARIO...........................................................................................................105 APNDICE...........................................................................................................108


NDICE DE FIGURAS

Contenido Pg.

1.1 Esquema de mecanismos de produccin..........................................................5

1.2 Eficiencia vertical de barrido................................ ..............................................7

1.3 Razn de movilidad desfavorable....................................................................10

1.4 Esquema de la distribucin de fluidos en sistemas mojados por

agua o petrleo durante la inyeccin de agua.................................................13

1.5 Curva tpica de presin capilar.........................................................................15

1.6 Curva tpica de permeabilidad relativa a dos fases........................................ .17

2.1 Tipos de polmeros..........................................................................................22

2.2 Estructura primaria de la poliacrilamida (PAM)................................................24

2.3 Estructura de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PAMH)...................24

2.4 Estructura primaria de la molcula xantano.....................................................26

2.5 Estructura molecular de nuevos polmeros para la aplicacin

en recuperacin mejorada............................... ................................................27

2.6 Proceso de inyeccin de polmero...................................................................29

2.7 Diagrama esquemtico de la mejora en el barrido areal

causado por la inyeccin de polmero en un sistema......................................30

2.8 Diagrama esquemtico de mecanismos de retensin de

polmero en el medio poroso...........................................................................32

2.9 Comportamiento reolgico tpico de los fluidos........... ....................................34

2.10 Esquema del efecto de una solucin altamente ionizada

en la estructura de la poliacrilamida hidrolizada (HPAM)............................36

2.11 Efecto de la concentracin de NaCl sobre la adsorcin

de poliacrilamida parcialmente hidrolizada..................................................37

2.12 Diagrama esquemtico de la mejora de la eficiencia de

barrido vertical causado por el proceso de inyeccin de

polmero en un sistema de capas con diferentes permeabilidades.............41


ndice de figuras CONCLUSIONES

3.1 Launcher o plataforma de ECLIPSE................................................................57

3.2 Ventana principal de Office............................................................................. .58

3.3 Proyecto creado en Office................................................................................59

3.4 Importando un archivo de datos en Office.......................................................60

3.5 Archivo de datos cargado en Office.................................................................60

3.6 Controles de salida de la seccin SUMMARY.................................................63

3.7 Ventana para activar la opcin Polymer Flood Model......................................63

3.8 Ventana del keyword PLYMAX........................................................................64

3.9 Ventana del keyword PLYVISC......................................................................65

3.10 Ventana del keyword Todd-Longstaff.................................... ............65

3.11 Ventana del keyword PLYROCK.......67

3.12 Ventana del keyword PLYSHEAR.............68

4.1 Distribucin de permeabilidad para yacimiento heterogneo..........................75

4.2 Distribucin de permeabilidad para el caso especial.......................................76

4.3 Variacin de adsorcin isotrmica en funcin de la concentracin

de polmero para el caso especial...................................................................77

5.1 Produccin acumulada de petrleo de la inyeccin de agua

convencional y de la inyeccin de polmero....................................................80

5.2 corte de agua de la inyeccin de polmero y de inyeccin de

agua convencional............................................. ..............................................80

5.3 Factor de recobro para diferentes concentraciones de polmero.....................81

5.4 Comportamiento del factor de recobro en funcin de las

concentraciones de polmero....................................... ....................................82

5.5 Corte de agua para diferentes concentraciones de polmero.........................83

5.6 Factor de recobro para diferentes valores de adsorcin.................................83

5.7 Libras de polmero acumuladas en solucin vs. Total de libras

de polmero adsorbido por la roca...................................................................84



5.8 Distribucin de la viscosidad efectiva del agua para dos valores

de adsorcin isotrmica.......................................... .........................................85

5.9 Comportamiento de la absorcin de polmero para diferentes

valores de concentracin................................................................................85

5.10 Distribucin del factor de reduccin de la Krw para diferentes

Valores de RRF...........................................................................................86

5.11 Factor de recobro afectado por el parmetro de Todd-Longstaff.................87

5.12 Viscosidad efectiva del agua para el parmetro de

Todd-Longstaff igual a cero..........................................................................87

5.13 Factor de recobro para diferentes tamaos de baches...............................88

5.14 Comportamiento de factor de recobro en funcin de tamaos

de baches....................................................................................................89

5.15 Comportamiento de la produccin acumulada de agua

para diferentes tamaos de baches...................... .......................................90

5.16 Produccin acumulada de petrleo para diferentes

completaciones del pozo inyector................................................................91

5.17 Comportamiento de la tasa de inyeccin para diferentes

completaciones del pozo inyector................................................................91

5.18 Comportamiento de la produccin acumulada de petrleo

con y sin efecto de la salmuera................................................ ...................92

5.19 Distribucin de la viscosidad efectiva del agua

con y sin efecto salino..................................................................................93

5.20 Produccin acumulada de petrleo con y sin efecto de corte......................94

5.21 Corte de agua con y sin efecto de corte.......................................................94

5.22 Factor de recobro con distribucin de permeabilidad

creciente desde la capa superior a la inferior................................ ..............95

5.23 Factor de recobro para el proceso de inyeccin de polmero

en el momento en que el agua irrumpi en el pozo productor.....................96

5.24 Factor de recobro con distribucin de permeabilidad

decreciente desde la capa superior a la inferior..........................................97



5.25 Factor de recobro para un yacimiento heterogneo y

variacin de las propiedades del polmero..................................................98

5.26 Comparacin del corte de agua del modelo especial

de inyeccin de polmero con la inyeccin de agua convencional..............98

5.27 Distribucin del factor de reduccin de la Krw.............................................99

F.1 Distribucin de la viscosidad de la solucin polimrica

en el medio poroso......................................................................................118

F.2 Distribucin de la saturacin residual de petrleo despus

del proceso de inyeccin de polmero......... ................................................118


ndice de tablas

Tablas Pgs. Tabla 3.1 Resumen de los keywords................................................................62

Tabla 4.1 Dimensiones de la malla..........72

Tabla A.1 PVT del agua..........109

Tabla A.2 PVT del petrleo........109

Tabla A.3 PVT del gas........109

Tabla A.4 Permeabilidad relativa al agua........110

Tabla A.5 Permeabilidad relativa al petrleo.......110

Tabla A.6 Permeabilidad relativa al gas.......111

Tabla A.7 Densidad de los fluidos presentes en el yacimiento........111

Tabla B.1 Concentracin de polmero en fundn del factor

multiplicador de viscosidad..........112

Tabla B.2 Adsorcin de polmeros para valores de concentracin.............112

Tabla B.3 Concentracin mxima de polmero y sal..........113

Tabla B.4 Propiedades roca-polmero..........113

Tabla B.5 Valor del parmetro de mezcla.......................................................113

