POLIMEROS
El uso temprano de polímeros durante las operaciones de mejoramiento de campos petroleros se centró en la mejora de la eficiencia de barrido volumétrico de inyección de agua. Más recientemente, los polímeros se han utilizado ampliamente en la RPD y tratamientos RPM de cierre de agua y en los tratamientos de polímero-gel. La mayor parte de esta sección se centra en el uso de polímeros en las operaciones de inyección de agua de polímeros.
FUNDAMENTO DE LOS POLIMEROS
Los polímeros son moléculas grandes y organismos químicos conocidas como macromoléculas. macromoléculas. Los polímeros resultan por la unión química de cientos de miles de moléculas pequeñas que se denominan monómeros que forman enormes cadenas de las formas más diversas . El proceso químico de la unión de
los monómeros y la formación de moléculas de polímero se conoce como el proceso de reacción de polimerización. Los polímeros, tanto natural como artificial, tienen numerosos usos beneficiosos y aplicaciones en la sociedad moderna (desde la madera, los plásticos, agentes espesantes hechos por el hombre añadidos a batidos de leche). Los polímeros pueden venir en formas sólidas y líquidas puras. Algunos polímeros se pueden disolver en líquidos. En este capítulo se limita a polímeros que se pueden disolver (o dispersarse) en una solución acuosa y que por lo general aumentan la viscosidad de la solución acuosa.
Tipos básicos de polímeros. Hay dos tipos fundamentales: solubles en agua y potenciador de la viscosidad que se han utilizado durante la inyección de agua de polímeros y tratamiento de mejoramiento. El primer tipo es biopolímeros, biopolímeros, tales como polímero de goma de xantano. El segundo tipo son los polímeros sintéticos artificiales, artificiales, tales como polímeros basados en acrilamida. Biopolímeros Biopolímeros son polisacáridos (poli azúcares) en el que los enlaces químicos de monómero de la cadena principal de polímero son enlaces glicósido, que implica enlaces químicos carbono-oxígeno -carbono. En solución acuosa, los complejos moleculares multitrenzados multitrenzados de polímeros polímeros de xantano son especies moleculares bastante rígidas, causando las moléculas de polímero para tomar una conformación molecular extendida. Los tipos polímeros sintéticos usados son generalmente moléculas altamente flexibles en el que la cadena principal del polímero consta de un carbono de la cadena molecular químicamente químicamente estable con enlaces carbono-carbono simple y flexible. Los grupos pendientes hidrosolubles químicos ( por ejemplo, grupos amida) en la molécula hacen que la molécula de polímero sea soluble en agua. Los polímeros sintéticos han surgido para convertirse en el tipo de polímero predominante y preferido para uso en operaciones de campo petrolífero debido a la estabilidad química y biológica inherente de los polímeros sintéticos, incluyendo incluyendo cuestiones de inyectividad inyectividad y costo.
Históricamente, Históricamente, los dos tipos de biopolímeros utilizados principalmente principalmente en la inyección de agua de polímero tienen polímeros de xantano y escleroglucano. Los únicos polímeros sintéticos que se han utilizado ampliamente durante la inyección de agua de polímero (y en tratamientos de polímero de gel) son aquellos basados en acrilamida – polímero.
Aumento de viscosidad y Reducción de Permeabilidad.
Los polímeros solubles en agua utilizados en las operaciones, actúan mediante la reducción de la movilidad de fluido para aumentar la viscosidad del fluido de los mecanismos de recuperación de petróleo (principalmente el agua de inyección) y / o mediante la reducción de la permeabilidad, por el cual los polímeros, directa o indirectamente, indirectamente, actúan como un fluido de bloqueo. Los polímeros utilizados en la inyección de agua a menudo tienen un componente secundario en su mecanismo que implica la reducción de la permeabilidad dentro del volumen de la matriz de roca inyectada de un reservorio. reservorio. Química de los polímeros utilizados en el cumplimiento cumplimiento de la mejora. La química de los polímeros polímeros utilizados en la mejora del cumplimiento cumplimiento se revisa antes de discutir los tratamientos de inyección de agua de polímeros y polímeros DPR porque varios de los polímeros químicos que son revisados se utilizan en ambas aplicaciones para aplicaciones de mejoramiento de campos petrolíferos. De hecho, algunos de los polímeros químicos químicos analizados en esta sección también se utilizan en polímeros de geles. Biopolímeros.
Además de ser ambientalmente amigables y accesibles, las ventajas de biopolímeros son su relativa falta de sensibilidad a la salinidad y la degradación de cizallamiento cizallamiento mecánico. Las dos principales preocupaciones preocupaciones en relación con el uso de biopolímeros son su susceptibilidad susceptibilidad a la degradación biológica y química, y las cuestiones de inyectabilidad inyectabilidad resultantes de restos celulares que normalmente permanecen permanecen en las soluciones de biopolímero que se derivan de los procesos de fermentación de microorganismos. Xantana ha sido el biopolímero más ampliamente utilizado para la inyección de agua de polímero. La figura muestra la estructura química de la molécula de biopolímero de xantano.
Para una molécula de xantano con un peso molecular de 4.000.000 daltons (unidades de masa atómica), la molécula de xantano comprende del orden de 20.000 unidades repetidas de monómero de azúcar. El polímero de xantano se deriva de un proceso de fermentación de microorganismos microorganismos que generalmente deja una cantidad sustancial de restos de células en la solución de polímero final. La inyección de la matriz de la roca de un reservorio con soluciones de polímero de xantano completamente filtrados tiende a reducir reducir mucho menos la permeabilidad comparada con la inyección con soluciones de acrylamidepolymer. acrylamidepolymer. Los polímeros de xantano y la viscosidad resultante son relativamente insensibles a la salinidad de la salmuera en la que se disuelven los polímeros de xantano, y los polímeros de xantano tienden a
ser relativamente insensible a la degradación de cizallamiento mecánico. Los polímeros de xantano son muy susceptibles a la degradación biológica. El escleroglucano, con una configuración molecular de triple cadena, ha sido sugerido para ser un biopolímero que posee propiedades de estabilidad y de rendimiento más favorables para su uso durante la inyección de agua de alta temperatura (por ejemplo, 195 ° F). Polímeros sintéticos.
Polímeros de acrilamida han surgido para ser la familia de los polímeros sintéticos más ampliamente utilizado para la aplicación en las inyecciones de polímeros y en los tratamientos de mejora con polímero y polímero de gel. Esto ha ocurrido en gran parte debido a los problemas de disponibilidad y costo y debido a la robustez y estabilidad química favorable biológica. Poliacrilamida (PAM) es la forma más simple y básica de polímeros de acrilamida. La figura. 13.4 muestra la estructura química de poliacrilamida y poliacrilamida parcialmente hidrolizada. Para poliacrilamida con un peso molecular de 7 millones de daltons (un peso molecular representante de un polímero de acrilamida para ser utilizado en la inyección de agua de polímero), el valor de n en la figura. 13,4 y el número de repetición de unidades de monómero es del orden de 100.000.
Cuando todos los demás factores son iguales y cuando se disuelve en salmuera con una salinidad relativamente baja, la poliacrilamida no es tan buen agente potenciador de la viscosidad y no se propaga a través de los reservorios de arena en comparación con poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM). Debido a que la poliacrilamida se carga ligeramente positiva (cationes) en un ambiente de pH ácido o "neutral", la poliacrilamida tiende a adsorberse sobre las superficies de las rocas del reservorio, especialmente las arenas y areniscas. Por estas razones, parcialmente HPAM está más a menudo favorecida para su uso en las inyecciones de polímero. Cuando poliacrilamida está fabricada comercialmente, normalmente contiene de 1 a 2 (carboxilato) contenido que se imparte de forma inadvertida durante el proceso de fabricación. Un polímero de poliacrilamida especializada es comercialmente disponible que no contiene esencialmente grupos carboxilato (menos de 1 grupos carboxilato en 1.000 grupos de acrilamida). La Poliacrilamida normalmente no se conoce como HPAM hasta que el contenido de carboxilato supera aproximadamente 2 por ciento en moles. HPAM es el polímero soluble en agua más utilizado para el uso en la inyección de agua de polímeros y en tratamientos de polímero de gel de campos petroleros. Como se ha mencionado anteriormente, y en comparación con la poliacrilamida, el polímero HPAM tiende a ser un mejor agente potenciador de la viscosidad en las salmueras de baja salinidad y tiende a absorber menos sobre las superficies rocosas de los reservorios que son buenos candidatos para la inyección de agua. Un número de profesionales de inyección de polímeros creen que debido a la sensibilidad a la sal de HPAM, este polímero se comporta mejor durante las inyecciones de polímero realizado en reservorios con salmueras de yacimientos de baja salinidad. Sin embargo, ha habido algunos casos en los que el HPAM, cuando se disuelve en una salmuera, se ha comportado de manera favorable cuando se ha inyectado en un reservorio con una solución de salmuera salina. Un nivel de hidrólisis del 30% dentro de la poliacrilamida se encuentra cerca del óptimo en términos de promover al mismo tiempo la máxima potenciación de la viscosidad de la solución polimérica y minimizar la adsorción de polímero sobre las superficies de la roca del Reservorio durante la mayoría de inyección de agua de polímeros. Para geles de polímero entrecruzado, el nivel de hidrólisis óptima esta entre el 5 al 10 por ciento en moles (en este caso) al mismo tiempo maximiza la resistencia del gel y minimiza la reticulación intramolecular. Como la fig. 13.4 muestra.
