geles

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS

SEMINARIO DE MÉTODOS DE RECOBRO USO DE GELES POLIMÉRICOS EN CONTROL DE AGUAS DE INYECCIÓN

KAREN NATALY NARANJO PICO MICHAEL ALEXANDER LOZANO HERRERA LISETH PARRA CHIA

GRUPO H1

DOCENTE: ING. JORGE MARIO PALMA BUSTAMANTE

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERIAS INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE RECOBRO BUCARAMANGA 2012

1 METODOS DE RECOBRO


TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4 1. CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS DE LA INYECCIÓN DE GELES .................................................... .......................................................................... ...................... 5

1.1 OBJETIVOS DE UN PROCESO DE INYECCIÓN DE GELES ................................................................ 5 1.2 ¿COMO SE FORMAN LOS GELES? ................................................................................................. 5 1.3 PROCESO DE INYECCION DE GEL .................................................................................................. 6 1.4 IMPORTANCIA DE LA INYECCIÓN DE GELES ................................................................................. 8 1.5 GELES COMERCIALES .................................................................................................................... 8 1.6 SCREENING TÉCNICO DE UN PROCESO DE INYECCIÓN DE GELES .............................................. 10 2. EFECTO DE ALGUNAS PROPIEDADES EN LA EFICIENCIA DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE GELES . 11

2.1. EFECTO DE LA REOLOGÍA .......................................................................................................... 11 2.2. EFECTO DE LA RETENCIÓN QUÍMICA ........................................................................................ 12 2.3. EFECTO DE LA DIFUSIÓN ........................................................................................................... 13 2.4. EFECTO DE LA DISPERSIÓN ........................................................................................................ 15 2.5. INYECTIVIDAD ............................................................................................................................ 16 3. IMPLEMENTACIÓN IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGIA DE GELES EN POZOS INYECTORES ............................... . 17

3.1. PROPIEDADES DE YACIMIENTO ................................................................................................. 17 3.1.1 HETEROGENEIDAD. HETEROGENEID AD.................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ........................ ....... 17 3.1.2 CONTINUIDAD DEL YACIMIENTO. ........................................................................................ 17 3.1.3 RESERVAS RESERVA S REMANENTES DE ACEITE. .................................. ................. ................................... ................................... .............................. ............. 18 3.1.4 SELECCIÓN DE LA ZONA DE APLICACIÓN ............................................................................. 18 3.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN EN POZOS INYECTORES................................... INYECTORES.................. ................................... ................................. ............... 19 4. IMPLEMENTACIÓN IMPLEMENTACIÓN DE LA INYECCIÓN DE GELES EN POZOS PRODUCTORES ........... .................... 20

4.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN EN POZOS PRODUCTORES ............................................................... 21 5. SISTEMAS NO FRACTURADOS Y FRACTURADOS FRACTURADOS SIN FLUJO CRUZADO ...................................... 22 6. SISTEMAS NO FRACTURADOS Y FRACTURADOS CON FLUJO CRUZADO ........ ............................. 24 7. TÉCNICAS DE IMPLEMENTACIÓN .............................................. ............................................................................................. ............................................... 27

7.1 POR CABEZAL DE POZO (BULLHEADING).............. (BULLHEADING)....................... .................. ................... ................... .................. .................. .................. .............. ..... 27 7.2 AISLAMIENTO MECÁNICO .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................... 29



7.3 INYECCIÓN DUAL .................................. ................ ................................... ................................... ................................... .................................. ................................. ................ 30 8. APLICACIÓN DE LA INYECCIÓN DE GELES...................................................................... ............ 32

8.1. APLICACIONES DE LA INYECCIÓN INYECCIÓN DE GELES EN CAMPOS ALREDEDOR ALREDEDOR DEL MUNDO. ........... ........... 33 8.1.1 CAMPO LOMA ALTA SUR (ARGENTINA). (ARGENTINA ). ................................. ................ ................................... ................................... ........................ ....... 33 8.1.2 CAMPO TORDILLO (ARGENTINA) ................................. ............... ................................... .................................. ................................... ...................... .... 35 8.1.3 CAMPO HEALDTON (ESTADOS UNIDOS) .................................. ................. ................................... ................................... ........................ ....... 37 8.1.4 CAMPO DAQING (CHINA) ................................... .................. .................................. ................................... .................................... .............................. ............ 39 CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 43 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................................... 44



INTRODUCCIÓN La industria petrolera tiene como objetivo cubrir la demanda energética del planeta, para ello se han implementado novedosas tecnologías que tienen como fin el aumento del factor de recobro en campos de hidrocarburo, entre estos el más antiguo y con una mayor porcentaje de aplicación la inyección de agua sin embargo la canalización del agua a través de zonas de alta permeabilidad y zonas fracturadas, generalmente se convierten en un problema durante la inyección. Actualmente se encuentra en auge una posible solución a este problema, este consiste en alterar la permeabilidad en zonas canalizadas, de tal manera que el fluido en la inyección sea desviado hacia aquellas secciones del yacimiento menos permeables, donde el agua no ha realizado eficientemente la inundación y aun se presentan zonas de alta saturación de aceite. La producción de crudo en nuestro país se ha centrado en la recuperación primaria y, en algunos casos, en el uso de la inyección de agua, que ha permitido incrementar el factor de recobro en campos como La Cira –Infantas, Casabe y Tibú, entre otros. Este método, el más común de los de recuperación secundaria, se basa en la introducción de agua al yacimiento con el objetivo de desplazar el petróleo hacia los pozos productores. La eficiencia del proceso se debe en gran medida a la facilidad que tenga el agua para fluir en el yacimiento, pues en zonas que posean altos valores de permeabilidad se obtendrá un buen desplazamiento del crudo, mientras que las zonas apretadas difícilmente serán contactadas por el agua. Así, aunque un proceso de inyección de agua haya alcanzado alcanzado la ruptura, existe una alta probabilidad de que las zonas de menor permeabilidad en el yacimiento tengan aún altos valores de saturación de petróleo, debido a que el agua no tuvo influjo en ellas. Entonces, con el objetivo de contrarrestar una debilidad del proceso de inyección de agua, como es la pérdida del crudo perteneciente a estas zonas de baja permeabilidad, se ha desarrollado la técnica de inyección de geles, la cual genera una modificación de la permeabilidad del yacimiento, los geles tienen su origen en las soluciones poliméricas y se desarrollan a partir de reacciones químicas que generan procesos de precipitación. Este trabajo presenta un análisis de la inyección de geles partiendo de las generalidades del proceso, su comportamiento en yacimientos con flujo cruzado, así como el efecto de ciertas propiedades en la eficiencia del proceso.



1. CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS DE LA INYECCIÓN DE GELES 1.1 OBJETIVOS DE UN PROCESO DE INYECCIÓN DE GELES El proceso de inyección de geles es una técnica aplicada para mejorar el desplazamiento volumétrico con inyección de agua en un yacimiento, el objetivo principal es aumentar la restricción al flujo de agua en zonas donde la permeabilidad es alta, para que de esta manera se genere un desplazamiento por medio de zonas de menor permeabilidad donde se concentra una cantidad de hidrocarburo considerable, de esta manera se produce un aumento en el factor de recobro del yacimiento.

1.2 ¿COMO SE FORMAN LOS GELES? La inyección de geles está conformada por tres actores a saber: agua, polímero y agente

entrecruzador. entrecruzador .

Las

concentraciones

y

composiciones de estos, permiten

establecer las condiciones de diseño necesarias para la inyección de los químicos y formación de los geles así como determina el procedimiento a seguir en su proceso de implementación.

Figura 1. Formación de geles



1.3 PROCESO DE INYECCION DE GEL En la inyección de geles, una solución que contiene agua, polímero y un agente entrecruzador (por ejemplo acetato de cromo o citrato de aluminio) es inyectada al yacimiento que, al igual que el agua inyectada previamente, tenderá hacia las zonas de alta permeabilidad. Una vez realizado el proceso de inyección, por efectos del agente entrecruzador, que es una sustancia química encargada de generar el proceso de formación del gel, ocurre la reacción con la solución polimérica y se forma un gel en el medio poroso, un fluido con una viscosidad muy alta o moderada que lo hace esencialmente inmóvil , este es recomendado para minimizar los daños a las zonas saturadas con aceite, éste gel queda atrapado en las zonas de alta permeabilidad cercanas al pozo inyector y/o productor, y entonces actúa como un reductor de la permeabilidad de esas zonas, forzando a que el agua que se inyecte posteriormente al yacimiento fluya a través de las zonas de baja permeabilidad, consiguiendo incrementar el recobro de petróleo. El anterior proceso se puede observar en la Figura 2 ( a) Inyección de la solución gelante al yacimiento; b) Formación de gel; c) Reanudación c) Reanudación de la inyección de agua).

Figura 2. Proceso de inyección de gel



El proceso de formación del gel depende del sistema químico usado, la forma de mezclar sus componentes y la velocidad de la reacción química. Se pueden inyectar los químicos mezclados en superficie o ser inyectados por separado de forma secuencial, de esto depende si la reacción ocurre en el camino de superficie a subsuelo o lo más común, que ocurra en el yacimiento. El tiempo necesario para que ocurra la reacción química que genera la formación del gel es variable, este depende del tipo de agente entrecruzador, la concentración y características de la solución polimérica, así como de otras variables del sistema como la temperatura y la resistencia a fluir, por esto, el volumen de reactivos bombeado debe ser diseñado para ser compatible con estas características. Un ejemplo del efecto generado por el uso de esta técnica se puede ver en la Figura 3 en ella se observan esquemáticamente esquemáticament e las condiciones de un pozo inyector antes y después de un tratamiento de geles; inicialmente la zona resaltada tiene una permeabilidad de 500 mD y luego del trata disminuir a 50 mD, al ocurrir esto, el agua que se inyecte luego de realizado el tratamiento se distribuirá de forma diferente en todas las zonas y contactará zonas zonas no barridas. En este sentido, aunque se pudiera pensar

que

es

necesario modificar las propiedades a lo largo de todo el yacimiento, desde el pozo inyector hasta el productor; por lo general, los tratamientos tienden a ser efectivos en una región relativamente cercana a la cara del pozo.

Figura 3. Modificación de la permeabilidad en el yacimiento1

1

Fuente: JE Smith, TIORCO, INC, Practical Issues With Field Injection Well Gel Treatments, SPE 18 May 1999, Gillette, Wyoming



La inyección de geles tiene dos aplicaciones diferentes: 

Puede utilizarse la inyección de geles en pozos productores con el fin de evitar las altas tasas de producción generadas por la conificación de agua.



Se inyectan geles en los pozos inyectores con el fin de mejorar la eficiencia de barrido volumétrico, evitando el flujo de agua por por zonas de alta permeabilidad y mejorando el barrido de zonas de baja permeabilidad que tienen altas saturaciones de aceite residual que no ha sido contactado.