Tabla C.1 Concentraciones de polmeros usadas para las

sensibilidades (Cp)...........114

Tabla C.2 Adsorcin de polmero usada para la sensibilidad (Ca)............114

Tabla C.3 Factor de resistencia residual usada para la

sensibilidad (RRF)............114

Tabla C.4 Parmetro de mezcla usado en la sensibilidad............114

Tabla C.5 Tiempos de inyeccin usado para sensibilidad de baches............115

Tabla C.6 Completacin usada para sensibilidad de celdas

completadas en el pozo inyector............115

Tabla D.1 Tabla bidimensional para la viscosidad de la solucin polimrica.116


ndice de tablas Tabla D.2 Valores de concentracin de sal a ser usadas en el

clculo de la viscosidad de la solucin en presencia

de salmuera.....116

Tabla D.3 Concentracin de sal en funcin de la profundidad

del yacimiento....116

Tabla E.1 Factor de reduccin de viscosidad por efecto de corte

en funcin de la velocidad de la tasa de agua.......117


INTRODUCCIN

Desde los inicios del siglo XX se ha reconocido que la inyeccin de agua

convencional ha resultado ineficiente en muchos casos. Debido a su alta

movilidad, el agua tiende a rebasar al petrleo originando un desplazamiento

inestable, por lo que se genera bajas eficiencias de barrido volumtrico. Para

obtener un proceso de inyeccin de agua eficiente, se requiere que dicho proceso

sea lo ms semejante posible a un barrido tipo pistn que ayude a incrementar el

recobro.

Para disminuir este efecto, el proceso de inyeccin de polmeros ha

generado gran inters en la industria petrolera, debido a que los polmeros

reducen la movilidad del agua al incrementar su viscosidad y al reducir la

permeabilidad del medio poroso despus que ha fluido la solucin polimrica a

travs del mismo.

Un bache inyectado de solucin polimrica, al igual que cualquier fluido,

tiende a fluir por zonas de flujo preferencial y de mayor permeabilidad, pero

obliga a que el agua inyectada que desplaza a la solucin polimrica fluya a travs

de zonas de baja permeabilidad, permitiendo as un mayor alcance de barrido en

el yacimiento, reflejndose en el incremento del factor de recobro.

Por lo expuesto anteriormente, se hace necesario buscar una

herramienta que permita simular un modelo de dicho proceso para evaluar su

efectividad en el medio poroso.

Hace algunos aos las compaas que se encargan de disear

simuladores han introducido nuevas opciones en sus simuladores, entre ellos el

simulador ECLIPSE 100 en ambiente Office. Una de estas opciones es THE


Introduccin

18

POLYMER FLOOD MODEL, el cual tiene como funcin simular el modelo de

inyeccin de polmero usando las ecuaciones fundamentales de balance de masa,

para determinar el comportamiento de los fluidos en el medio poroso,

considerando trminos relacionados al polmero y su efecto en la viscosidad del

agua.

El objetivo que se persigue en ste estudio, es la evaluacin conceptual de

la opcin The Polymer Flood Model del simulador ECLIPSE 100 por medio de la

definicin de una caso base sobre el proceso de inyeccin de polmero, el cual

consisti en la inyeccin de un bache de solucin polimrica de 0,1 VP a una

concentracin de 800 ppm en un yacimiento homogneo, seguido de una

inyeccin de agua desplazante hasta el final del proceso. Luego se procedi a

realizar un modelo de inyeccin de agua convencional para comparar los factores

de recobro y evaluar si efectivamente inyectar polmero incrementa el factor de

recobro se incrementa.

Entre los objetivos individuales que se han perseguido en este estudio ha

estado en la realizacin de sensibilidades de los parmetros caractersticos que

afectan en el incremento del factor de recobro. Entre las sensibilidades realizadas

estn: la variacin de la concentracin de polmero (Cp), la variacin de la

adsorcin del polmero en el medio poroso (Ca), el factor de resistencia residual

(RRF), variacin de los tamaos de baches de polmero a la misma concentracin

y cambio en la completacin del pozo inyector.

Luego se realizaron dos variantes del caso base, uno con efecto salino y el

otro con efecto de corte, para evaluar cmo el simulador tomaba en cuenta la

degradacin del polmero y cmo afectaba el factor de recobro.


Introduccin

19

Seguidamente se realizaron otras dos variantes del caso base pero

modificando las permeabilidades del yacimiento en forma creciente y decreciente

desde la capa superior a la inferior, para evaluar la efectividad del proceso de

inyeccin de polmero en un yacimiento heterogneo. Luego, para el yacimiento

con permeabilidades crecientes, se procedi a inyectar agua convencional,

seguido por un bache de polmero y continuar la inyeccin con agua desplazante.

Esto se hizo con la finalidad de evaluar la diferencia del factor de recobro con una

inyeccin convencional de polmero.

Finalmente se hizo un caso especial donde se variaron las propiedades

roca-polmero como lo son: el factor de resistencia residual, la adsorcin mxima

y la adsorcin isotrmica en un yacimiento heterogneo, para evaluar la reduccin

de la permeabilidad relativa al agua y como consecuencia se reflej en un retardo

moderado del agua al pozo productor.


20

Captulo I:

Definiciones Fundamentales de Recuperacin Mejorada


CAPTULO I: DEFINICIONES FUNDAMENTALES DE RECUPEACIN MEJORADA

21

1.1 Recuperacin Mejorada

En un proceso de explotacin de yacimiento, haciendo uso de su propia

energa, se logra extraer un porcentaje muy pequeo del petrleo original en sitio

(POES); dependiendo del mecanismo de empuje y del mecanismo de produccin

(recuperacin primaria), el factor de recobro puede variar entre 10 y 40%.

Este porcentaje de recobro se puede mejorar energizando el yacimiento a

travs de inyeccin de agua o gas no miscible, lo cual se conoce como

recuperacin secundaria. Segn las experiencias de campo, con estos procesos

se puede aumentar el recobro hasta el 50% del POES, sin embargo, estos

porcentajes siguen siendo bajos ya que el 50% o ms se queda en el yacimiento

cuando la produccin llega a su lmite econmico, debido a la baja productividad y

altas tasas de produccin de agua y/o gas.

Hoy en da se han desarrollado nuevas tecnologas y otros procesos

llamados Recuperacin Mejorada, los cuales se definen, como procesos que

incrementan econmicamente el recobro de hidrocarburos, mediante la inyeccin

de fluidos y/o energa al yacimiento. Estos procesos tambin se conocen como

procesos de recuperacin adicional y se clasifican en cuatro categoras:

recuperacin trmica, inyeccin de gases miscibles e inmiscibles, inyeccin de

compuestos qumicos y otros, tal como se puede ver esquemticamente en la

figura 1.1.

Dentro de los procesos de recuperacin trmica se encuentra la inyeccin de

vapor, agua caliente, combustin en sitio y electromagnetismo; en el proceso de

inyeccin de gases se encuentra la inyeccin de CO2, N2, AGA o WAG y gases de

combustin; entre los procesos qumicos se encuentra la inyeccin de: Polmeros

(P), surfactantes (S), lcalis (A) y las combinaciones AP/SP/ASP. Tambin existen



22

otros procesos de recuperacin mejorada como inyeccin de microorganismos,

emulsiones y vibrossmica.