El HPAM puede venir en dos formas en que se refiere a la química de los grupos carboxilato. Los grupos carboxilato pueden estar en forma de ácido o sal. Para su uso en la inyección de agua y polímero en geles de polímero, el HPAM casi siempre se utiliza en la forma de sal de sodio. A menos que se especifique lo contrario en este capítulo, cuando se refiere a HPAM, nos estamos refiriendo a HPAM con sus grupos carboxilato en la forma de sal de sodio. En las salmueras de baja salinidad, la repulsión de carga electrostática entre grupos carboxilato de molécula HPAM tiende a hacer que el polímero asuma una forma de conformación terciaria distendida que es más eficaz para aumentar la viscosidad acuosa de solución, que es la forma balled-up que ocurre para tales polímeros disueltos en un agua salada de alta salinidad. La forma de polímero balled up no genera casi tanta viscosidad como la forma distendida en soluciones de polímero de inyección de agua que sean equivalentes. Los grupos de acrilamida hidrolizado, o grupos carboxilato equivalentemente denominados, se pueden introducir en los polímeros de poliacrilamida por varios medios. En primer lugar, la poliacrilamida que se disuelve en solución acuosa se puede hacer reaccionar con material cáustico, tal como hidróxido de sodio, para convertir una porción de los grupos amida del polímero a grupos carboxilato. Esta forma de HPAM se conoce como poliacrilamida parcialmente hidrolizada. En segundo lugar, durante el proceso de polimerización, los monómeros de acrilamida pueden ser copolimerizados con monómeros de acrilato para formar HPAM. Esta forma de HPAM se conoce como un copolímero de acrilamida y acrilato. En altas temperaturas de reservorios después de poliacrilamidas o HPAMs autohydrolyze a niveles suficientemente altos, iones de dureza, tales como calcio o magnesio, en el reservorio de salmuera hacen que el polímero se someta a un cambio de fase y hace que el polímero pierda la mayor parte de su función como potenciador de la viscosidad. Este resultado es la principal limitación de las inyecciones polímero- acrilamida en reservorios de alta temperatura. La figura. 13.6 muestra el grado de hidrólisis del polímero en función del tiempo a diferentes temperaturas seleccionadas por 1000 ppm de polímero de PAM disuelto en una salmuera de 5% de salinidad.
Los Copolimeros que contienen ácido 2-acrilamido-2-metil-propanosulfónico (AMPS) monómeros y monómeros de acrilamida han sido sugeridos para formar polímeros de acrilamida para uso en inyección de agua de polímero de alta temperatura (por ejemplo, 200 ° F) y reservorios de alta salinidad donde el rendimiento y la estabilidad del copolímero de AMPS será algo mejor que HPAM. Los copolímeros de vinilpirrolidona y acrilamida, junto con ter-polímeros de vinilpirrolidona, acrilamida, y acrilato, han sido reportados para ser polímeros candidatos para uso en inyecciones de polímero y tratamientos de polímero gel que se van a aplicar a los reservorios de alta temperatura con ambientes hostiles. La figura. 13.7 muestra la estructura química general de ter-polímeros de vinilpirrolidona, acrilamida, y acrilato. La función beneficiosa primaria del monómero vinilpirrolidona incorporado en un polímero de acrilamida es que evita que el contenido de monómero de acrilamida del polímero de autohydrolyzing a altas temperaturas para los niveles excesivamente altos de hidrólisis mediante el cual el polímero se hará susceptible a precipitar fuera de la solución cuando el polímero encuentros iones divalentes de dureza. Poliacrilamidas catiónicos son polímeros de acrilamida que han cargados positivamente grupos químicos unidos a al menos algunos de grupos colgantes de amida del polímero o polímeros de acrilamida que han sido copolimerizados con monómeros que contienen grupos colgantes de carga positiva.
Estos polímeros tienen una tendencia excepcionalmente fuerte para adsorberse sobre superficies de roca Reservorio, especialmente arena y superficies de piedra arenisca. Los Polímeros de acrilamida catiónicos encuentran aplicaciones especializadas en conjunción con una variedad de tratamientos de mejora. Estas aplicaciones incluyen el uso como agentes de anclaje para ayudar a promover el cumplimiento de adsorción de polímero-gel sobre las superficies de roca del reservorio. La figura. 13.8 muestra la estructura química de los dos polímeros de acrilamida catiónicos que han sido estudiados para su uso en el fenómeno de puenteo-adsorción.
Beneficios de la aplicación para el mejoramiento empleando tecnologías de polímeros.
La aplicación de tecnologías de polímeros para campos petroleros, en la inyección de agua polímero y tratamientos de polímeros DPR (y como los tratamientos de polímero -gel), puede generar un mejoramiento durante la inyección – recuperación de petróleo y las operaciones de producción de petróleo. Esto se hace por los siguientes medios.
• Mejorar la eficiencia de barrido - La aplicación de inyección de agua del polímero y tratamientos
de polímeros DPR promueven el uso económico más eficaz de fluidos para unidades de recuperación de petróleo inyectadas, como el agua durante la inyección. • Acelerar la producción - El éxito de la inyección de agua de polímero y tratamientos DPR es
acelerar la producción de petróleo durante una inyección de agua u otras operaciones de inyección para reducir la cantidad de inyección de fluido de recuperación de petróleo que debe producirse para obtener un nivel dado de producción de petróleo. • promover el incremento de la producción de petróleo - Tratamientos de inyección de agua de
polímeros y DPR raramente reducen la saturación de petroleo residual en la inyección de agua. Sin embargo, promueven la recuperación incremental de petróleo mediante el aumento de la cantidad de la producción de petróleo antes de alcanzar el límite de WOR económico de un pozo de producción, así el patrón, o el campo durante una operación de otra inyeccion- recuperación de petróleo o de inyección de agua. • Extender la vida económica - Tratamientos de inyección de agua de polímeros y DPR pueden
extender la vida económica de los pozos de producción, así los patrones y los campos mediante el aumento de los cortes de petróleo como una función de tiempo y diferir el momento en que se alcanza el límite de WOR económico de un pozo. Inyección de agua de polimeros.
Cuando se realiza una inyección de agua de polímero, un alto peso molecular y potenciador de la viscosidad se añade para el agua de la inyección para disminuir la movilidad del agua inyectada y como consecuencia, mejorar la eficiencia de barrido de la inyección de agua. El propósito principal de la adición de polímero a la mayoría de inyección de agua de polímero es aumentar la viscosidad del agua de inyección, sin embargo, la adición de polímero para el agua de inyección en muchos casos también imparte una reducción secundaria de la permeabilidad. Inyección de agua de polímero se aplica normalmente cuando la relación de movilidad de inyección de agua es alta o la heterogeneidad del reservorio es alta. La figura. 13.9 muestra el proceso de inyección de agua de polímeros.
Como la inyección de Polímeros Mejora la Recuperación.
La inyección de Polímero promueve la mejora de la eficiencia de barrido mediante la mejora de la relación de la movilidad. Mejora de la eficiencia de barrido impartido durante las inundaciones de polímero se logra principalmente mediante el aumento de la viscosidad del fluido de accionamiento de inyección de agua. El conocimiento convencional dice que la inyección de agua de polímero no reduce la saturación de petróleo irreductible (saturación de petróleo residual para inyección de agua), sin embargo, al menos un documento ha llamado esta afirmación en tela de juicio cuando se inyecta con polímeros de acrilamida seleccionados.
Soluciones de polímeros.
El propiedad principal benéfica del polímero para el uso en inyecciones de yacimientos de petróleo es una mayor viscosidad de la solución acuosa. Las soluciones de polímeros acuosas que son usadas normalmente para la inyección no exhiben propiedades de viscosidad Newtonianas.
La viscosidad de polímeros.
La viscosidad de una solución de polímero es una medida de "espesor" es un fluido. Por ejemplo, la melaza se caracteriza por ser "más gruesa" y más viscosa que el agua. La viscosidad de un fluido o solución puede , en términos generales , definirse como la resistencia de la solución a ser cortado o como la resistencia de una masa fluida para cambiar su forma . La viscosidad del fluido, μ, se define
Donde τ: es la tensión de cizallamiento y γ: velocidad de cizallamiento.
Muchos fluidos comunes, tales como agua y aceites de motor, exhiben viscosidad newtoniana. Para fluidos con viscosidades newtonianos, la viscosidad del fluido es independiente de la velocidad de cizallamiento que el fluido está experimentando. Es decir, el valor de la viscosidad de un fluido newtoniano a una temperatura dada es un valor único que es independiente de la velocidad de cizallamiento. El poder potenciador de la viscosidad de un polímero está relacionado con el tamaño y la extensión de la molécula de polímero en una solución acuosa particular. Para un número de razones, la viscosidad de una solución de polímero que se mide en un viscosímetro y la viscosidad efectiva de la solución de polímero que se mide durante el flujo a través de la roca porosa matriz del reservorio a menudo tienen diferentes valores. Para predecir el poder potenciador de la viscosidad de un polímero en una solución dada, la viscosidad intrínseca del polímero, *η+, se puede medir por:
[]
Dónde: c es la concentración de polímero, η es viscosidad de la solución de polímero, ηs viscosidad del disolvente. La viscosidad intrínseca se obtiene determinando el valor LIMC → 0 (η-ηs) / cηs) q ue se obtiene a
partir de la grafica de (η-ηs) / cηs) frente a la concentración del polímero y la extrapolación de los datos graficados desde cero para la concentración de polímero. Para un polímero dado en una solución acuosa, la viscosidad intrínseca del polímero aumenta con el peso molecular del polímero (MW) de acuerdo con la ecuación de Mark-Houwink:
[]
Dónde: K 'y a son constantes-polímero específicas, MP es el peso molecular del polímero.