1.4 IMPORTANCIA DE LA INYECCIÓN DE GELES La inyección de geles en yacimientos sometidos a proyectos de recuperación secundaria con agua, ayuda principalmente principalment e a: 

Sellar completamente zonas ladronas y fracturas. fracturas .



Reducir la producción de agua.



Corregir o prevenir las ineficiencias de barrido, evitando que el agua se canalice.



Aumentar el factor de recobro de aceite.



Mejorar de forma eficiente los perfiles de inyección.

1.5 GELES COMERCIALES Existen dos grandes grupos de geles-polímeros que pueden ser inyectados a una formación con diferentes objetivos y características, las principales son las siguientes: 

GELES-POLÍMEROS (CON ENTRECRUZADOR) DE BAJA VISCOSIDAD. VISCOSIDAD. Se utilizan para mejorar la eficiencia de barrido en el medio poroso. Su aplicación consiste en la inyección de volúmenes definidos de baja concentración, también denominados microgeles. Además, se usan también para corregir fracturas o canales de alta permeabilidad, aumentando su concentración.



GELES-POLÍMEROS (CON ENTRECRUZADOR) DE ALTA VISCOSIDAD U OBTURANTES. OBTURANTES. Son aplicados para corregir los efectos de las heterogeneidades del yacimiento en el entorno de los pozos productores o inyectores. Estos geles obturantes o



permanentes son usados como bloqueadores del movimiento de agua en zonas canalizadas. Los geles obturantes se destacan por su característica de selectividad, tanto de las zonas de mayores permeabilidades como de los niveles con mayores saturaciones de agua. A continuación continuación se describen describen los productos químicos más usados usados en la industria industria del petróleo, petróleo, éstos se ajustan a los requerimientos del proceso descrito con anterioridad y son los más difundidos: 

MICROGEL (CDG). Es un gel de poliacrilamida que se genera después de que entra al yacimiento. Estos geles son formados por polímeros de baja concentración, capaces de entrar a la matriz de la roca y fluir en profundidad, mientras son adsorbidos por la superficie de la roca. Así, se alteran físicamente los caminos preferenciales del flujo, reduciendo la permeabilidad. Luego del tratamiento, el yacimiento se vuelve más uniforme al paso del fluido y se contactan rocas productivas de baja permeabilidad. Son usados para el control de movilidad, ya que manejan bajas concentraciones y altas resistencias al flujo. El uso principal de estos es modificar la variación de permeabilidad en profundidad y mejorar así la eficiencia de barrido.



UNOGEL y GELES MARCIT. MARCIT. Estos dos tipos de geles-polímeros hacen parte de la tecnología utilizada para modificar el estado mecánico del pozo, usualmente llamado conformance. Por tanto, se usa para contrarrestar la canalización de los fluidos, la baja presión en inyectores y el alto corte de agua en pozos productores. Para ello, se modifica la permeabilidad en las zonas vecinas del pozo y en profundidad, en zonas con altas saturaciones de agua y alta permeabilidad, se taponan las zonas de alta producción de agua y se reduce la permeabilidad de las zonas “ladronas”, mejorando la eficiencia volumétrica y aumentando de esta manera el factor de recobro. Los geles MARCIT pueden ser usados en yacimientos con temperaturas de hasta 220°F, mientras que los UNOGEL pueden ser inyectados en yacimientos muy calientes de hasta 350°F. Estos geles son muy fuertes y capaces de formarse en condiciones extremas tales como: Altos niveles de H 2S, CO2 y altas temperaturas.





GEL MARA-SEAL. MARA-SEAL. Este tipo de gel tiene como uso primordial modificar la permeabilidad en las zonas vecinas del pozo. Está formulado con altas concentraciones de un polímero de bajo peso molecular, el cual le permite penetrar en la roca para sellar completamente el área o zona contactada. Se usa para corregir fallas en la cementación, sellar perforaciones en zona de agua, sellar fracturas en zona de agua y sellar comunicaciones detrás de revestimiento.

1.6 SCREENING TÉCNICO DE UN PROCESO DE INYECCIÓN DE GELES La siguiente tabla presenta el Screening técnico de un proceso de inyección de geles realizado al yacimiento Loma Alta sur Argentina. Tabla 1. Screening técnico de un proceso de inyección de geles



2. EFECTO DE ALGUNAS ALGUNAS PROPIEDADES EN LA EFICIENCIA DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE GELES

2.1. EFECTO DE LA REOLOGÍA Cuando la solución polimérica es inyectada, o aun mas importante, cuando la mezcla de la solución polimérica y el agente entrecruzador se lleva a cabo en superficie y luego inyectada, es importante determinar las características de flujo de esta solución potencialmente gelificante. Por ello, tomando como base el concepto de velocidad del fluido y factor de resistencia ( Fr : relación entre la movilidad del agua y la de la solución gelante). Para comprobar de qué manera la reología de algunas soluciones afectan la eficiencia de un proyecto de inyección de geles, se llevaron a cabo una serie de pruebas de laboratorio. En estas pruebas, dos corazones de diferente permeabilidad fueron conectados en paralelo. Los corazones tenían la misma longitud, porosidad y compartían el mismo puerto de inyección. Inicialmente los corazones fueron saturados con agua y posteriormente se realizaron una serie de desplazamientos con soluciones gelantes de diferentes características. Los resultados son reportados en la siguiente figura. De estos resultados, puede inferirse que los fluidos no-newtonianos junto con los fluidos newtonianos de alta viscosidad causan los mayores daños a las zonas de menor permeabilidad. Por ello es recomendable aislar estas zonas cuando se utilicen soluciones de este tipo.

Relación Permeabilidad K1/Ki Figura 4. Efecto de la reología en la eficiencia de un proyecto de inyección de geles.