Figura 1.1 Esquema de Mecanismos de Produccin (1)

Muchos de estos procesos actualmente pueden ser simulados con la finalidad de optimizar la recuperacin tomando en cuenta las diferentes

complejidades propias del yacimiento.

Recuperacin Primaria

Produccin por energa natural del yacimiento

Rendimiento original Rendimiento corregido

Recuperacin Secundaria Flujo natural, levantamiento artificial Estimulacin, acidificacin, espumas y geles

Inyeccin de gases Inyeccin de agua

Recuperacin Terciaria

Trmicos Gases Qumicos Otros

R E C. M E J O R A D A



23

1.1.1 Factores que afectan el proceso de Recuperacin Mejorada 1.1.1.1 Eficiencia de barrido areal (EA)

La eficiencia areal de barrido se define como la fraccin invadida respecto al

rea horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperacin

mejorada, es decir,

invadibletotalhorizontalreainvadidahorizontalrea

=EA (1.1)

La eficiencia de barrido areal se relaciona con factores que se dan en la

naturaleza y, por lo tanto, son incontrolables; entre ellos: las propiedades de la

roca y las propiedades del sistema roca-fluido, las cuales tienen una influencia

directa sobre el volumen de roca invadido por el fluido inyectado, as como

tambin sobre la direccin y velocidad del movimiento de los fluidos.

1.1.1.2 Eficiencia de barrido vertical (Ev)

Debido principalmente a la heterogeneidad del yacimiento, slo una fraccin

del rea vertical del yacimiento es contactada por el fluido desplazante. Esta

fraccin referida al rea vertical total del yacimiento, se denomina eficiencia

vertical de barrido, como se observa en la definicin 1.2.

(1.2) invadibletotal veticalrea

invadida vertivalrea= vE

Entre los factores que afectan la eficiencia vertical de barrido se tienen:



24

a) Heterogeneidad del yacimiento (a mayor heterogeneidad de los estratos,

menor ser la eficiencia de barrido vertical).

b) Razn de movilidad (al aumentar la razn de movilidad disminuye Ev).

c) Volumen de fluido inyectado (Ev aumenta con el volumen de fluido

inyectado, con el tiempo de inyeccin).

d) Flujo cruzado entre capas.

Figura 1.2 Eficiencia vertical de barrido (2)

1.1.1.3 Eficiencia de barrido volumtrico (EV)

Se define como la fraccin del volumen total del yacimiento (o del arreglo)

que es invadido o entra en contacto con el fluido desplazante. Esta eficiencia se

calcula a partir de la cobertura con la cual ocurre la invasin vertical (debido

fundamentalmente a la estratificacin) y de la cobertura areal (debido bsicamente

al arreglo y espaciamiento de los pozos). La eficiencia volumtrica de barrido est

representada a travs de la siguiente ecuacin:

(1.3) InvadibleTotalVolumen

InvadidoVolumen=Ev

Zona no barrida

Zona barrida K1 K2 K3 K4



25

La eficiencia de barrido volumtrico tambin se puede expresar como:

)4.1( xEE=VE vA

La eficiencia volumtrica de barrido a su vez es afectada por:

a) Cambios laterales y verticales en facies (porosidad, geometra, permeabilidad)

b) Barreras estructurales (fallas, fracturas, buzamiento).

1.1.1.4 Eficiencia microscpica de desplazamiento (Ed) Se define como la fraccin del volumen de petrleo contactado movilizado y

se representa a travs de la siguiente ecuacin:

)5.1(ContactadoPetrleodeVolumen

MovilizadoContactadoPetrleodeVolumen=dE

1.1.1.5 Eficiencia de recobro (Er) (1)

Se expresa como el producto entre la eficiencia de desplazamiento y la

eficiencia vertical de barrido:

)6.1(vExdE=rE

Como se ha observado, la eficiencia de barrido y de recobro es el principal

factor que afecta la recuperacin de petrleo durante el proceso de inyeccin; sin

embargo, est a su vez es afectado por varios factores entre los cuales se

mencionan a continuacin los ms resaltantes:

A. Razn de Movilidad (M)



26

La razn de movilidad se define como la movilidad de la fase desplazante

(lD) dividida entre la movilidad de la fase desplazada (ld):

)7.1(=MdD

En consecuencia la ecuacin 1.7 se puede escribir de la siguiente manera:

)8.1(KrKr

=MD.d

d.D

Si la fase desplazante es agua y la fase desplazada es petrleo:

)9.1(KrKr

=Mw.o

o.w

Este factor influye directamente en la eficiencia de desplazamiento, esto es,

en la eficiencia microscpica de desplazamiento del petrleo dentro de los poros. En efecto, si M>1, el fluido desplazante (en este caso agua) se mueve ms fcil

que el fluido desplazado, lo cual hace que dicho proceso sea desfavorable debido

a que el agua sobrepasa al fluido desplazado y, como consecuencia, producir un

desplazamiento ineficiente, fenmeno conocido como canalizacin viscosa. Para

que ocurra un desplazamiento ptimo debe darse M


27

B. Patrones de Inyeccin

La experiencia de campo ha demostrado que en, muchos yacimiento s

homogneos y continuos, la recuperacin adicional de petrleo por inyeccin de

agua es ms efectiva cuando se mantiene la presin por inyeccin en la periferia.

Cuando la inyeccin perifrica falla por falta de continuidad entre la periferia y el

centro del yacimiento, por la heterogeneidad y por la baja permeabilidad, es

conveniente inyectar y producir los fluidos en arreglos o patrones de pozos .

En general se recomienda lo siguiente:

Usar la inyeccin en arreglos de 5, 7 y 9 pozos en yacimientos con poco

buzamiento y cierto grado de heterogeneidad (han resultado ms beneficiosos que

los arreglos en lnea)

Utilizar arreglos en lnea en yacimientos inclinados (permiten lograr un buen

control del frente de barrido)

De acuerdo con las movilidades del los fluidos desplazante y desplazado,

resulta preferible:

Figura 1.3 Razn de Movilidad Desfavorable ( M>1)

PETRLEO

INYECCIN DE AGUA



28

- Un arreglo de 7 pozos invertidos, si la movilidad del fluido desplazante es

mayor que la del petrleo.

- Un arreglo de 7 pozos normales, si es menor que la del petrleo.

- Un arreglo de 5 pozos, si es igual a la del petrleo.

Preferir el uso de los arreglos de 7 pozos a los de 5 pozos por las razones

siguiente:

o Mayor eficiencia de barrido areal o Menor nmero de pozos inyectores

C. Tasa de inyeccin(1)

En yacimientos horizontales, las altas tasas de inyeccin disminuyen el

efecto negativo de la segregacin gravitacional sobre la eficiencia de barrido

vertical, pero pueden producir inestabilidad viscosa del frente (adedamiento) que

se manifiesta por una rpida canalizacin del fluido desplazante.

En yacimientos inclinados y en los naturalmente fracturados es

recomendable inyectar a tasas bajas por las siguientes razones:

Favorecen la segregacin gravitacional e impiden el adedamiento del frente de

invasin.