La ecuación empírica de Flory se puede utilizar para estimar la distancia media de extremo a extremo de un polímero en solución. La ecuación de Flory es:
[] Donde DP es en Angstroms (10- 10 m), y *η+ es en dl / g. MW y tamaño. Cuando todos los demás factores son iguales (por ejemplo, tipo de polímero y la solución de salmuera en la que se disuelve el polímero), como el MW del polímero aumenta, el tamaño del polímero aumenta. Como el tamaño del polímero aumenta, también lo hace la viscosidad para mejorar la capacidad del polímero cuando se disuelve en una salmuera dada. En el lado negativo, como el MW de un polímero aumenta, la propensión para el polímero para ser retenida durante el transporte a través de matriz de la roca del yacimiento se incrementa, y la propensión para el polímero a exhibir problemas de inyectividad se incrementa. Debido a que los polímeros utilizados en la inyección de agua de polímero se polidispersos en MW, la distribución de polímero en MW, es un factor importante en relación a cómo funcionará un polímero dado durante una inyección de polímero. Desafortunadamente, buenos datos de distribución de MW no son fácilmente y ampliamente disponible para los polímeros que se utilizan normalmente en las inyecciones de polímero, debido a que la determinación de la distribución de MW de un polímero es relativamente cara y consume mucho tiempo. La figura. 13.10 muestra la distribución de MW para una muestra de polímero HPAM típica utilizada en inyecciones de polímero. La punta alta de MW de la distribución es bastante significativa.
La figura. 13.11 muestra una serie de distribuciones de MW para una familia de muestras de polímero HPAM.
MAR-1 a través de MAR-9 denotan los números de muestra 1 a 9. Cuando se aplica en un reservorio relativamente muy permeable en el que la retención de polímero durante el transporte del polímero y la inyectividad de polímero no son cuestiones importantes, los polímeros con altos pesos moleculares y distribuciones de peso MW estrechos llegan a ser como agentes potenciadores de la viscosidad durante una inyección de agua del polímero. Para un polímero que se disuelve en un disolvente dado, el MW del polimero es proporcional al tamaño molecular. Para varios polímeros ilustrativos utilizados en inyección de agua de polímero, su tamaño molecular, en relación con el MW, es como sigue. Se espera que 30% de polímero HPAM de aproximadamente 4 × 106 Dalton (unidades de masa atómica) MW disuelto en un buen solvente para ser fibrillas y tener un diámetro de 0,7 a 2,5 micras y una longitud de la cadena principal mayor que 10 μm. La longitud hidrodinámica de una molécula de xantano utilizada en inyecciones de polímero se ha informado que aproximadamente 1,5 μm.46, 61 El MW de tal molécula de xantano es de aproximadamente 4 × 106 daltons.
Reología .
La viscosidad no newtoniana de soluciones de polímeros utilizados en la inyección de agua de polímero normalmente exhiben un comportamiento reductor de la cizalla cuando se somete a tasas suficientemente altas de cizallamiento (pero no a bajas velocidades de corte). La viscosidad de un fluido newtoniano no varía con la velocidad de cizallamiento al que se somete el fluido. Para un fluido reductor de la cizalla, la viscosidad aparente del fluido disminuye a medida que las tasas de fluido de cizallamiento aumentan. Las Figs. 13.12 y 13.13 muestran el comportamiento de la viscosidad reductora de la cizalla de dos polímeros del tipo utilizado en las inyecciones de polímero. En la figura. 13.12, a velocidades de cizallamiento bajas (<0,1 s-1), el comportamiento de la viscosidad de las soluciones de polímero en todas las concentraciones de polímero es invariante con la velocidad de cizalla y, por lo tanto, es newtoniana. A tasas de cizallamiento superiores a (1,0 s- 1), la viscosidad de las soluciones de polímeros disminuye al aumentar la velocidad de cizallamiento, exhibiendo por ello comportamiento de la viscosidad reductora de la cizalla. El comportamiento de la viscosidad reductor de la cizalla del polímero en la fig. 13,12 se convierte en relativamente menos pronunciada a medida que la concentración del polímero en la solución disminuye. Esta tendencia se observa para todos los polímeros que se utilizan en las inyecciones de polímero. En las bajas tasas de corte de la figura. 13,12 (< 0,1 s- 1), el campo de cizallamiento no es lo suficientemente fuerte como para desenrollar apreciablemente y desenredar las moléculas de polímero. La viscosidad es invariante en este rango - velocidad de cizallamiento, y el comportamiento de la viscosidad se caracteriza por ser newtoniana en este rango - velocidad de cizallamiento. El comportamiento de la viscosidad reductora de la cizalla de estas soluciones de polímeros es favorable debido a que la velocidad de cizallamiento experimentada por el polímero en la gran mayoría del reservorio es generalmente bastante bajo (aproximadamente 1 a 5 s - 1 ) y es una velocidad de cizallamiento en la que las exposiciones de polímero está cerca de la viscosidad máxima . En la región cercana al pozo, las tasas están a menudo en el rango de la cizalla para el polímero (por ejemplo, 1 a 100 s - 1). Esta dilución por cizallamiento del polímero es fortuito porque la reducción de la viscosidad mejora la inyectividad de la solución de polímero. La ecuación matemática que describe el comportamiento de viscosidad vs-velocidad de cizallamiento para soluciones de polímero en yacimientos petrolíferos sobre la velocidad de cizallamiento es aproximadamente 1 a 100 s-1, este es el modelo de la ley de potencia que toma la forma de
Donde K y n son, respectivamente, el coeficiente de poder de la ley y el exponente, y γ es la velocidad de cizalla.
Para fluidos de polímeros inyectados que son dilución por cizallamiento, el valor del coeficiente de poder de la ley, n, oscila entre 0 y 1 y es igual a 1 para estos fluidos cuando son newtonianos. El comportamiento de la viscosidad de una solución de polímero se vuelve más de fluidificación por cizalla como el valor del exponente de ley de potencia, N, disminuye. El valor numérico de la viscosidad y la constante de ley de potencia, K, se convierten en iguales cuando el valor de la velocidad de cizallamiento, γ, es igual a 1 .
Lo que se relaciona a soluciones de polímeros de la inyecciones, el modelo de la viscosidad de ley de potencia sólo se puede aplicar en un rango limitado de velocidades de corte.
Viscosidad extensional , que ocurre bajo condiciones de alta - velocidad de cizallamiento , puede dar lugar a aumentos pronunciados en la viscosidad aparente de soluciones de polímeros y a menudo conduce a la degradación de cizalla mecánica de polímeros solubles en agua de alto MW . "La viscosidad aparente" o "viscosidad efectiva" se refiere a la viscosidad de una solución de polímero para los que se determina la viscosidad durante el flujo de la solución de polímero a través de medios porosos.
Hasta aquí esta aparentemente bien mijo, de aquí para abajo no, puedes ponerle lo mismo si deseas para ahorrarte el trabajo mijo Medición de la viscosidad. Cuando se mide la viscosidad del polímero para usarse en inyección de
agua de polímeros, el uso de viscosímetros estándares estables al cizallamiento de laboratorio es a menudo bastante satisfactoria. Además de la utilización de viscosímetros convencionales, el dispositivo de factor de pantalla (SF) se ha utilizado ampliamente para medir las propiedades de viscosidad de soluciones de polímeros que se utilizan en las inyecciones de polímero . Fig. 13.14 muestra el dispositivo de SF . El " viscosímetro " SF consiste en un pequeño depósito de fluido en la unidad de vidrio que está en comunicación de fluido por encima de varias pantallas de malla de alambre , a menudo cuatro y cincuenta y siete pantallas de acero inoxidable de malla 100 . Una muestra de fluido de volumen fijo se coloca en el depósito de líquido , y se registra el tiempo para el volumen fijo de fluido fluya a través de las pantallas bajo la influencia de la gravedad . El valor SF para un polímero dado es el tiempo que tarda el volumen fijo de solución de polímero para fluir a través del viscosímetro pantalla dividida por el tiempo que tarda el volumen fijo de la salmuera disolvente a fluir a través del viscosímetro pantalla. El valor de SF de una solución de polímero es muy sensible a la naturaleza de la cola de alto MW de distribución de MW del polímero . Algunos médicos sugieren que el valor SF se correlaciona mejor con la movilidad y la reducción de la permeabilidad que presenta la solución de polímero, ya que se propaga a través de la matriz de la roca yacimiento. Sin embargo, esta afirmación no está universalmente aceptado en. La medición SF es un simple, sencillo y útil caracterización cualitativa viscosidad de soluciones de polímeros para su uso en las inundaciones de polímero. Efectos de la sal, de la dureza y el pH . Los efectos de la sal y la dureza en biopolímeros polímero de inundación son de relativamente poca importancia a temperaturas más bajas ( < 170 ° F) , en comparación con los efectos sobre HPAMs polímeros que se utilizan en las inundaciones de polímero a la misma temperatura depósito . Insensibilidad La sal es una de las características más atractivas de biopolímeros polímero a inundaciones como xantana . Del mismo modo , el pH dentro del rango probable que se encuentren en baja temperatura ( < 140 ° F) los yacimientos de petróleo es de relativamente poca importancia a las propiedades de viscosidad y de control de la movilidad de polímero de xantano. El efecto de la sal y la dureza de la viscosidad y la función de control de la movilidad de HPAM
polymerflood , y polímeros sintéticos similares y relacionados , es muy significativa y puede ser muy perjudicial . Los cationes de sales disueltas reducen la repulsión electrostática de los grupos carboxilato colgantes hidrolizados cargados negativamente sobre la cadena principal del polímero de HPAM . Los cationes hacen mediante la detección y el colapso de la doble capa cargada