2.2. EFECTO DE LA RETENCIÓN QUÍMICA Cuando se inyectan soluciones químicas al yacimiento pueden existir significativas interacciones entre ellas y el medio poroso. La principal consecuencia de las interacciones radica en la retención de los químicos por el medio poroso, esto genera disminución en la efectividad de los procesos por efecto de la disminución de la concentración del químico en el fluido inyectado. Sin embargo, otra consecuencia de la retención puede ser la disminución de la permeabilidad efectiva al fluido inyectado, lo cual en algunos casos, como en la inyección de geles, puede ser benéfico para el proceso de recobro. Los mecanismos que llevan a la retención de polímeros en el medio poroso se pueden clasificar en tres grupos principales: adsorción, entrampamiento mecánico y retención hidrodinámica. Sin embargo, sin importar de cual se trate, todos se ven mayormente afectados por la distribución de las moléculas, el tamaño de los poros y los caminos efectivos de flujo. Además, la determinación del grado de retención es uno de los aspectos cruciales para la evaluación técnico económica de la viabilidad de implementación de un proceso de recobro por inyección de químicos, como es el caso de los geles. En la Figura 5 se pueden ver esquemáticamente los diferentes mecanismos por los cuales se puede presentar la retención de polímero en el medio poroso. La adsorción ocurre en las paredes de la roca, el entrampamiento hidrodinámico en zonas estancadas que se generan en el yacimiento por la unión de las partículas rocosas y el entrampamiento mecánico se presenta en las gargantas estrechas que dificultan el paso de fluidos y atrapan al polímero.

Figura 5. Mecanismos de retención en el medio poroso2 2

Fuente: SORBIE, Kenneth. Polymer-Improved Oil Recovery.Blackie, USA. 1991.



Como se observa en la Figura 6, la retención química aumenta conforme la permeabilidad de la zona disminuye. Esta afirmación tiene sentido, ya que entre menor sea la permeabilidad, las moléculas de los polímeros que son de gran tamaño quedan atrapadas en el medio poroso. Debido a este comportamiento, podría esperarse que la penetración de la solución gelante en las zonas menos permeables sea menor. Esto ha sido comprobado a través de estudios de laboratorio. Sin embargo, a pesar de que el grado de penetración del gel sea menor en las zonas de baja permeabilidad, el Fr y el Frr también aumentan conforme la permeabilidad de la zona disminuye, lo que hace que las pérdidas de inyectividad en dicha zona también aumenten. Por ello, puede afirmarse que la retención química posiblemente no mitigara los daños causados por los geles a las zonas de baja permeabilidad.

Permeabilidad [md] Figura 6. Efecto de la retención química, el factor de resistencia y el factor de resistencia residual en un proyecto de inyección de geles.

2.3. EFECTO DE LA DIFUSIÓN En teoría algunos autores afirman que la difusión y la dispersión podrían diluir los bancos de gel acumulados en zonas de baja permeabilidad. Esta dilución sería lo suficientemente grande como para evitar que la etapa de gelación sea llevada a cabo. La dilución por difusión depende de 4 factores:





El tamaño del banco de agente gelante,



El coeficiente de difusión,



El tiempo de gelación y



El grado de difusión necesaria para prevenir la gelación.

El coeficiente de difusión típico para químicos de bajo peso molecular disueltos en agua oscila aproximadamente entre 1,5 x 10 -6 pulgadas 2/seg. Estos químicos pueden ser acrilamidas monoméricas, fenoles y formaldehidos. Para químicos de peso molecular alto (poliacrilamidas y Xanthan) disueltos en agua, el valor típico del coeficiente de difusión oscila entre 1,5 x 10 -9 pulgadas 2/seg. Por otro lado, para especies de bajo peso molecular presentes en una solución polimérica viscosa, los coeficientes de difusión tendrán algunos valores intermedios que varían inversamente con la viscosidad de la solución.

Los

coeficientes de difusión moleculares mencionados anteriormente para químicos de diferente peso molecular no tienen el mismo valor que los coeficientes de difusión asociados a un medio poroso como tal. Otro parámetro involucrado en la dilución por difusión es el tiempo de gelación, el cual para aplicaciones de campo cercanas al pozo va desde algunos minutos a algunos días. El tiempo de gelación decrece con el incremento en la concentración de los agentes gelantes. Es importante resaltar que las concentraciones mínimas de los reactantes deben estar presentes en la solución para que ocurra la gelación. En la mayoría de las aplicaciones de campo, el grado de concentración de los reactantes está por encima del mínimo por lo que un nivel de dilución significativo es necesario para prevenir la gelación. Seright asume que las reacciones de gelación son detenidas diluyendo un 10% de los reactantes. Sin embargo, a partir de los resultados obtenidos de estudios de campo se ha observado que la dilución y la dispersión generalmente no causan una dilución del banco de gel suficientemente alta como para prevenir la gelación en capas de baja permeabilidad. Considerando las profundidades de penetración de los agentes gelantes en las aplicaciones de campo, la difusión probablemente no tendrá un impacto significativo a gran escala, lo que no sucede en aplicaciones a escala de laboratorio. Para comprobar esto, considérese la inyección de un agente gelante de 1 cp de viscosidad empleado para desplazar agua de dos corazones que se encuentran conectados en paralelo. Durante la prueba se asume que uno



de los corazones es 10 veces más permeable que el otro y que los dos tienen la misma porosidad. Cuando el agente gelante alcanza la salida del corazón más permeable, la penetración del gel en la capa menos permeable es de 0,1 pies. Después de un día, la mayoría del agente gelante en el corazón menos permeable será diluido si el coeficiente de dilución es 1,5 x 10 -6 pulgadas 2/seg.