29

Favorecen la imbibicin del agua en la matriz y su segregacin gravitacional en

las fracturas.

Sin embargo, debe tenerse presente que las tasas bajas de inyeccin

pueden afectar negativamente la economa de un proyecto porque retardan la

recuperacin de la inversin.

1.2 Principales propiedades del sistema roca-fluidos que inciden en la efectividad de los procesos de recuperacin mejorada 1.2.1 Propiedades del sistema fluido-fluido Una de las propiedades del sistema fluido-fluido es la tensin interfacial, cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energa de

superficie relacionada con las interfaces de los fluidos influye en su saturacin,

distribucin y desplazamiento.

1.2.2 Propiedades del sistema roca- fluidos (1)

Con el objetivo de entender en forma adecuada el comportamiento de un yacimiento sujeto a la inyeccin de un determinado fluido, se debe tener un

conocimiento adecuado tanto de las propiedades de la roca como del sistema

roca-fluido.

Las propiedades de las rocas (porosidad, permeabilidad absoluta,

distribucin del tamao de poro y el rea especfica de los granos de la roca)

dependen solamente de la naturaleza de la matriz rocosa y no del tipo de fluido

que lo satura en el espacio poroso. En cuanto a las propiedades roca-fluidos



30

dependen tanto del tipo de roca como tambin de la naturaleza de los fluidos que

saturan el espacio poroso y se describen a continuacin:

A. Mojabilidad: La mojabilidad o humectabilidad se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie slida en

presencia de otra segunda fase inmiscible. En el yacimiento la superficie slida es

la roca y los fluidos son: agua, petrleo y gas.

Cuando la superficie de la roca es preferencialmente mojada por agua el

proceso de inyeccin de agua en la formacin es ms favorable que en el caso en

que dicha superficie es preferencialmente mojada por petrleo, tal como se puede

observar en la figura 1.4. A medida que la inyeccin de agua avanza la

canalizacin del agua tiende a ser mayor cuando la roca es mojada por petrleo

mientras la distribucin del agua en el yacimiento es ms uniforme cuando la roca

es preferencialmente mojada por agua y la saturacin de petrleo residual se hace

menor.

Figura 1.4 Esquema de la distribucin de fluidos en sistemas mojados por agua o petrleo

durante la inyeccin de agua (3).

A. Esquema de la distribucin de los fluidos durante la inyeccin de agua en una formacin con mojabilidad preferentemente al agua.

B. Esquema de la inyeccin de agua en una roca mojada por petrleo, inicialmente saturada con este fluido.



31

B. Presin Capilar (Pc)

Es la diferencia de presin que existe entre la interfase que separa dos

fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca. Si la presin

capilar se toma positiva, entonces es la presin de la fase no mojante menos la

presin de la fase mojante, es decir:

Pc = Pnm Pm (1.10)

donde: m es la fase mojante y nm es la fase no mojante. Por ejemplo, pa ra un

sistema agua-petrleo donde la fase mojante es el agua, entonces la ecuacin

anterior resulta: Pc = Po Pw

La presin capilar se relaciona con la tensin interfacial fluido-fluido, con la

mojabilidad de los fluidos y con el tamao de los poros. As que un cambio en la

tensin interfacial afecta la presin capilar y por lo tanto las permeabilidades

efectivas y finalmente la movilidad. En realidad, la situacin es mucho ms

compleja debido a las emulsiones, las interacciones roca-fluido y otros factores

difciles de cuantificar (flujo de finos, efecto de temperatura, compactacin y otros)

que estn involucrados en la mayora de los procesos de recuperacin mejorada.

La figura 1.5 muestra las caractersticas tpicas de una curva de presin

capilar en la cual se observa que:

a) Se requiere cierta presin capilar denominada presin de umbral o presin

mnima de desplazamiento, para que la fase mojante sea desplazada por la fase

no mojante.

b) La pendiente de la curva durante el drenaje es una buena medida

cualitativa del rango de distribucin del tamao de los poros: a mayor horizontalidad de la curva de Pc, mayor es la uniformidad del tamao de los poros.



32

c) La saturacin de la fase mojante a la cual la Pc aumenta sin cambios de

saturacin, se denomina saturacin irreducible de la fase mojante, lo cual indica

que por ms alta que sea la presin para desplazar la fase mojante en este punto

(Swc), es imposible disminuir esta saturacin.

d) Las curvas de presin capilar muestran el fenmeno de histresis, es decir,

dependen de la historia del proceso de saturacin. Los trminos de imbibicin y

drenaje se aplican en la direccin del cambio de saturacin: el primero se refiere al

proceso que origina un aumento de saturacin de la fase mojante y el segundo, al

que ocasiona una disminucin de la saturacin de la fase mojante.

Figura. 1.5 Curva tpica de presin capilar(2)

1.2.3 Permeabilidades A. Absoluta o especfica: es la conductividad de un material poroso cuando est saturado completamente con un solo fluido.

B. Efectiva: es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o ms fases estn presentes en el medio poroso. Tanto la absoluta como la efectiva

se miden en Darcy. Cuando dos o ms fases estn fluyendo simultneamente en

Swc 0 1 Sw

Pc

Curva de imbibicin

Presin de desplazamiento



33

un medio poroso permeable, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor

que la permeabilidad absoluta y es funcin de la saturacin de la fase.

C. Relativa: es la razn entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base (absoluta):

11) (1. KK

=Ko

ro

La figura 1.6 muestra las caractersticas principales de una curva

tpica de permeabilidades relativas de agua y petrleo:

a) Se necesita una cierta saturacin de la fase mojante para que sta

comience a fluir, denominada saturacin crtica de la fase mojante. En un proceso

de drenaje y donde el agua es la fase mojante, a este punto de saturacin se le

llama saturacin de agua connata (Swc). De igual manera se necesita una cierta

saturacin de la fase no mojante para que comience a fluir, denominada

saturacin crtica o de equilibrio de la fase no mojante. En un proceso de

imbibicin, y de ser el petrleo la fase no mojante, este punto de saturacin ser la

saturacin residual de petrleo (Sor).

b) Una variacin de saturacin tiene por efecto disponer ms poros o canales

al flujo de la fase cuya saturacin aument y disminuir el nmero de poros

permisibles al paso de la otra fase.

c) La permeabilidad relativa a la fase no mojante alcanza el mximo a

saturaciones de dicha fase menores del 100%, lo cual indica que una porcin del

espacio poroso disponible, aunque interconectado, contribuye poco a la capacidad

conductiva del medio poroso.



34

d) La permeabilidad relativa a la fase mojante se caracteriza por una rpida

variacin ante pequeos cambios en saturacin a altas saturaciones de la fase

mojante.

e) La permeabilidad relativa a la fase no mojante se incrementa rpidamente

ante pequeos incrementos de saturacin de la fase no mojante por encima de la

saturacin de equilibrio.