negativamente locales formado alrededor de las especies carboxilato. El grado de colapso de los campos electrostáticos con carga negativa que rodean grupos carboxilato del polímero aumenta con el aumento de las concentraciones de sal , y en la concentración de sal constante , con el aumento de carga de los cationes de la sal . Como los campos electrostáticos que rodean grupos carboxilato colapso del polímero, las fuerzas de repulsión electrostáticas que promueven polímero distensión disminución columna vertebral de cadena . Como la fig . 13.13 espectáculos , esto conduce a una reducción sustancial en la viscosidad de polímero - solución . Como regla general , la viscosidad polymersolution disminuye por un factor de 10 para cada factor de 10 aumento de la concentración de NaCl . El impacto negativo de los iones de dureza divalentes , tales como Ca + + y Mg + + , son mucho más perjudiciales a la misma concentración de iones monovalentes , tales como Na + y K + . Como los cationes de la dureza de concentración , tales como Ca + + , en la salmuera de una solución HPAM aumenta, el polímero se vuelve relativamente más sensible a la degradación cizallamiento mecánico . El efecto del pH sobre la viscosidad de HPAM iónica puede ser significativo . La disminución de la pH de la solución tiende a convertir la forma de sal iónica de grupos carboxilato del polímero a la forma de ácido carboxílico relativamente no iónico de grupos carboxilato . Esto disminuye la repulsión electrostática de los grupos iónicos de carboxilato a lo largo de la columna vertebral y los cables del polímero a menos distensión de la molécula de polímero y al menos poder potenciador de la viscosidad para el polímero en una solución de pH bajo . Para una solución de polímero hidrolizado de poliacrilamida- estudiado , su viscosidad se redujo por un factor de aproximadamente cuatro años cuando el pH de la solución de polímero se redujo desde 9,8 hasta 4 . El flujo en medios porosos . Soluciones de polímeros utilizados en inyección de agua deben ser
capaces de ser transportados con éxito y eficacia a través del depósito . Por lo tanto , la manera en que la solución de polímero fluye a través de rocas porosas y la interacción polímero asociado con las paredes de los poros de la matriz de la roca del yacimiento son aspectos importantes en relación con la consecución del éxito técnico y económico de una inundación polímero. Polímero de Transporte . Retención de polímero durante el flujo a través de matriz de la roca
reservorio se discute en la próxima subsección. Polímero de retención por adsorción y atrapamiento retarda la velocidad de propagación de polímero . Inaccesible y Excluidos volumen de poros . Acelerar la velocidad de propagación del polímero , en
comparación con la tasa de un trazador químico inerte disuelto en la solución de polímero inyectado , es el volumen de poro inaccesible ( IPV ) fenómeno . Se han reportado dos explicaciones , y las contribuciones a , el fenómeno IPV . La primera explicación IPV es que el gran tamaño de las moléculas de polímero evita la entrada en los poros más pequeños y sin salida . Esto promueve la propagación de las moléculas de polímero más rápido que un trazador químico inerte debido a que el polímero fluye sólo a través de las vías de flujo más grande de poros .
La segunda explicación IPV es el efecto de pared - exclusión. Se plantea la hipótesis de que las moléculas de polímero fluyen y se concentran en el centro de los canales de flujo a nivel de los poros de la matriz de la roca del yacimiento debido a que el flujo de molécula de polímero y el volteo libre de las moléculas de polímero se excluyen del volumen cerca de la superficie de las paredes de los poros . Tal comportamiento de flujo se acelera la velocidad de propagación de polímero a través del medio poroso con relación a la velocidad de propagación de un trazador químico inerte . Reducción de la Movilidad. Cuando polímero en solución fluye a través de la roca matriz del
depósito , que impone una reducción de la movilidad que es el beneficio de conformidad superación primaria de inyección de agua de polímeros. La reducción de la movilidad puede ser impartido por uno de dos mecanismos claramente diferentes . En primer lugar, el polímero puede causar un aumento en la viscosidad de la salmuera está inundado a través de los medios porosos . Este es normalmente el efecto deseado cuando las inundaciones con soluciones de polímeros para el control de la movilidad . El segundo mecanismo reduce la permeabilidad de la roca matriz del depósito . Una medida de la reducción de la movilidad impartido por el flujo de polímero solución es el factor de resistencia , Rf , que se define como donde λw es la movilidad del disolvente de la solución de polímero, y λp e s la movilidad de la
solución de polímero. Cuando la solución de polímero imparte ninguna reducción de la permeabilidad y de las mediciones realizadas a temperatura ambiente,
donde μeff es la viscosidad efectiva de la solución de polímero a m edida que fluye a través de la
roca reservoirmatrix. Alternativamente, para una solución de polímero de una sola fase fluye a través de matriz de la roca del yacimiento a una temperatura dada y no hay reducción de la permeabilidad impartida,
donde mW es la viscosidad de la salmuera en la que se disuelve el polímero.
Reducción de la permeabilidad. Flujo de polímero a través de matriz de la roca depósito puede causar la reducción de la permeabilidad. Una medida de la reducción de la permeabilidad inducida polímero es el factor de resistencia residual, FRR:
donde kb es la permeabilidad de salmuera medida antes de las inundaciones de polímero , y ka es la permeabilidad de salmuera medida después de las inundaciones de polímero .
Reducción de la permeabilidad inducida por polímeros tiende a ser mayor en el bajo roca del yacimiento permeabilidad. Este es , en general , contraproducente . Los polímeros , especialmente HPAMs , que se someten a incluso una pequeña cantidad de degradación de cizallamiento mecánico a menudo pierden gran parte de su propensión reducción de la permeabilidad debido a que el número relativamente pequeño de excepcionalmente grandes moléculas de una distribución de MW polímero dado ( especialmente para muchos HPAMs ) son las primeras moléculas de polímero a se cizalla degradado . Estas grandes moléculas contribuyen desproporcionadamente a la reducción de la permeabilidad. Flujo de extensión . Como se mencionó en la discusión sobre la reología , cuando , enrollados ,
polímeros flexibles de alto MW , como HPAM , se ven obligados a fluir a través de depósito de matriz de la roca a tasas excepcionalmente altas y la experiencia excepcionalmente campos de cizallamiento alto flujo , el polímero puede entrar extensional y alargamiento fluya en ese momento viscosidad aparente de la solución de polímero puede aumentar rápidamente . En este régimen de flujo , el polímero es también a menudo degradado mecánicamente cizallamiento . Soluciones de las inundaciones de polímero bien diseñados son propensos a experimentar un flujo de extensión de la consecuencia visible sólo en ciertos casos en la región muy cercana al pozo junto a la inyección o la producción del pozo . Polímero de retención . Retención de polímero a menudo afectar profundamente el éxito técnico
y económico de un proyecto de polímero inundaciones. La cantidad de aceite que se recuperó por libra de polímero inyectado es inversamente proporcional a la retención de polímero . De retención para un polímero dado durante un polímero aumenta de inundación como la permeabilidad disminuye , aumenta a medida que aumenta el peso molecular del polímero , aumenta a medida que el contenido de arcilla en la roca de yacimiento aumenta , generalmente disminuye a medida que aumenta la humedad de aceite , tiende a aumentar en la arena y yacimientos de areniscas con la disminución de carga aniónica y el aumento de carga catiónica de grupos colgantes del polímero , y se ha informado a aumentar a veces en presencia de petróleo crudo . Retención de polímero debe ser determinada cuidadosamente , o por lo menos estima cuidadosamente , antes de iniciar una inyección de agua de polímero . Retención de polímero para una inundación polímero dado normalmente es mejor estimado mediante la realización de experimentos de inundaciones en el depósito de roca con los fluidos del yacimiento a la temperatura del yacimiento. "Los valores de duración de retención de campo medida - 7-150 g de polímero por cm3 de volumen a granel , con un nivel de retención deseable ser menos de aproximadamente 20 μg/cm3 . " Las mediciones de laboratorio de retención de polímero en la roca del yacimiento generalmente se reportan como masa de polímero adsorbido por unidad de masa de roca, Γ , y por lo general se expresa como mg / g de polímero adsorbido sobre la roca del yacimiento . con frecuencia, se prefiere tener retención de polímero se informa en términos de masa de polímero adsorbido por
unidad de volumen de la roca reservorio , Γv , o, más específicamente , en términos de libras de
polímeros adsorbidos por acre-pie de depósito , lbm / acre - pie para convertir de Γ a Γv . , donde f es la porosidad , ρRG es la densidad de los granos de la roca del yacimiento (sin espacio de los poros incluido ) , Γv está en unidades de lbm / acre -pie , y Γ está en unidades de g / g . Retención de polímero , tal como se mide durante los proyectos de campo , se ha informado al
rango de 20 a lbm volumen a granel de 400 polímero / acre -pie , con la retención deseable informado de que menos de 50 lbm / acre -pie . La adsorción . Adsorción del polímero da como resultado principalmente de la adsorción física y
no quimisorción . Adsorción del polímero es a menudo la principal causa de la retención de polímero. El atrapamiento mecánico . Atrapamiento mecánico del polímero durante la propagación a través
de los embalses resultados medios porosos de las moléculas de polímero mayores quedar alojados en canales de flujo estrechos (por ejemplo , los poros de garganta ) . Gogarty encontrado que los polímeros HPAM , en las condiciones de sus estudios inundaciones experimento , tenían un tamaño efectivo entre 0,4 y 2 micras . Hay varias consecuencias significativas de atrapamiento mecánico : la reducción de la permeabilidad, de la pérdida de viscosidad favorable del polímero atrapado mejora de la funcionalidad más allá del punto de atrapamiento , la pérdida de la mayor de las moléculas de polímero tiene primero una parte desproporcionadamente grande impacto negativo durante el resto de la inundación de polímero sobre viscosidad y de control de la movilidad de las propiedades y la pérdida de una parte desproporcionadamente grande parte de su funcionalidad de control de la viscosidad y la movilidad relativamente pronto después de la solución de polímero se inyecta en un depósito . Retención hidrodinámica . Retención hidrodinámico es el mecanismo de retención de menos