2.4. EFECTO DE LA DISPERSIÓN Como se mencionó anteriormente, durante un proyecto de inyección de geles la difusión y la dispersión pueden ocurrir. La diferencia entre las dos radica en que la dilución por difusión ocurre por la diferencia entre las concentraciones de los fluidos que han entrado en contacto y la dilución por dispersión ocurre por variaciones en la velocidad dentro de cada canal de flujo y desde un canal a otro. En el flujo a través de los yacimientos, la dispersión es más importante y tiene un mayor impacto en la dilución que la que tiene la difusión. La Figura 7 muestra estos estimados como funciones de la dispersividad y el tamaño del banco original de gel. Puede observarse de la figura que entre mayor sea el valor de dispersividad del medio poroso y entre menor sea el tamaño original del banco de gel, mayor será el impacto de la dispersión en la dilución del banco de gel.

Figura 7. Efecto de la dispersión en el tamaño del banco de gel 3. Longitud del banco sin dispersión 3

Fuente: SERIGHT, R.S. Impact of dispersion on gel placement for profile control.



Es importante mencionar que para que la dilución por dispersión tenga un impacto significativo en aplicaciones de campo, deben tenerse valores de dispersividad muy grandes y distancias de penetración del gel en el yacimiento significativas. Las condiciones mencionadas anteriormente generalmente no ocurren ya que el tratamiento es llevado a cabo en las cercanías a la cara del pozo y los valores de dispersividad son pequeños (< 1 pies), por lo que la dispersión no asegurará la dilución de los bancos de gel ubicados en las zonas de baja permeabilidad o zonas saturadas con hidrocarburos.

2.5. INYECTIVIDAD La inyectividad de un pozo puede ser definida definida como su capacidad para recibir un líquido que es inyectado a través de él. Ésta propiedad depende de las características de la formación y el tipo de fluido a inyectar, además de ser influenciada negativamente por el taponamiento de las perforaciones y en general de la cara del pozo. Con el índice de inyectividad es posible estimar la capacidad del pozo para permitir la inyección a través de él. Para ello, se tiene control sobre los parámetros operacionales de la inyección y por pruebas adicionales se establece la presión del yacimiento. En algunos pozos el índice permanecerá constante para una amplia variación en la tasa de flujo, esto ocurre dependiendo de la diferencia de presiones y usualmente lo que se busca es mantener controlado este parámetro y que no se vea afectado por la inyección. Según lo anterior, la tasa de inyección de un pozo está limitada por la inyectividad de este, la cual a su vez depende de la máxima presión de inyección que permite la formación sin fracturarse. Se debe tener presente que la presión de inyección debe medirse en la entrada de las perforaciones, tomando en cuenta las pérdidas en la tubería. Para concluir, desde el punto de vista de la inyección de geles, la inyectividad es un parámetro determinante, ya que los fluidos inyectados deben tener la capacidad de penetrar la formación para que se logre implementar el proceso y que éste sea eficiente. Sin embargo, mantener la inyectividad es una tarea difícil cuando se está implementando un proceso de inyección de polímeros y geles en el medio poroso, normalmente se genera disminución en esta propiedad.



Las pérdidas de inyectividad pueden ser causadas por la filtración hacia la formación cercana a la cara del pozo, de pequeñas partículas en el fluido de inyección, lo cual disminuiría la tasa de inyección.

3. IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGIA DE GELES EN POZOS INYECTORES 3.1. PROPIEDADES DE YACIMIENTO Dentro de las características del yacimiento que son importantes al momento de implementar un proceso de inyección de geles se encuentran las siguientes:

3.1.1 HETEROGENEIDAD. Para el caso de la inyección de geles, la variación de permeabilidad, en especial en dirección vertical, genera problemas operacionales en procesos de recobro de hidrocarburos como la inyección de agua. Esto se debe a la distribución inequitativa de los fluidos inyectados en la formación, ya que tienden a desplazarse por los estratos que presentan mejores propiedades petrofísicas, en especial altas permeabilidades. Entonces, la variación de la permeabilidad vertical es una propiedad determinante y es el foco de los estudios de una posible implementación de procesos de inyección de geles, realizado con el objetivo de modificar los caminos de flujo de fluidos inyectados.

3.1.2 CONTINUIDAD DEL YACIMIENTO. Los procesos de inyección de geles son realizados con el objetivo de realizar modificaciones a la permeabilidad en sitios específicos del yacimiento, para posteriormente, continuar la inyección de agua o implementar un proceso de recobro adicional. Por tanto, garantizar que la zona tratada tenga buenas características para procesos de desplazamiento, es básico al momento de evaluar una posible inyección de geles. Esto debe ser realizado por medio de un análisis riguroso de las condiciones geológicas y estratigráficas, realizada por expertos y conocedores del campo en estudio. 17 METODOS DE RECOBRO