Cuando el petrleo y el agua fluyen simultneamente, cada fluido tiene su

propia permeabilidad efectiva, dependiente de la saturacin relativa de cada fluido.

Las curvas de permeabilidades relativas son fuertemente afectadas por los

cambios de mojabilidad del sistema.

Figura1.6 Curva tpica de permeabilidades relativas a dos fases (1)

En la figura anterior se puede observar que la suma de las permeabilidades

relativas de ambas fases a una saturacin de agua siempre es menor que uno,

debido a dos razones:

1 1

Per

mea

bilid

ad R

elat

iva

al A

gua,

Kw

0

Per

mea

bilid

ad R

elat

iva

al P

etr

leo,

Kro

Swi Sor

Krm+ Krnm Fase no mojante

Fase mojante

0 Scm Scnm

Saturacin de petrleo, So 1 0



35

a) La presencia de interfases y, por lo tanto, de energa interfacial y presin

capilar.

b) Algunos de los canales que normalmente permiten el flujo cuando exis te una

sola fase, son bloqueados cuando dos o ms fases estn presentes (el nmero

total de canales abiertos al flujo se reduce y la capacidad de flujo de la roca es

menor).


36

Captulo II:

Proceso de Inyeccin

de Polmeros


CAPTULO II: PROCESO DE INYECCIN DE POLMERO

2.1 Antecedentes

La inyeccin de agua convencional sigue siendo el mtodo de recuperacin

secundaria que con mayores posibilidades de xito econmico puede aplicarse a

yacimientos con petrleo de viscosidades moderadas. Su principal desventaja es

su alta movilidad en relacin con la del crudo; por esta razn, despiertan el inters

todos aquellos agentes que mejoran las propiedades de flujo del agua. Tomando

en cuenta estos aspectos en 1944 se inici la utilizacin de soluciones polimricas

como mtodo de recuperacin adicional de crudo, para mejorar la eficiencia de

inyeccin de agua, aumentando su viscosidad mediante el uso de polmeros

hidrosolubles.

Investigaciones actuales persiguen mejorar el proceso de inyeccin de

polmeros reduciendo el costo de produccin y buscando polmeros que tengan

mejores propiedades en comparacin con los sintticos y los biopolmeros

disponibles comercialmente. Sin embargo, se debe aceptar que actualmente

existen algunas limitaciones y que, para algunas aplicaciones, se deben encontrar

polmeros alternativos.

El mayor auge de las aplicaciones de los polmeros como recuperacin

mejorada se ha dado en los Estados Unidos. Una de las recientes investigaciones

ha reportado combinaciones de polmeros con otros productos qumicos, tales

como surfactantes y agentes alcalinos, las cuales han sido simuladas en 3D

obteniendo mayor incremento en el recobro que un proceso de inyeccin de

polmero convencional. Adems estas combinaciones hacen ms rentable el

proceso de recuperacin de crudo, debido a que los surfactantes y agentes

alcalinos son mucho ms econmicos que los polmeros.


Proceso de inyeccin de polmero

21

En Venezuela slo se han estudiado pruebas piloto de inyeccin de

polmero en el yacimiento LL-03, ubicado en la Cuenca del Lago de Maracaibo,

con el objetivo de incrementar las reservas del yacimiento. Por lo tanto no se

cuenta con suficiente experiencia para este proceso.

2.2 Caractersticas principales de los polmeros 2.2.1 Definicin de polmeros(4)

Un polmero es una molcula de cadena larga formada por grupos repetidos

llamados monmeros. La reaccin por la cual ellos se combinan recibe el nombre

de polimerizacin. Por ejemplo, la siguiente expresin es una reaccin de

polimerizacin donde el monmero A se une con otro para formar el polmero:

A+A A-A-A-A

As, una poliacrilamida es un polmero resultante de la unin de n

monmeros amidas.

Los polmeros solubles en agua son aquellos capaces de formar soluciones

acuosas.

2.2.2 Clasificacin de los Polmeros (5)

2.2.2.1 Polmeros naturales o biopolmeros

Son aquellos que se encuentran en la naturaleza. Los diversos tipos de

biopolmeros disponibles en la actualidad, tanto los polisacridos como los

derivados de la celulosa, han recibido mucha atencin en lo que respecta a su

aplicacin en la recuperacin mejorada de petrleo. Estos materiales son

susceptibles a la biodegradacin y, por ende, es preciso agregar productos

qumicos protectores a las soluciones para protegerlas contra el ataque de



22

bacterias durante el almacenamiento y uso en el yacimiento. Tambin han sido

muy utilizados como componentes en los fluidos de perforacin.

2.2.2.2 Polmeros Semi-Sintticos

Son aquellos que se obtienen por el manejo qumico de los biopolmeros.

Por ejemplo: la carboximetilcelulosa (CMC) y la hidroxietilcelulosa (HEC).

2.2.2.3 Polmeros Sintticos o Artificiales

Son aquellos sintetizados en el laboratorio. Por ejemplo: la poliacrilamida

parcialmente hidrolizada.

Actualmente, slo los polmeros orgnicos solubles en agua son los que se

han estado usando para la aplicacin en recuperacin mejorada. En la figura 2.1

se observa un resumen de los tipos de polmeros.

Figura 2.1 Tipos de Polmeros(4)

POLMEROS

INORGNICOS ORGNICOS

Condensacin Sinttica (Oxido de polietileno)

Aditivo Sinttico (POLIACRILAMIDA)*

Biopolmeros

POLISACRIDOS* Protenas cido Nucleico

Extra clulas Microbial (Goma Xantan)

Derivadas celulosa (CMC, Carboximetil Celulosa)

Goma Natural

* Polmeros potenciales para recuperar petrleo



23

2.2.3 Propiedades qumicas de los polmeros utilizados en los procesos de recuperacin mejorada El principal uso de las soluciones polimricas en un proyecto de inyeccin de agua, como agentes desplazantes del petrleo en los yacimientos, es disminuir

la relacin de movilidad del agua, con vistas a obtener un mayor recobro de

petrleo. Esto es posible ya que la solucin polimrica permite aumentar la

viscosidad del agua inyectada y en consecuencia disminuir la movilidad de la fase

desplazante. El proceso es engaosamente simple y tanto la seleccin del

polmero como la concentracin son los pasos cruciales en el diseo.

Slo dos tipos de polmeros solubles en agua, de alto peso molecular,

pueden producir incrementos sustanciales en la viscosidad del agua a

concentraciones entre 200 ppm y 1000 ppm (1). Dichos polmeros pertenecen a las

familias de los polmeros sintticos y a los polmeros naturales.

2.2.3.1 Las poliacrilamidas (7)

La molcula de las poliacrilamidas est compuesta por una cadena muy

larga del monmero acrilamida, el cual al combinarse qumicamente produce la

cadena polimrica como se muestra en la figura 2.2. El peso molecular promedio

de las poliacrilamidas se encuentra en el rango de 3x 610 y 10x 610 . Estas

molculas son muy flexibles y de un dimetro muy pequeo por los que son muy

sensibles a romperse por esfuerzos cortantes o mecnico. Estos pesos

moleculares deben ser tomados en cuenta ya que deben compararse con el

tamao de los poros de la formacin donde van a ser utilizados para garantizar

as un control efectivo de la movilidad (8).