comprendido y el menos bien definido . Retención de polímero puede aumentar a medida que la velocidad de flujo de la solución de polímero a través de la roca aumenta matriz del depósito . Retención hidrodinámica se piensa que es normalmente una relativamente pequeña contribuyente a la retención total del polímero durante una inundación polímero . Este mecanismo de retención es más significativa en el bajo roca del yacimiento permeabilidad. Retención hidrodinámica se cree que resulta de moléculas de polímero quede atrapada temporalmente en los regímenes de flujo estancadas por las fuerzas de arrastre hidrodinámico . Precipitación. Polímero precipitación de la solución , especialmente en la presencia de depósito de
salmuera de alta salinidad , es otra fuente de retención de polímero . La precipitación es especialmente problemático cuando las inundaciones con HPAM en yacimientos de alta temperatura con aguas de formación contienen cationes divalentes dureza. Degradación del polímero. Una disminución en el peso molecular medio del polímero puede ser
causada por la degradación química , biológica , mecánica , o térmica . La estabilidad del polímero , la inversa de la degradación , debe evaluarse y cuantificarse en virtud de las condiciones del
yacimiento en términos de un período de tiempo relevante para el tiempo de vida de la inundación polímero en cuestión . Química. Especies de radicales químicos se degradan ambos biopolímeros y polímeros sintéticos
de inundaciones polímero. Los radicales libres causan columna vertebral química escisión del polímero. Ejemplos de fuentes de radicales libres que pueden ser problemáticos para polímeros de inundación y la conformidad de tratamiento son oxígeno libre ( O2 ) , peróxido de hidrógeno , hipoclorito de sodio de la lejía , y los interruptores de gel tales como el peróxido de amonio . La combinación de oxígeno y los iones férricos es particularmente problemático en la causa de la degradación de oxígeno de los radicales libres de polímeros polímero de inundación, especialmente de polímeros de acrilamida . Otra fuente de radicales libres de polímero degradante es freeradical o impurezas libre - radical - precursoras dentro del polímero que son inducidos , en este caso , durante el proceso de fabricación . Problemas Polymer - degradación , causada por los bajos niveles de radicales libres, son más problemáticos cuando se realiza a alta temperatura ( > 150 ° F ), los experimentos con polímeros de inundación , especialmente durante la evaluación de laboratorio de alta temperatura de polímeros para las inundaciones de alta temperatura . Un fenómeno compensatorio en relación a la degradación química de los radicales libres es que los yacimientos de petróleo tienden a neutralizar muy rápidamente y consumen especies de radicales químicos. Se recomiendan dos procedimientos para la eliminación de oxígeno libre a partir de muestras de polímero de solución para ser utilizado durante la evaluación de laboratorio de soluciones de polímeros para aplicaciones de alta temperatura . El primer procedimiento utiliza una ampolla de vidrio , la cual es sellada después de la eliminación de oxígeno soplado de vidrio y de vacío de alta calidad para reducir el contenido de oxígeno de < 10 ppb. El segundo procedimiento consiste en burbujear gas argón de alta pureza a través de la solución de polímero . La necesidad de desoxigenar muestras de polímero de solución en el laboratorio durante las pruebas de alta temperatura es un artefacto de laboratorio sobre el suelo porque las soluciones de polímeros que existen en la mayoría de los depósitos son en una anaeróbica y reducción químicamente medio ambiente.
Las reacciones de hidrólisis son las reacciones de degradación importantes para ambos biopolímeros y polímeros sintéticos , sin embargo , la reacción de hidrólisis degrada los polímeros de una manera muy diferente para cada uno de estos dos tipos de polímeros . Tanto la hidrólisis ácida y catalizada por bases de los bonos carbonoxygen - carbono de los enlaces químicos de monómero backbone de biopolímeros polisacáridos causar escisión cadena principal del polímero y seria degradación MW polímero. La sensibilidad al pH de un biopolímero que se utiliza en una inundación de polímero debe ser considerado . Preguntas de hidrólisis del polímero graves se
plantearon si un ácido estimulación contactos de tratamiento un tratamiento de gel biopolímero conformidad superación colocado previamente . Hidrólisis ( autohidrólisis ) reacciones de los grupos amida pendientes de los polímeros de acrilamida son de significativa preocupación cuando dicho polímero está siendo inundada a través de un depósito de alta temperatura que contiene una concentración significativa de iones divalentes dureza en el agua de formación . Si un polímero de acrilamida , que se disuelve en una salmuera que contiene dureza - , autohydrolyzes a niveles excesivamente altos a altas temperaturas , el polímero de acrilamida se someterá a un cambio de fase a un estado sólido no disuelto que hace que el polímero para precipitar . Cuando esto sucede , el polímero pierde sus propiedades potenciadores de la viscosidad . Técnicamente , este tipo de autohidrólisis acrilamida - polímero no es la degradación del polímero , sino que simplemente conduce a un cambio de fase del polímero se disuelva en la solución a ser una especie sólido no disuelto . Biológica . La degradación biológica es un problema potencial grave para los biopolímeros ,
especialmente para el uso en depósitos superficiales y para el biopolímero ya que reside en tanques de superficie y tubulares . Para una inundación acrilamida - polímero adecuadamente diseñado que utiliza polímero sólido como fuente de polímero , el potencial de degradación biológica no es esencialmente un problema. Mecánica . La forma de degradación mecánica que es de mayor preocupación para los polímeros
de inyección de agua de polímero es la degradación de corte. Todos los polímeros disueltos degradan mecánicamente si se somete a una velocidad de cizallamiento de alta flujo suficientemente . Durante la inundación de polímero , pueden existir velocidades de cizallamiento perjudicialmente Highflow en equipos de superficie de inyección ( válvulas , orificios , bombas , y tubos ) , en constricciones de fondo de pozo (orificios de tubos , perforaciones, o pantallas) , y en la cara de formación de pozo de inyección . Generalmente biopolímero de xantano no es mecánicamente cizalla degradado en condiciones de inyección de polímero a inundaciones . Bajo la mayoría de condiciones de inyección de flujo radial , polímeros de acrilamida de alta MW son muy susceptibles a la degradación de cizalla mecánica. Esto es especialmente cierto si la salmuera inundaciones es alta en la dureza y salinidad . Cuando un polímero soluble en agua se encuentra con un campo de flujo suficientemente alta velocidad , tanto de cizallamiento y la tensión de alargamiento destruyen la viscosidad de la solución de polímero . Maeker y Seright correlacionados pérdida de viscosidad permanente de una solución de polímero al producto de la velocidad de estiramiento de alargamiento multiplicada por la longitud de estiramiento . Cuanto mayor sea el MW de un polímero dado , más sensible es a la degradación cizallamiento mecánico . Térmica . Todos los polímeros de inyección de agua tienen un límite de temperatura superior por
encima del cual ya no son químicamente estables , tanto con y sin la adición de un paquete
estabilizador térmico apropiado . Este límite superior de temperatura varía con la química del agua del polymerdissolution y salmueras de yacimientos , la química de polímeros , fabricante , y un montón de polímero de un fabricante determinado. En su mayor parte , el límite superior de estabilidad térmica se fija para un polímero de inyección de agua obtenido a partir de un fabricante dado. Se debe determinar si el polímero que se utilizará es térmicamente estable bajo las condiciones del yacimiento a la temperatura del depósito de la inundación de polímero y que va a ser lo suficientemente estable para la vida de la inundación polímero. Estabilizadores. Aunque una vez popular, la adición de estabilizantes químicos , biológicos y
térmicos a las soluciones de polímero - inyección de agua ha perdido mucho de su atractivo original a causa de la toxicidad, la preocupación ambiental , la eficacia, y cuestiones de costos . Un estabilizador que históricamente se ha utilizado ampliamente como un estabilizador tanto biológica y térmica de los polímeros con polímeros de inundación es el formaldehído. El formaldehído es considerado altamente tóxico y está muy regulado . También , un número de los estabilizantes utilizados para proteger contra la degradación de los radicales libres puede ser , en sí mismos , radicales libres de polímero degradante a altas temperaturas . Además , los primeros practicantes de estabilizadores químicos no apreciaron plenamente la pérdida química y cuestiones separaciones cromatográficas. Si un estabilizador químico debe ser considerado , es prudente proceder con cautela . Polymer inyectividad . Polímero - solución inyectividad es una consideración importante por
varias razones . En primer lugar, la velocidad a la que la solución de polímero puede ser inyectado directamente impactos la economía de un proyecto de polímero - inundación . En segundo lugar, pueden ser necesarios trabajos de limpieza de inyección - así de rutina si de polímero o de polímero de microgel de daños inyectividad . Estos trabajos de limpieza pueden ser nocivas para la economía y la eficacia de la inundación polímero. Inyectividad disminuye a medida que aumenta MW polímero. Polymer - solución inyectividad es más favorable cuando la solución de polímero exhibe un comportamiento de viscosidad reductor de la cizalla . 13.5.4 Cuando y donde sea aplicable . Las siguientes pautas de detección pueden ser utilizados
para determinar dónde inyección de agua de polímero es más aplicable , en términos de las propiedades del yacimiento . • Viscosidad del aceite < 150 cp (prefer iblemente < 100 y> 10 cp ) y la gravedad API > 15 . • permeabilidad de la matriz -rock > 10 md , sin máximo . • La temperatura del depósito : las bajas temperaturas son mejor (mejor a < 176 ° F; máximo de
aproximadamente 210 ° F). • inyectividad del agua debe ser bueno con un poco de capacidad de reserva ( fracturación
hidráulica de pozos de inyección puede ayudar) .