3.1.3 RESERVAS REMANENTES DE ACEITE. ACEITE. Es necesario estimar la cantidad de aceite que se encuentra en el yacimiento al momento de iniciar la implementación de un proceso de inyección de químicos, como los geles. Las razones son netamente económicas y de perspectivas de la aplicación. En el caso de contar con una cantidad de aceite móvil despreciable, no importa cuán exitoso sea el tratamiento, no se conseguirá recuperar una cantidad de aceite representativa y el proyecto no será viable. Por tanto, establecer éste valor de forma correcta es la base de la evaluación técnico –económica y principalmente, de la proyección de sus resultados. 3.1.4 SELECCIÓN DE LA ZONA DE APLICACIÓN Para seleccionar la zona de aplicación de un proceso de inyección de químicos se parte de la revisión de la información del campo, ésta se realiza con la participación de un equipo multidisciplinario de administradores del campo en estudio. Por tanto, el equipo de trabajo debe estar constituido por geólogos, ingenieros de yacimientos, de producción y simulación; con el fin de identificar la problemática existente en el campo y posteriormente, evaluar las posibles alternativas de solución efectiva al problema existente. Para el caso específico de la inyección de geles, primero es necesario analizar el comportamiento de la inyección de agua en el campo. Lo más común es observar que existe un problema de producción de agua, posiblemente asociado a canalizaciones entre el inyector y algunos de sus productores a través de las arenas con mejores propiedades petrofísicas, específicamente en aquellas con mayores permeabilidades. En éstas, el agua tiende a alcanzar el pozo productor de manera más rápida que en el resto de las arenas de menor permeabilidad, haciendo que la inyección de agua sea cada vez menos eficiente. Por tanto, existe una pobre eficiencia de barrido en toda el área afectada por el inyector canalizado y esto se refleja en la disminución de la producción de petróleo y el aumento en la producción de agua.



3.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN EN EN POZOS INYECTORES INYECTORES Los criterios de selección de pozos inyectores a ser tratados son: 

Que exista petróleo recuperable



Pozos con antecedentes de pobre distribución vertical vertical de la inyección



Pobre factor de recobro comparado con el patrón y otros pronósticos



Baja presión de inyección



Buena conectividad entre el pozo inyector y productor

En pozos inyectores, el tratamiento deberá ser suficientemente grande para minimizar la posibilidad de canalización de agua que podría circular en proximidades del banco generado para terminar retomando las vías de la canalización existente. En general, puede decirse que los en pozos inyectores pueden tener un volumen entre 5 y 15 veces en que debería aplicar en un pozo productor de la misma formación. También cabe mencionar el criterio de intentar obturar la zona

canalizada con no menos del 5% del volumen de la zona

acuatizada. Este volumen se puede estimar a través de ensayos de trazadores o en función de la evolución del gráfico RAP vs. Np.

Figura 8. Esquema de un tratamiento en un pozo inyector



4. IMPLEMENTACIÓN DE LA INYECCIÓN DE GELES EN POZOS PRODUCTORES PRODUCTORES Se usa en pozos productores para taponar las zonas de alta producción de agua. Al hablar en la inyección de geles en pozos productores, generalmente se hace referencia hacia la utilización en producción primaria; sin embargo, también se utiliza para campos en producción secundaria. El tratamiento con geles en pozos productores es similar al tratamiento en pozos inyectores, aunque existen diferencias importantes. La inyección de geles generalmente se utiliza en zonas productoras de agua, con el fin de evitar conificación. Sin embargo es posible la utilización de la técnica para evitar la producción de agua, en campos sometidos a procesos de recuperación secundaria, bajo la premisa de cerrar la zona causante de la canalización del agua inyectada. Al tratarse de problemas de producción de agua, generalmente generalmente se hablan de dos tipos que son originados en la parte inferior del intervalo completado. Uno de ellos es un cañoneo involuntario (o por la penetración en hueco abierto) de una zona con alta saturación de agua, la cual se encuentra debajo de una zona productoras de aceite. El otro problema se presenta en yacimientos con mecanismo de producción con acuífero activo; esto a causa de la caída de presión en la cara del pozo lo cual crea el efecto de conificación. Generalmente se utiliza un empaque aislante y debajo de este caso se inyecta una solución gelante. La presión de inyección del tratamiento en pozos productores, está igualmente delimitada por la presión de fractura de la formación, la experiencia ha demostrado que crear fracturas es un potencial agravante de la producción de agua. Normalmente la utilización de un aislamiento físico, es suficiente para la separación de los estratos de agua y aceite, es así como por lo general los canales de flujo se estabilizan. Si existe una importante diferencia entre la viscosidad de los dos fluidos el material gelante tenderá a invadir la zona saturada con agua, ya que la viscosidad de fluido inyectado es muy similar a la del agua. Bajo condiciones desfavorables, se puede bombear aceite por el anular, para prevenir la incursión del gel en la zona de crudo. La presión del aceite en el anular neutralizar las fuerzas del material gelante, propiciando un desplazamiento horizontal y manteniendo los contactos aceite-aceite, lo que deja libres los canales de producción.



El pozo se cierra entre tres y cuatro veces el tiempo de gelación esperado, (preferiblemente 24 horas). Este tiempo además de tener como finalidad la solidificación del gel, también se utiliza para compensar los errores en la determinación de la temperatura de formación. En pozos con producción segundaría, el agua no se produce por la parte inferior de la formación, sino que sucede a través de estratos de alta permeabilidad (al igual que pozos inyectores). En este caso el procedimiento se modifica para aislar estratos productores de agua en vez de estratos inferiores. Realizar el procedimiento a estas zonas, obliga la mayoría de las veces a realizar un aislamiento de las otras zonas mientras se inyecta el fluido, esto con la finalidad de no perturbar las demás zonas y no disminuir la capacidad de producción del pozo. La cantidad de volumen inyectado en estos pozos generalmente es mucho menor que la utilizada pozos inyectores, y esto esta principalmente regido por razones económicas. La inyección de geles en pozos productores de campos que ya están en producción secundaria, funciona sobre los mismos fundamentos que los utilizados en pozos inyectores; sin embargo, el riesgo de esta implementación es mucho mayor ya que se puede afectar la productividad y requerir un trabajo de workover para recupéralo.