24

Figura 2.2 Estructura Primaria de la Poliacrilamida (PAM)

Con objeto de modificar las propiedades del polmero, algunas de las

amidas se substituyen qumicamente por el grupo carboxyl, tal como se ilustra a

continuacin:

Figura 2.3 Estructura de la Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada (PAH) (9)

A este proceso de substitucin qumica se le conoce como Hidrlisis,

correspondiendo el grado de hidrlisis con el porcentaje de los grupos de amidas

que han sido substituidas por grupos carboxyl. El grado de hidrlisis es una

variable qumica que puede jugar un rol importante en el comportamiento y las

propiedades reolgicas de las soluciones de poliacrilamida. La extensin de

hidrlisis afecta la viscosidad de la solucin, la adsorcin del polmero sobre la

CH2

C

CH

NH2

O

n

CH2

C

CH

NH2

O

CH2

C

CH

O

O

Na+ n-x x

CH2

C

CH

NH2

O

CH2

C

CH

OH

O

n-x x



25

roca y las propiedades de resistencia al flujo. La mayora de los productos usados

para procesos de recuperacin mejorada presentan grados de hidrlisis entre 20 a

40% (10).

Se ha reportado en pruebas de laboratorio que las poliacrilamidas son

trmicamente estables por largos perodos de tiempo, hasta 120 C de

temperaturas (10) (11). Adems, son relativamente inmunes al ataque bacterial.

El polmero tipo poliacrilamida se suministra en seco, formulado en polvo o

concentrado en una emulsin de agua y petrleo.

2.2.3.2 Los Polisacridos (6)

Se obtienen por medio de la fermentacin de la goma Xantano, el cual es

un producto colateral del proceso metablico de la bacteria denominada

Xanthamons Campestris para elaborar los polmeros Xantano o polisacridos. Los

polisacridos, segn se muestra en la figura 2.4, son polmeros lineales y menos

sensibles que las poliacrilamidas a la salinidad, a la concentracin de iones

divalentes (Ca ++ , Mg ++ ) y son mucho menos propensos a romperse por los

esfuerzos cortantes. Sin embargo, estos polmeros requieren ser filtrados a travs

de filtros micro-poros para evitar taponamiento del pozo y normalmente requerir

bactericidas debido a que ellos tambin son susceptibles al ataque bacterial. Los

polisacridos trabajan de distinta forma a los polmeros sintticos, ya que su efecto

principal es el de incrementar la viscosidad aparente del fluido. La reduccin de la

permeabilidad asociada a este polmero es mucho menos que a la asociada a las

poliacrilamidas (10). Los polisacridos resisten temperaturas cercanas a 200 F(6).



26

Figura 2.4 Estructura Primaria de la Molcula Xantano

2.2.3.3 Nuevos Polmeros para la aplicacin en recuperacin mejorada (13)

A travs del tiempo los investigadores han dedicado grandes esfuerzos

para desarrollar polmeros con mejores propiedades y caractersticas a fin de

hacerlos cada vez ms resistentes a los ambientes severos a los que son

sometidos en los yacimientos. Entre ellos estn el co-polmero de N-vinil-2-

pirrolidon (NVP) mostrado en la figura 2.5.A, el co-polmero de acrilamida-co-2-

metil propano sulfonato de sodio (AM/NaAMPS), mostrado en la figura 2.5.B, co -

polmero de acrilamida-co-2-sulfoetil metacrilato de sodio (AM/NaSEM) y los

polmeros polianfolitos, entre otros.



27

Figura 2.5. Estructura molecular de nuevos polmeros para la aplicacin de recuperacin

mejorada

2.3 Propiedades de las soluciones polimricas al fluir a travs del medio

poroso.

El proceso de recuperacin mejorada trabaja fundamentalmente buscando

una mejora tanto de la eficiencia de desplazamiento como de la eficiencia

volumtrica. Existen varios procesos que buscan incrementar la recuperacin de

petrleo disminuyendo la saturacin residual de petrleo, es decir trabajan

fundamentalmente en mejorar la eficiencia de desplazamiento. Otros, en cambio,

tratan de alterar los factores que originan eficiencias volumtricas bajas; dentro de

estos procesos se clasifica la inyeccin de soluciones polimricas acuosas, las

cuales buscan incrementar tanto la eficiencia de barrido areal como la vertical,

mediante la reduccin de la movilidad del agua.

El flujo de soluciones de polmeros a travs de medios porosos es mucho

ms complicado que el caso de flujo en capilares, ya que adems del efecto de los

cambios en la viscosidad del fluido con la velocidad, existe una modificacin en la

A.

O

CH2

O

CH2 CH CH2 CH

C

NH2

C

OH x y z

CH

O

B.

NH2

n

CH2

C

CH

NH2

O

n C

O

CH2 CH

C(C3H2)-CH2-SO3Na

CH



28

permeabilidad efectiva de la roca al paso de la fase acuosa, producida por la

adsorcin de las molculas del polmero en las paredes de la matriz rocosa y/o

entrampamiento de dichas macromolculas.

Debido a esta situacin tan compleja, es imposible separar y estudiar cada

uno de los factores que contribuyen al comportamiento de las soluciones de

polmeros en medios porosos. Pye(14) defini una variable que llam Factor de

Resistencia, R, el cual toma en cuenta todos los factores arriba mencionados y

los expresa como una sola cantidad que nos permite conocer la efectividad con

que una solucin polimrica de una concentracin dada reduce una relacin

adversa de movilidades. El factor de resistencia se define como el cociente de la

movilidad del agua y la movilidad de la solucin polimrica, ambas medidas a la

misma saturacin residual de petrleo.

R = pw

(2.1)

El factor de resistencia aumenta con el incremento de la concentracin

polimrica. Por encima de este incremento, la reduccin de la permeabilidad

comienza a independizarse de la concentracin.

Esta resistencia residual al paso del agua dejada en el medio poroso por la

solucin polimrica es de gran importancia econmica debido a que no se

necesitar inyectar una solucin polimrica durante todo el proyecto, ya que el

mayor de los efectos beneficiosos del polmero permanecer por mucho tiempo

despus de que haya cerrado la inyeccin del bache de polmero (15) y se

encuentra caracterizada por el Factor de Resistencia Residual, R r

R r = )polimrica sol. la de paso del (despus w )polimrica sol. la de paso del (antes w (2.2)



29

Debido al alto costo de los polmeros, no es posible mantener una inyeccin

continua de la solucin polimrica, por lo que se recurre a inyectar un volumen

finito de la solucin (normalmente variando entre 0.1 a 0.3 VP), con un rango de

concentracin polimrica entre 200 a 1000 ppm (1), seguido por inyeccin de agua

normal as como se muestra en la figura 2.6. Este bache de solucin polimrica

modifica la permeabilidad efectiva de la formacin por donde fluye, tal como

queda de manifiesto por el valor del factor de resistencia. Sin embargo, debido a

las caractersticas hidroflicas de las molculas de polmero, as como por los

mecanismos de adsorcin, entrampamiento y reduccin de permeabilidad que se

describen ms adelante, parte de la disminucin de la permeabilidad efectiva de la

formacin permanece an despus de que ha circulado por el medio poroso un

volumen apreciable del agua que sigue y desplaza al bache de polmeros.