• Depósito contenido de arcilla debe ser baja . • Baja salinidad de las salmueras de inyección y los embalses son pre feribles .
Inyección de agua Polímero ha llevado a cabo con éxito en la piedra arenisca y matrixrock carbonato de embalses , reservorios fracturados, y en , mezclado orinarse humedecida con agua , y los yacimientos de petróleo mojado. 13.5.5 Implementación de Campo. En las siguientes subsecciones se centran en la aplicación sobre
el terreno de una inyección de agua del polímero. Diseño Flood. La elaboración de un diseño de inundaciones es uno de los primeros pasos al
implementar un proyecto de inyección de agua con polímeros . Selección de un polímero . Cuando se selecciona un polímero para un proyecto de inyección de agua con polímeros , uno debe tratar de maximizar , de la mejor manera posible, todos los atributos de la siguiente polímero. El polímero debe • maximizar la cantidad de aumento de viscosidad y / o la reducción de la movilidad por unidad de
coste . • disuelven fácilmente . • propagar bien y tienen una baja re tención como transportado a través del depósito . • presentar una buena estabilidad al cizallamiento . • poseen buena estabilidad química . • tienen una buena estabilidad biológica. • ser térmicamente estable a la temperatura del yacimiento . • poseer propiedades de inyectividad aceptables. La concentración de polímero . La concentración óptima de polímero para ser inyectado es un
parámetro crítico en el diseño de un proyecto eficaz de polímero - inyección de agua . La concentración del polímero inyectado afecta profundamente el costo , la economía, y el rendimiento de un proyecto polymerflooding . La concentración óptima es una función de las propiedades del yacimiento , la naturaleza de los problemas de conformidad del embalse , y el objetivo empresarial de la inundación polímero. Los objetivos de negocio de una inundación de polímero pueden incluir maximizar la recuperación de petróleo , lo que maximiza la tasa de retorno sobre el coste del proyecto polímero inundaciones y minimizar el costo de la inundación polímero.
Ref. . 69 prevé una revisión de la literatura de los 12 proyectos de polímero de inundación internacionales llevadas a cabo entre 1975 y 1992. Los proyectos incluyen tanto proyectos piloto y fieldwide . Diez de los proyectos de polímero de inundación implicó el uso de polímeros de acrilamida , y dos proyectos implicó el uso de polímeros de xantano . Se llevaron a cabo todos los proyectos de inundación en los embalses , con temperaturas de menos de 140 ° F. Para los 12 proyectos internacionales de polímero de inundación , la mediana de la recuperación incremental de petróleo , calculado a partir de datos en el papel, fue del 13% del petróleo original en sitio ( POES ) , y se informó de la gama de ecoveries petróleo incrementales a ser de 6 a 52% POES . El volumen medio de poro ( PV ) de la babosa polímero inyectado se calculó que era 51 % , con la gama de PV es de 21 a 100% . Estos valores de los parámetros inundaciones son notables si se considera en términos de valores comparables reportados en el periódico, o calculado a partir de los datos presentados en el trabajo , por 128 inundaciones de polímeros realizados en los EE.UU. entre 1980 y 1993. La mediana de la producción incremental de petróleo por las inundaciones de polímero de Estados Unidos fue de 4,9 % POES . La concentración media de polímero inyectado en los proyectos de los Estados Unidos fue de 460 ppm frente a 920 ppm para las inundaciones de polímero internacionales . Ref. . 69 estados que aparezca la cantidad de la producción incremental de petróleo para los 12 mejores proyectos internacionales se correlaciona con el valor numérico que se obtiene de multiplicar el PV de la babosa de polímero inyectado por la concentración promedio del polímero inyectado durante el proyecto polímero inundaciones. Sobre la base de los 12 proyectos internacionales de polímero de inundación , la concentración de polímero de 900 ppm en la babosa de polímero sería un buen valor de partida en el diseño de un proyecto de inyección de agua con polímeros . Trabajando a partir de esta concentración inicial, se debe determinar , mediante herramientas de ingeniería y evaluación adecuados , si la concentración de polímero óptimo para la inundación de polímero propuesto es en realidad más alto o más bajo. Volumen Dimensionamiento inyectado . En este escrito, el tamaño óptimo de la babosa polímero
solución para ser inyectada fue uno de los aspectos más controvertidos del diseño de un proyecto de polímero aterflooding . Este parámetro de diseño afecta profundamente el costo , la economía, y el rendimiento de un proyecto polímero inundaciones. Bajo el diseño del tamaño de la babosa de polímero inyectado ha sido pensado para ser una de las principales causas para la decepcionante actuación de muchas inundaciones de polímeros realizados en los EE.UU. El uso de los argumentos generales formuladas en los incisos anteriores, el tamaño óptimo de la babosa polímero solución durante las inundaciones de polímero es una función de las propiedades del yacimiento , la naturaleza de los problemas de yacimientos de conformidad , y el objetivo empresarial de la inundación polímero. Los objetivos de negocio de una inundación de polímero pueden incluir maximizar la recuperación de petróleo , lo que maximiza la tasa de retorno sobre el coste del proyecto polímero inundaciones , o reducir al mínimo el costo de la inundación polímero.
Sobre la base de 12 proyectos internacionales de polímero de inundación , una babosa PV 50 % de solución de polímero sería un buen valor de partida para utilizar en el diseño de un proyecto de inyección de agua con polímeros . Trabajando a partir de este polímero - solución del tamaño de tubería inicial , se debe determinar , mediante herramientas de ingeniería y evaluación adecuados , si el tamaño de la babosa de polímero solución óptima para la inundación de polímero propuesto es en realidad más alto o más bajo. Cuando se trata de diseñar el tamaño óptimo de la babosa polímero solución , dos parámetros importantes que deben tenerse en cuenta para la retención son de polímero y el ritmo y la naturaleza de la digitación viscosa de la impulsión de agua persecución polímero babosa en la babosa polímero solución. La clasificación de Polymer Concentración . Para superar , o reducir sustancialmente , el problema
de la digitación viscosa del polímero bolsa de agua unidad de persecución en la babosa de polímero , la mayoría de las inundaciones de polímero están diseñados con una cónica , disminuyendo - polímero concentración persecución babosa comenzando en o cerca del final del volumen de diseño de la babosa polímero solución primaria. Timing . Hay acuerdo general en que , cuando todos los demás factores se mantienen constantes ,
cuanto más temprano en la vida de una inyección de agua que una inundación polímero se inicie , el relativamente más eficaz de la inundación de polímero será. Hay dos factores que compensan los beneficios de un comienzo temprano. En primer lugar, es más difícil de evaluar definitivamente la recuperación de aceite de la eficacia potencial y económica de una inundación de polímero hasta que se ha establecido el rendimiento de inyección de agua definitiva . En segundo lugar, la descripción del yacimiento y de conformidad depósito asociado problemas a menudo están tan bien definidos , especialmente en un nuevo depósito . Pasos sugeridos para el diseño de una inundación polímero. Lago y Sorbie sugieren que el diseño
y la planificación de un procedimiento de inyección de agua de polímero deben implicar los siguientes elementos . • Se tamizan los embalses candidatos tanto para la viabilidad técnica y económica de llevar a cabo
un proyecto de inyección de agua de polímero éxito. • Si es apropiado y necesario, mejorar la descripción del yacimiento . • seleccionar el polímero que se debe utilizar en el proyecto inundaciones . • ¿Cuándo y dónde rentable , los estudios de laboratorio conducta bajo condiciones de yacimiento
para llevar a cabo pruebas de detección y la compatibilidad en las pruebas de núcleo inundaciones de polímero y polímero de solución para determinar las propiedades de flujo de polímero de solución y para estimar la recuperación incremental de petróleo ( en la escala de la tamaño del núcleo utilizado ) . • Estimar la cantidad de polímero que se requerirá para la inundación de polímero .