4.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN EN POZOS PRODUCTORES Entre los criterios de selección para pozos productores encontramos: 

Que Exista Petróleo Recuperable.



Alta Relación Agua Petróleo.



Respuesta de Petróleo muy Rápida, Seguida por un Aumento Aumento de la Producción de Agua.



Preferiblemente Preferibl emente en Rocas Fracturadas con Influencia de un



Acuífero de Fondo.



Pozos con Alto Nivel de fluido



Cerca del límite económico de producción.



Figura 9. Esquema de un tratamiento en un pozo productor 4

5. SISTEMAS NO FRACTURADOS Y FRACTURADOS SIN FLUJO CRUZADO La inyección de geles-polímeros es aplicable a sistemas no fracturados y fracturados. La importancia importanci a de un tratamiento de este tipo en sistemas no fracturados tiene que ver con la facilidad con que el gel puede sellar completamente las zonas por donde fácilmente se canaliza el agua (zonas de permeabilidad alta), disminuyendo de esta manera la producción de agua, aumentando el factor de recobro de aceite y mejorando los perfiles de inyección. La aplicación de los tratamientos con gel en sistemas fracturados es mucho más amplia, ya que según datos de campo más de 1 millón de pozos han sido fracturados intencionalmente, con el fin de estimular la producción de gas y aceite. Además, un 35% a un 40% de los pozos perforados recientemente son hidráulicamente fracturados. Muchos otros pozos han sido fracturados sin intención durante la aplicación de proyectos de inyección de agua. Es por ello, que la inyección de geles se lleva a cabo con más frecuencia en sistemas de este tipo. Las fracturas constituyen un serio problema en yacimientos con mecanismos de empuje por agua o por capa de gas, ya que estos fluidos tienden a moverse más rápidamente que el aceite por estas zonas, disminuyendo con esto la producción de aceite. En proyectos de 4

Fuente: INGENIERO RUBEN PELAEZ ZAPATA, Recuperación mejorada de petróleo, PetroQuimex, Tomado y modificado



recuperación secundaria y terciaria, las fracturas pueden permitir que los fluidos inyectados se canalicen y la eficiencia de barrido sea baja. A partir de esto, la eficiencia de un proceso de inyección de geles en sistemas fracturados se mide en términos de que tanto se reduce la conductividad de la fractura sin afectar la producción de aceite. La Figura 10 presenta algunos casos en donde la ubicación de un gel en una fractura resulta eficiente e ineficiente. La parte (A) de la figura muestra una fractura vertical que atraviesa una zona saturada con agua y una zona saturada con aceite. En esta situación lo más recomendable es ubicar el gel en la parte inferior de la fractura para impedir el flujo de agua mientras se aprovecha el flujo de aceite en la parte superior de la fractura. En caso contrario, si la fractura es sellada en la parte superior, se presentara una disminución en la productividad. En la parte (B) de la Figura 10 se considera un pozo productor donde el agua se canaliza a través de una fractura. La mejor ubicación del gel es lograda en la parte de la fractura más lejana al pozo, ya que de esta manera se reduce la canalización del agua y se aumenta la productividad del pozo al permitir que el aceite fluya más rápidamente a través de la parte de la fractura ubicada en las cercanías al pozo. Por otro lado, la fractura podría ser sellada completamente, sin embargo la productividad del pozo podría disminuir. La parte (C) de la figura 10 (inferior derecha) muestra una situación que a menudo ocurre cuando se utilizan geles de viscosidad muy alta (altos factores de resistencia). Gran parte del gel inyectado en la fractura es filtrado a la formación, causando pérdidas de producción importantes, ya que restringe el flujo de aceite.



Figura 10. Localización ideal para geles en fracturas

6. SISTEMAS NO FRACTURADOS Y FRACTURADOS CON FLUJO CRUZADO La segunda parte del análisis va encaminada a estudiar el comportamiento de un tratamiento con geles en yacimientos en los cuales la comunicación entre capas es común. Esta situación puede ocurrir en algún grado en la mayoría de yacimientos, por lo que es importante estudiar y caracterizar su efecto en los proyectos de inyección de geles. A continuación se explicara el proceso de un tratamiento con gel en yacimientos donde el flujo cruzado ocurre. El concepto de “post -flush” es también explicado a continuación.

El proceso de un tratamiento de inyección de geles en yacimientos con flujo cruzado es similar al explicado para yacimientos en los que la comunicación entre capas no ocurre. La única variante consiste en realizar una inyección de agua posterior (post-flush) a la ubicación del gel en el yacimiento y antes de que la etapa de gelación se lleve a cabo, con el fin de desplazar la solución lo más lejos que sea posible del pozo (figura 11b). Como se observa en la figura 11, las zonas de baja permeabilidad no son aisladas durante el tratamiento, debido a que en yacimientos con flujo cruzado esto no trae beneficio alguno,



por lo que el gel entra libremente en todas las zonas abiertas. Una vez las soluciones gelantes se han desplazado lejos del pozo en cada una de las capas, la gelación tiene lugar (figura 11c). Finalmente, la inyección de agua es reanudada. Es importante resaltar que entre las capas queda un camino disponible por donde el agua que entra a la zona de alta permeabilidad puede moverse hacia la zona de menor permeabilidad, contactando rápidamente el aceite y barriéndolo eficientemente. Adicional a esto, el aceite desplazado desde la zona de menor permeabilidad puede cruzarse en la zona más permeable, alcanzando al pozo productor más rápidamente (figura 11d).