Figura 2.6 Proceso de inyeccin de polmero (7)

2.3.1 Mecanismos de reduccin de la relacin de movilidad (7) El proceso de inyeccin de agua, como se puede observar en la figura 2.7, presenta una razn de movilidad mayor a uno, debido a que el agua se mueve

ms rpido que el petrleo. Esto no es deseable porque el agua fluir sobre

pasando el petrleo y, como consecuencia, producir un desplazamiento

Productor

agua / petrleo Banco de solucin

polimrica



30

ineficiente, fenmeno conocido como canalizacin viscosa (adedamiento). Para

que ocurra un desplazamiento ptimo debe darse una razn de movilidad menor

que uno, relacin definida generalmente como razn de movilidad favorable, por

esta razn se considera al proceso de inyeccin de polmero como una alternativa

para disminuir la movilidad del agua, ya que el polmero, por tener una viscosidad superior a la del agua, tiene la capacidad de incrementar la viscosidad de la

misma.

Figura 2.7 Diagrama esquemtico de la mejora en el barrido areal causado por la inyeccin de polmero en un sistema

Sin embargo, la reduccin de movilidad no se debe solo al hecho del

incremento de la viscosidad del agua, sino tambin a mecanismos de retencin de

las molculas de polmero en el medio poroso. Estos mecanismos se describen a

continuacin.

2.3.1.1 Retencin de las molculas de polmeros

Se ha demostrado por medio de un gran nmero de determinaciones

experimentales que, al fluir soluciones polimricas a travs de medios porosos

consolidados y no consolidados, se presenta una reduccin apreciable entre las

concentraciones a la entrada y salida del medio poroso se presenta. Esta

reduccin en la concentracin de polmero es un reflejo de la retencin de las

Razn de Movilidad Favorable

I Razn de Movilidad

Desfavorable

PETRLEO

INYECCIN DE AGUA

I

P P



31

molculas del polmero dentro del medio poroso. Estas molculas se retienen

debido a los siguientes mecanismos:

2.3.1.1.1 Adsorcin

La adsorcin es un fenmeno fsico-qumico que consiste en la fijacin de molculas libres sobre una superficie rocosa, debido a la fuerza de atraccin de

los tomos o de la molcula sobre la superficie.

Algunos investigadores (16) proponen que la adsorcin de molculas del

polmero ocurre en forma de una capa que cubre los granos de la roca

incrementando la capacidad de la roca a ser humectada por agua. Esta capa

tiende a incrementar su volumen, reduciendo as la permeabilidad re lativa al agua

sin alterar la permeabilidad relativa al petrleo.

Experimentos bajo condiciones estticas han demostrados que las

molculas de los polmeros se adsorben en la superficie de la mayora de los

minerales variando en magnitud para diferentes tipos de rocas. Se ha encontrado

que el carbonato de calcio presenta una mayor afinidad por el polmero que la

slice. En general la adsorcin aumenta al incrementarse la concentracin de

polmero y/o la salinidad del solvente. Bajo condiciones dinmicas la adsorcin

disminuye, no porque los mecanismos de adsorcin hayan variado, sino porque

existen ciertas restricciones al flujo de la solucin polimrica en algunas regiones

del medio poroso. A estas regiones del volumen total se le conoce como Volumen

Poroso Inaccesible y consiste de aquella parte del medio poroso cuyo dimetro

medio de poro es menor que el dimetro medio de la molcula de polmero.

2.3.1.1.2 Entrampamiento

Este mecanismo se presenta en canales de flujo en el medio poroso cuya

entrada es ligeramente mayor al tamao medio de la molcula de polmero, de



32

forma tal que esta puede entrar al poro, pero si la salida del canal posee un

dimetro menor al de dicha molcula, entonces sta no podr salir, quedando

atrapada en el canal. Debido a la naturaleza hidroflica de la molcula y a que

todava existe dentro del canal cierto espacio libre para el flujo, existir una

restriccin al flujo del agua, pero el petrleo todava podr fluir en dicho canal. Es

conveniente diferenciar este mecanismo del correspondiente al taponamiento del

medio poroso, ya que este ltimo es un bloqueo irreversible de los canales de

flujo, impidiendo todo tipo de movimiento de fluidos.

En la figura 2.8 se ilustran los lugares de retencin de las molculas de

polmeros entrampadas debido a las fuerzas mecnicas y a la adsorcin sobre la

superficie de la roca. Los sitios donde los polmeros son atrapados son aquellos

en los cuales los poros son suficientemente pequeos para que una molcula de

polmero los penetre; en consecuencia la velocidad de flujo decrece, posiblemente

debido a un cambio en la direccin de flujo causado por tortuosidad del trayecto o

una reduccin de la permeabilidad.

Figura 2.8 Diagrama esquemtico de mecanismos de retensin de polmeros en el medio

poroso.

Polmero hidrodinmicamente

atrapado en zona

Trayectoria de flujo a travs del medio

poroso

Polmero atrapado mecnicamente en gargantas de poros estrechos



33

2.4 Factores que afectan el comportamiento de las soluciones polimricas en el medio poroso.

Las soluciones polimricas deben permanecer estables a condiciones de

yacimiento por cierto tiempo para que puedan ser efectivas.

Son muchos los factores que pueden afectar las propiedades de las

soluciones polimricas y algunas de ellas, en casos extremos, pueden llegar a

degradarlas. Entre las ms importantes se encuentra:

2.4.1 Tasa de Corte

Las soluciones polimricas utilizadas en la recuperacin mejorada de crudo

ests expuesta a deformaciones severas debido a la tasa de corte a la que se ven

sometidas durante su preparacin (agitacin), transporte (tuberas, bombas,

vlvulas), inyeccin (a travs de perforaciones de la tuberas del pozo) y flujo a

travs del medio poroso. Cuando estas deformaciones son lo suficientemente

grandes como para romper las cadenas de polmeros sucede la degradacin

mecnica de las mismas. Estos rompimientos causan una disminucin de la

viscosidad, la cual resulta incontrolable y se debe evitar. Maerker (17) basado en

datos de laboratorio y por medio de un simulador, concluy que una solucin

polimrica hipottica degradada mecnicamente recuperara un 24,6% menos de

crudo residual. Maerker realiz un estudio acerca de la degradacin mecnica de

soluciones polimricas de bajas concentraciones (300 y 600 ppm) bajo varias

condiciones. Los resultados indicaban que la degradacin mecnica se hace

severa a altas tasas de flujo. Adems, la degradacin mecnica de soluciones de

poliacrilamida es ms severa en formaciones de baja permeabilidad y de alta

salinidad.