• Diseño de las instalaciones de inyección de polímero . • ¿Cuándo y dónde rentable , llevar a c abo una prueba de polímero inyectividad y una prueba
piloto polymerflood campo . • Si , estudios de simulación de yacimientos conducta viables y re ntables . • Optimizar el depósito , opera cional y el rendimiento económico del proyecto de inyección de
agua de polímeros, así como la optimización y el patrón de espaciamiento , estrategias de conclusión , y las tasas de inyección . Una de las principales causas de fracaso de los proyectos de polímero a las inundaciones es que la descripción de depósito utilizado no era exacta . Inyección de Polímeros . Las instalaciones de polímero por inyección y la inyección real del
polímero solución son aspectos importantes de una operación de inyección de agua - polímero éxito. Degradación del polímero. Si se permite que el polímero para convertirse en mecánica de cizalla
degradada durante la mezcla de la superficie y las operaciones de bombeo o durante la inyección en el depósito , el polímero se habrá perdido una cantidad importante , si no la mayoría , de su potenciador de la viscosidad y mobilityreducing alimentación antes de salir de la inyección así región vecina al pozo . Cuanto mayor sea la tasa de que una solución de polímero se inyecta a través de una unidad de área de superficie de inyección , mayor es la propensión a la degradación de cizallamiento mecánico del polímero . Es más a menudo el objetivo de inyectar la solución de polímero con la mayor rapidez posible , sin sobrepasar la presión de despedida depósito. La estrategia implementada por lo general es el uso de equipos de inyección y las terminaciones de pozos que las tasas de inyección deseados permisos sin degradación mecánica sustancial. Para reducir al mínimo la degradación de cizallamiento mecánico , el operador necesita utilizar equipos de bombeo especializado , estar seguro de que la solución de polímero no se pasa a través de las válvulas u orificios que causan campos de cizallamiento altos y perjudiciales , y utilizar la mezcla especiales y equipo de dilución , tales como el uso de mezcladores estáticos , a no cortan degradar el polímero durante la mezcla y operaciones de dilución . Bueno Finalización . Los pozos de inyección de las inundaciones de polímero son a menudo
agujero descubierto o grava compactada terminaciones . Fracturar hidráulicamente el pozo de inyección con , fracturas de ancho cortos se ha informado que se han utilizado con éxito para ayudar en la inyección de HPAM sin excesiva inyección degradation.The de cizallamiento de soluciones de polímeros a través de terminaciones mandril , con el flujo asociado de la solución de polímero a través de orificios mandril , ha demostrado a ser perjudicial en varios casos . La disolución de polímero . Históricamente , el polímero , según lo provisto a ( o cerca de ) la
localización del pozo final, debe ser disuelto y / o diluido en algún grado. El proceso de disolución de polímero o de dilución debe ser implementado de manera que el polímero se haya disuelto
completamente , a la concentración adecuada antes de la inyección en el depósito , y se disuelve o diluye en una manera que no cizallamiento mecánicamente degrada el polímero . El proceso de disolución o dilución puede variar de un proceso bastante simple para los caldos de polímero de xantano a un proceso muy difícil y un reto técnico para la ultra - alta - MW HPAM sólido. Un tiempo de disolución de largo es un determent económica para una inundación de polímero , porque requiere equipo adicional y tanques de almacenamiento de polímeros en soluciones adicionales. Polymer Filtration. La solución de polímero normalmente debe ser filtrado antes de la inyección
para asegurar que sea fácilmente inyectable y hace inyectividad daño no indebidamente . Este es un tema especialmente crítico y difícil cuando se inyectan soluciones de biopolímeros , tales como soluciones de xantano , que son conocidos por contener importantes cantidades de desechos de células de proceso de fermentación del polímero y desechos celulares que son difíciles de eliminar por completo con filtros . Polímero HPAM , cuando se obtienen en la forma sólida y después se disolvió en el campo , normalmente debe ser filtrada para eliminar microgeles o no disueltas " ojos de pescado ". La cantidad de material de microgel y de ojo de pez en un polímero de acrilamida hidrolizado dado varía de un fabricante a otro e incluso con la fabricación de los lotes del mismo fabricante de polímeros. Estos microgeles y ojos de pescado de HPAM sólido parcialmente hidratado en solución a menudo resultan en gran medida del proceso de secado final en la fabricación del polímero , en el que el sobrecalentamiento , el secado excesivo , y otros factores hacen que algunas de las moléculas de polímero para reticular químicamente juntos durante el proceso de secado . Partiendo de presión . Presión de inyección de fondo de pozo normalmente debe mantenerse por
debajo de formación de fracturamiento y presiones de despedida . Si se requiere la inyección de fracturación - bien para obtener adecuada inyectividad solución de polímero o para eliminar la degradación de cizallamiento mecánico , los pozos de inyección están normalmente fracturadas apropiadamente hidráulicamente durante una operación de fracturación hidráulica separada . Prueba piloto . Se recomienda una prueba piloto de un diseño de polímero - inyección de agua se
aplicará en uno o varios pozos de inyección antes de que un proyecto de inyección de agua polímero se implementa campo amplio y / o antes de implementar un proyecto de polímero inundación caro. El objetivo principal de una prueba piloto es para asegurar que no habrá inyectividad adecuada y que no habrá problemas sustanciales de inyectividad . El ensayo inyectividad polímero solución puede ser tan corto como varios días . Una correcta interpretación de una prueba de inyectividad polímero de un solo pozo puede ser difícil. Si el tiempo y la economía lo permiten, un objetivo secundario de la prueba piloto es demostrar que la inundación de polímero llevará a cabo en el depósito como se espera en términos de movilización y recuperación incremental de petróleo . Si se demuestra que es rentable , los pozos de observación pueden ser perforados cerca del pozo de inyección para observar, en un marco de tiempo relativamente corto , ¿cómo se puede esperar que el diluvio de polímero para llevar a cabo en el yacimiento.
Problemas relacionados con la fabricación de polímeros. Los polímeros utilizados en la inyección
de agua de polímero puede ser fabricado y suministrado al usuario final en una de cuatro formas . En primer lugar, los polímeros en forma de partículas sólidas , la forma más antigua , se transportan y se almacenan fácilmente . Polímeros suministrados en partículas sólidas son un desafío para disolver correctamente y en su totalidad. Además , el polímero de los polímeros de partículas sólidas se pueden dañar en el proceso de secado durante la fabricación del polímero, pueden contener sustancias químicas indeseables que recubren las partículas de polímero , ya menudo contienen microgeles indisolubles que no son inyectables en matriz de la roca del yacimiento y que dañan la inyectividad del pozos de inyección de polímero de solución. La segunda forma , concentradas (~ 10 % ) caldos de polímero acuosa ( especialmente los biopolímeros ) , se disuelve más fácilmente en el campo , pero es más costoso por libra de polímero para transportar al campo . La tercera forma es o bien emulsiones acuosas que contienen hasta 35 % o más activos de polímero de hidrocarburo o de líquido suspensiones / dispersiones que contienen ~ 50 % de polímero activo . El reto en el uso de polímeros suministrados en este formulario es invertir de forma rutinaria y consistentemente completamente la emulsión / suspensión en el campo para permitir que el polímero que se disuelve completamente en el agua de la inundación y para ser realmente eficaz durante la inyección de agua del polímero. En cuarto lugar, según lo permitan escala económica y proyecto , polímero campo manufacturados , especialmente de poliacrilamida parcialmente hidrolizada campo manufacturados , puede ser una opción atractiva para proporcionar polímero de características de alta calidad y rendimiento excepcional. Control de Calidad. El control de calidad es un elemento esencial para la implementación exitosa
de un proyecto de inyección de agua con polímeros . Un programa de control de calidad debe incluir, pero no limitarse a , los siguientes elementos :
La figura. 13.15- Respuesta a las inundaciones de polímero terciario en la unidad Norte Burbank, el condado de Osage, Oklahoma. • verificación de rutina de la concentración de polímero en el polímero tal como se suministra y en
la solución de polímero inyectado . • determinación rutinaria de la viscosidad y FE de la solución de polímero inyectado . • Comprobación de la capacidad de filtración de la solución de polímero que se va a inyectar. • Comprobación de las propiedades de velocidad de disolución del polímero en forma de
suministro . • La comprobación de que el polímero se puede inyectar para la disolución completa.
• Comprobación periódica de la estabilidad térmica y química del polímero mediante la medición
de la viscosidad y SF de muestras de polímeros en boca de pozo que se han envejecido durante períodos de tiempo apropiados a la temperatura del depósito en condiciones anaerobias escrupulosos en ampollas de vidrio selladas . ( Consulte el procedimiento de desoxigenación polímero solución de muestra recomendado discutido previamente en la Sección . 13.5.3 . ) 13.5.6 Resultados y Tendencias Ilustrativo de campo . Esta sección proporciona una breve revisión de las aplicaciones de campo ilustrativos de inyección de agua de polímero , junto con una breve discusión de las tendencias en la aplicación en el campo de la inyección de agua de polímeros en los EE.UU. Integral Encuesta Manning. En 1983 , Manning et al.70 publicaron un resumen amplio y clásico de los resultados de campo y el rendimiento de más de 250 proyectos de inyección de agua de polímeros y proporciona información relacionada con las aplicaciones de campo iniciales de la inyección de agua del polímero. Norte Burbank Flood Unidad . La figura . 13.15 muestra la respuesta de la producción incremental de petróleo para la inundación de polímero Norte Burbank Wyoming Polymer Inundaciones. Un proyecto de inyección de agua con polímeros que implicó un proyecto inundaciones de campo completo grande en el campo de la Cuenca del Norte en Oregon madura área productores de petróleo de la Cuenca Big Horn de Wyoming se informó en 1986 que está produciendo 2.550 barriles al día de producción incremental de petróleo . Se informó que este proyecto polímero inundaciones se recuperaría en última instancia, más de 10 millones de barriles de reservas incrementales desde el campo de la Cuenca del Norte Oregon maduro. El proyecto de campo supuso la inundación de tanto una formación de carbonato fracturado y una formación de arenisca fracturada con un diluvio de polímero utilizando poliacrilamida parcialmente hidrolizada . El polímero utilizado en este proyecto fue la inundación campo fabricado en el ámbito de la Cuenca del Norte Oregon en una planta con una capacidad de 23 millones de libras de polímero por year.68 Este es un ejemplo de un proyecto polymerflooding éxito utilizando HPAM y llevó a cabo en piedra arenisca natural fracturada y yacimientos carbonatados donde tanto la salmuera disolución de polímero y la salmuera del depósito eran relativamente solución salina y relativamente duro ( concentraciones relativamente altas de cationes divalentes y aniones ). Chinos Polymer Inundaciones. Los chinos han informado sobre una serie de proyectos de polímero de inundación. Durante una prueba piloto de las inundaciones de polímero con HPAM en el depósito 167 ° F Shuanghe del yacimiento petrolífero de Henan en China, se espera que la producción incremental de petróleo acercarse 9.8 % POES , y se esperaba que la inundación de polímero para recuperar 0,7 bbl de petróleo por libra de polímero inyectado .