34

Los fluidos han sido clasificados en dos categoras generales: Newtonianos

y no Newtonianos. Los fluidos newtonianos son aquellos en los que el esfuerzo de

corte ( ) es directamente proporcional a la tasa de corte o gradiente de

velocidad ( ) . Para fluidos no-newtonianos la relacin esfuerzo de corte a tasa de corte no es constante, pues vara con la tasa de corte. Los fluidos no-newtonianos

a su vez han sido subdivididos en plsticos de Bingham, pseudoplsticos,

dilatantes y tixotrpicos, as como se observa en la figura 2.9

Puede que la viscosidad aparente disminuya montonamente con una tasa

de corte creciente en una gama finita de condiciones experimentales. A esto se le

da el nombre de adelgazamiento por corte. Por el contrario, la viscosidad aparente

puede aumentar con una tasa de corte creciente, mostrando as un

comportamiento de espesamiento (18).

Figura 2.9 Comportamiento reolgico tpico de los fluidos En general se ha encontrado un comportamiento pseudoplstico para las

soluciones polimricas de poliacrilamidas y goma xantano a concentraciones bajas

y a bajas velocidades de deformacin (1-10 seg-1)(19). Sin embargo, a altas

velocidades de deformacin, algunos investigadores han indicado un

comportamiento dilatante de las soluciones polimricas a travs del medio poroso.

Fluido Dilatante

Tens

in

de c

orte

, t

Fluido newtoniano Seudoplstico

Gradiente de velocidad,

Gradiente de velocidad,

Visc

osid

ad d

inm

ica

apar

ente

, m

Fluido Bingham



35

Un incremento en la concentracin de polmero aumentar la viscosidad

aparente de la solucin. Sin embargo, el incremento de la viscosidad aparente

puede no ser proporcional al incremento en la concentracin a baja velocidad de

corte. Esto se traduce en incrementos de la velocidad de corte y en un

pronunciamiento del comportamiento pseudo-plstico. Contrariamente, a

concentraciones muy bajas de polmeros (


36

lo que se pierde ms del 90% de la viscosidad de la poliacrilamida y la razn de

movilidad de la solucin de polmero decrece significativamente con el

incremento de la salinidad del agua. Debido a esta sensibilidad, exige que se

proteja la solucin polimrica de las sales si stas estn presentes en el

yacimiento.

Figura 2.10 Esquema del efecto de una solucin altamente ionizada en la estructura de la poliacrilamida hidrolizada (HPAM)

Los cationes divalentes, como el calcio, tienen un efecto ms pronunciado

que los monovalentes, como el sodio, sobre la reduccin de la viscosidad. Al estar

presentes grandes cantidades de cationes divalentes, las molculas se pueden

entrecruzar a travs de este mecanismo, de tal modo que se puede formar un gel

si la concentracin de polmero es suficiente o se forman agregados moleculares

que precipitan si esta no lo es(20).

Maerker(17) demostr que la degradacin mecnica de soluciones de poliacrilamidas es ms severa en agua de alta salinidad y que la presencia de

iones Ca++ afecta en mayor grado que la de iones Na+. As pues, para la

preparacin de soluciones polimricas es necesario utilizar agua libre de iones.

Baja Salinidad

Alta Salinidad



37

2.4.2.2 Efecto sobre la adsorcin del polmero

La cantidad de polmero adsorbido depende de la naturaleza de ste y de la

superficie de la roca. Se ha observado, entre otras cosas, que la presencia de

sales tambin afecta directamente la extensin de la adsorcin (21) (22), ver figura

2.11.

Figura 2.11 Efecto de la concentracin de NaCl sobre la adsorcin de poliacrilamida parcialmente hidrolizada en Slica (22)

Existe una cierta cantidad de rocas que poseen una superficie cargada

negativamente. Tambin es conocido que los cationes mono o divalentes pueden

cambiar esto totalmente, por lo que una solucin polimrica aninica puede

adsorberse sobre la superficie de la roca a travs de un puente formado por

superficie de la roca catin-polmero aninico.

Bajas concentraciones de Ca++ promueven con mayor efectividad la

adsorcin sobre una superficie de slice comparado con bajas concentraciones de

Na+. El efecto de la composicin del slido sobre la adsorcin es tan importante

como el efecto de la concentracin de sal; as la adsorcin sobre una superficie

de carbonato de calcio es mayor que la adsorcin sobre una superficie de slice,

Conc. de NaCl (%)

0.001

1.0

0.1 100

Adso

rci

n



38

pues existe una interaccin qumica entre los iones calcio y los grupos carboxilos

en la cadena polimrica. La adsorcin de Ca++ sobre slice provee puentes de

calcio por los que el polmero puede adsorberse a la superficie.

En trminos generales, el grado de adsorcin de molculas sobre una

superficie depende de dos factores bsicos: la naturaleza qumica, tanto de las

molculas como de la superficie de la roca, y la proximidad de las molculas a la

superficie. Si el concepto es aplicado en condiciones de flujo, el grado de

adsorcin depender de la naturaleza qumica del polmero, de la matriz porosa y

adems del tamao de la molcula del polmero. Cuanto ms grande es la

concentracin, mayor es el grado de adsorcin.

2.4.2.3 Reduccin de la permeabilidad

La reduccin de la permeabilidad no se ve tan influenciada por la

concentracin salina como la viscosidad.

2.5 Criterio de diseo para la aplicacin de inyeccin de polmero en el medio poroso (1) (6) 2.6.1 Caractersticas del yacimiento La profundidad del yacimiento es un factor crtico solamente cuando se

encuentra relacionado a la temperatura del yacimiento (no mayor a 9000 pies).

Temperaturas menores a 200F aseguran una solucin estable de polmeros. La

presin del yacimiento no es crtica si esta permite que la presin de inyeccin sea

menor que la presin de fractura. La litologa del yacimiento debe ser

preferiblemente arenisca con bajo contenido de calcio y bajo contenido de arcillas,

debido a que la inyectividad en estas formaciones petrolferas se reduce por

expansin y/o dispersin de las arcillas, pero pueden ser usados en carbonatos.

Se beben evitar las calizas con alta porosidad y yacimientos con extensivas

fracturas, ya que en stos los polmeros se perderan sin lograr su objetivo de



39

reducir la movilidad en el medio poroso. El espesor neto del yacimiento

debe ser aproximadamente constante. La porosidad del yacimiento debe ser

mayor que 18% para asegurar una buena capacidad de almacenamiento .

La permeabilidad absoluta de la roca del yacimiento se considera buena

entre 50 y 250 md (milidarcy). Valores de permeabilidad moderados (entre 15 y 50

md) causan altas presiones de inyeccin. Valores de permeabilidad considerados

muy buenos (entre 250 y 1000 md) y excelentes (mayores a 1000 md) aseguran

recuperaciones mayores con inyecciones convencionales y dejan la iny

Principios Basicos de Recuperacion Mejorada

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