Se ha informado de que la inyección de agua de polímero , usando HPAM , en el campo de Daqing en China se ha recuperado de forma acumulativa más de 300 millones de barriles de petróleo . Este proyecto de inyección de agua de polímero se informó de que la producción de 70 millones de bbl / año de aceite en 2001. El costo del petróleo desde el proyecto de inyección de agua de polímero se dice que es EE.UU. $ 6.60/bbl . El campo se informó que se producir a una velocidad de 310 % mayor que el esperado para la inyección de agua solo. La producción de petróleo incremental atribuido a la inyección de agua de polímero Daqing se situará en el rango de 12 % a 15 % del POES . Francés Polymer Flood. En 1995 , una actualización se informó sobre la inundación Francés
polímero Courtenay que se realizó en el modo de recuperación secundaria en un depósito de arena poco profunda con un aceite de viscosidad 40 cp y 86 ° F de temperatura de yacimiento . La inyección de agua no se llevó a cabo en este depósito debido a la combinación de , canales de arena de alta permeabilidad delgadas y una relación de movilidad desfavorable . Recuperación de aceite para la inundación de polímero fue de 6.6 % PV . El coste total de la producción de petróleo a partir de este proyecto de inundación de polímero fue EE.UU. $ 12/bbl.72. canadiense Rapdan Polymer Flood. A 13 -productor y 5- inyector piloto de inyección de agua de
polímero se llevó a cabo en 1986 en el 130 º F y 110 md permeabilidad media superior Shaunavan formación de la Unidad Rapdan en Saskatchewan , Canadá. El piloto polímero inundación consistió en la inyección de un 17% de PV de 1100 a 1500 solución de polímero poliacrilamida ppm. Inundaciones Polymer se inició después de inyección de agua . Como consecuencia de las inundaciones de polímero , se informó que la producción de petróleo ha aumentado de 410 barriles al día en el 18% aceite cortado a pico de producción de 1.100 barriles al día en el 36 % de corte de petróleo. Revisión de todo el mundo Polymer inundaciones . Como Sec . 13.5.5 describe , una revisión de la
literatura fue llevado a cabo en doce inundaciones internacionales de polímeros, ambos pilotos y proyectos fieldwide , que se realizaron entre 1975 y 1992.69 Todas las inundaciones fueron realizados en embalses con una temperatura del yacimiento de menos de 140 ° F. En diez de las inundaciones , poliacrilamida parcialmente hidrolizada se utilizó como el polímero , y , en dos de las inundaciones , xantano se utilizó como el polímero . Las inundaciones de polímero internacionales recuperaron entre 6 y 52 % del POES , en comparación con la recuperación de 128 inundaciones de polímero estadounidenses medio de 4,9 % OOIP . La conclusión general de Ref . 69 era que tendía a haber una correlación entre el polímero de inundaciones la producción incremental de petróleo y la cantidad total de polímero utilizado en las inundaciones de polímeros, según la definición de PV de polímero inyectado multiplicado por el promedio de concentración de polímero inyectado . Encuesta de EE.UU. Polymer - Flood Producción Proyecto. Ref. . 74 informaron total recuperación
mejorada de petróleo EE.UU. (EOR ) la producción de petróleo a partir de proyectos de inyección de agua con polímeros en 1998 fue de sólo 139 barriles al día . Esta cifra de producción se redujo de 21.000 barriles al día en 1988 para la producción de aceite de EE.UU. EOR resultante de los proyectos de inyección de agua con polímeros . En la misma encuesta en 2000,75 producción EOR
para el polímero y las inundaciones química se combinaron para que la cifra de producción de EOR inundaciones polímero solo no era discernible . La producción combinada de petróleo de EE.UU. informó en 2000 como resultado de químicos y polímeros inundación fue 1.600 barriles al día . En 2002, se reportó una producción de EOR de las inundaciones de polímero que han caído a cero, y se informó de que el número de proyectos de polímero de inundaciones en los EE.UU. había caído de 178 en 1986 a 4 en 2002 . En la encuesta de 2002, se enumeran 20 proyectos de polímero de inundación que se llevan a cabo fuera de los EE.UU. y Canadá. No hay, en este momento, una tendencia en los EE.UU. hacia una menor producción de petróleo polímero inundación EOR . 13.5.7 Lectura adicional . Inyección de agua Polymer se documenta a fondo en la referencia . 46 y
muy bien crítica en el Cap. 8 de Ref. . 55 . 13.5.8 Polímeros para Impartir DPR y RPM . En Sec . 13.4 , una revisión se presentó de los
conceptos , la aplicabilidad , limitaciones , y la conveniencia de la República Popular Democrática de fenómeno que se aplica a la conformidad de superación - de cierre de agua (y / o de reducción de agua ) tratamientos. Ya en 1964 , ciertos polímeros solubles en agua de polímeros a las inundaciones eran conocidos para impartir DPR al flujo de agua en el depósito de roca que se había inundado previamente con el polímero. Aunque , en concepto , polímeros de permeabilidad de reducción de soluble en agua pueden ser inyectados ( usando polímeros y condiciones apropiados ) en matriz de la roca para reducir la permeabilidad absoluta para todos los fluidos (incluyendo el agua , petróleo y gas ) , la inyección de la permeabilidad hidrosoluble reductores de polímeros en matriz de la roca se realiza con mayor frecuencia para impartir DPR. Ventajas y Problemas . Bullhead inyección de una solución acuosa simple que contiene un
polímero soluble en agua para tratar los problemas de conformidad , como la producción excesiva de agua , en la matriz de la roca embalses ( fracturadas ) es un concepto altamente atractivo. La mayoría de los polímeros de DPR (también conocidas como polímeros RPM ) no suelen ser muy exóticos o costosos . Por lo tanto , los tratamientos DPR -polímero solo para reducir la producción excesiva de agua son mucho más simples y menos arriesgado , en su concepto, que la realización de la misma tarea utilizando una relativamente fuerte gel total de cierre , particularmente un gel de polímero "fuerte" reticulado. Una solución polímero solo plantea menos riesgo de totalmente sellando el volumen del depósito tratado en comparación con la inyección de un gel de cierre de agua . Los aspectos químicos y operacionales de la inyección de una solución de polímero con fines water-shutoff/reduction son sustancialmente menos complicada que la inyección de un gel de polímero comparable. Sin embargo , los tratamientos de polímero DPR- de abastecimiento de agua y / o de reducción de agua tienen una serie de limitaciones significativas , además de las que ya se ha discutido en la sección . 13.4 . En primer lugar , qué tan rápido se desorbe el polímero tratamiento y fluya de nuevo a la producción del pozo ? En segundo lugar, los tratamientos de polímero para la mejora de la RDP de conformidad son normalmente éxito sólo cuando se aplica a la matriz depósitos de
aceite de roca con una permeabilidad relativamente baja ( por lo general menos de 1 Darcy ) . Además, muchos de los tratamientos existentes conformidad de mejora de polímero DPR sólo son aplicables a la arena y yacimientos de areniscas . Tratamientos de mejora de la conformidad de polímero DPR no son directamente aplicables en las fracturas y otras anomalías de alta permeabilidad . En tercer lugar, la cantidad de El DPR , que es impartido por los sistemas de polímeros disponibles en este escrito , es a menudo bastante pequeña en comparación con la cantidad de RDP de que se puede impartir por geles de polímero DPR. Ref. . 42 proporciona directrices para el bienestar y selección de candidatos químico para su uso cuando se considera la aplicación de tratamientos de polímero DPR watershutoff/reduction . En cuarto lugar, el rendimiento de los tratamientos DPR de polímero ha sido irregular tanto en el ambiente de laboratorio y de campo . Mecanismo para impartir DPR. Aunque el mecanismo por el cual los polímeros imparten el DPR al
flujo de agua en el depósito de medio poroso se encuentra actualmente en estudio activo , se cree que el mecanismo básico para involucrar a la adsorción de polímero sobre las paredes y / o la retención del cuerpo de poros en las gargantas de poros . En la mayoría de los casos , polímeros DPR tienden a disminuir la permeabilidad relativa al agua con poco efecto sobre la curva de la permeabilidad relativa de petróleo o gas . La figura . 13.16 , tomado de Ref . 35 , describe el efecto DPR y RPM en la permeabilidad relativa curvas impartidas en un paquete de arena 4.8 Darcy que se inundó a 140 ° F con una solución de 10 g / L de biopolímero polisacárido G en 10 g / L KCl salmuera . La figura muestra , como resultado de inundar el paquete de arena con la solución de biopolímero , cómo la curva de la permeabilidad relativa al agua se redujo sustancialmente , mientras que la curva de la permeabilidad relativa al aceite era relativamente poco afectada .
La figura. 13.16- Efecto de modificación de la permeabilidad relativa inducida en un paquete de arena por polisacárido G.
Rango de aplicabilidad de los tratamientos de polímeros DPR. Mientras que los sistemas de
polímeros DPR para impartir mejora la conformidad se han dirigido principalmente a la arena y de la piedra arenisca embalses , siendo presumiblemente el agua moja, se han observado efectos de polímero DPR favorables cuando poliacrilamida no iónica se colocó en varias rocas carbonatadas , ya sea con las condiciones humectados por agua y oilwet . Tratamientos de polímero RDP de se han aplicado a los depósitos con temperaturas de hasta 225 ° C , sin embargo , los sistemas de polímeros RDP de para su uso en los tratamientos de mejora de la conformidad - sólo son aplicables en un rango menor permeabilidad limitada ( aproximadamente 5 MD a cientos de MD en la mayoría de los casos ) . Debido a que el límite superior de la permeabilidad varía con el sistema polimérico DPR específico y con litologías depósito de roca específicas, es difícil proporcionar un límite de permeabilidad superior universal para la aplicación exitosa de sistemas