Figura 11. Esquema de un tratamiento con geles ideal en un yacimiento con flujo cruzado

El esquema del proceso descrito anteriormente es ideal y en aplicaciones de campo puede verse limitado, ya que es difícil desplazar la solución gelante a grandes distancias. Esta profundidad de desplazamiento dependerá del tiempo de gelación de la solución inyectada. Si la zona contiene una fractura de conductividad alta, la solución penetrara distancias grandes en el yacimiento antes de la gelación. Sin embargo, si el canal es una capa de permeabilidad alta, se necesitaran tiempos de gelación muy grandes (algunos meses) antes de que la solución pueda desplazarse una distancia significativa. Los tiempos de gelación típicos para gelantes de campo comunes son de 0 a 10 días, de allí que la aplicación del proceso sea un poco limitada.



7. TÉCNICAS DE IMPLEMENTACIÓN Generalmente, la implementación de tratamientos en pozos productores es basada en la idea de que un fluido acuoso entrará a la formación a través de la misma área en la que un fluido acuoso está siendo producido. Por ejemplo, una vez el agua producida ha irrumpido, la razón de movilidades de la solución acuosa en el estrato en el cual se encuentra el agua, es mucho más favorable que la razón de movilidad de la solución acuosa en el estrato en el que se encuentra el petróleo. Como resultado, a razonables presiones y tasas, el tratamiento debería preferencialmente entrar en la porción productora de agua. Las diferentes técnicas de implementación son:   

Por cabezal de pozo. Aislamiento Mecánico. Inyección dual.

7.1 POR CABEZAL CABEZAL DE POZO (BULLHEADING) (BULLHEADING) Es la técnica de implementación más simple y económica, en la cual los operadores inyectan el tratamiento sin aislamiento de la zona a tratar. Esta técnica puede ser usada efectivamente para entrar a zonas que tomarán 100% de fluidos o para entrar dentro de perforaciones donde un decrecimiento de la permeabilidad es necesario. A través de esta técnica se podría sellar no sólo la zona de agua sino también la de petróleo, debido a que se realiza sin aislamiento de zonas. En la (Figura 12) se muestra un tratamiento por cabezal de pozo que ha sellado ambas zonas.



Figura 12. Implementación del gel mediante la técnica cabezal de pozo 5

Este tipo de técnica puede ser utilizada cuando se coloca un gel con efecto DPR, y entre las ventajas y desventajas de la implementación de esta técnica se encuentran: Tabla 2. Ventajas y desventajas de la implementación por cabezal de pozo (bullheading)

VENTAJAS

DESVENTAJAS



Es el más económico y operacionalmente más simple.



Es más riesgoso en formaciones con estratos de alta conductividad.



Funciona bien en formaciones fracturadas (flujo lineal).



No se tiene control sobre donde se está inyectando el gel.

Para diseñar un efectivo procedimiento de implementación y respuesta del tratamiento, se deben considerar muy cuidadosamente las condiciones del pozo y las características del yacimiento. Especialmente se deben analizar los perfiles de inyectividad y ejecutar un análisis multi-tasa para determinar las variaciones en las presiones y tasas de inyección.

5

Fuente: LISETT. Fuente: LISETT. C. BRICEÑO. G, OMAR. E. LEAL. FACTIBILIDAD DEL USO DE TECNOLOGÍA DOWS Y TECNOLOGÍA DE GELES PARA CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA EN EL ÁREA O-16 DE BITOR, BITÚMENES ORINOCO, S.A TESIS UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA 2002



7.2 AISLAMIENTO AISLAMIENTO MECÁNICO El aislamiento mecánico consiste como su nombre lo indica, en aislar una zona específica del yacimiento, mediante cualquier técnica de tipo mecánico, como por ejemplo cementaciones forzadas, tapones de cemento y empaques para zonas selectivas para aislar perforaciones o una porción de una completación a hueco abierto dentro de la cual un tratamiento debe ser colocado (ver Figura 13). Este método ofrece mayor protección a las perforaciones en las arenas adyacentes de ser selladas. Sin embargo, si no existe un sello lutítico efectivo podría ocurrir invasión del gel inyectado en las arenas productoras suprayacentes, por lo cual el tratamiento será más exitoso en formaciones con relaciones Kv/Kh menores. De igual manera, es de suma importancia para el éxito de un tratamiento implementado con aislamiento mecánico, que exista buena calidad de sello entre la tubería y la formación, eliminando así la posibilidad de comunicación entre la zona ofensiva y la no ofensiva a través de canales por detrás del revestidor.

Figura 13. Implementación del gel mediante la técnica aislamiento mecánico6 6

Fuente: Fuente: LISETT. C. BRICEÑO. G, OMAR. E. LEAL. FACTIBILIDAD DEL USO DE TECNOLOGÍA DOWS Y TECNOLOGÍA DE GELES PARA CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA EN EL ÁREA O-16 DE BITOR, BITÚMENES ORINOCO, S.A TESIS UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA 2002



Entre las ventajas y desventajas de la implementación del aislamiento mecánico se encuentran: Tabla 3. Ventajas y desventajas de la implementación por aislamiento mecánico.

VENTAJAS

DESVENTAJAS



Es aplicable en formaciones con capas no comunicadas.



Es operacionalmente complicado.



Puede ser usado a bajas Kh/KL Kh/KL si Kv/Kh es pequeño.



Requiere buen estado del cemento.



Las herramientas recuperadas.



Difícil de aplicar en pozos a hoyo abierto.



Puede ser usado a moderadas Kv/Kh si hay grandes Kh/KL

deben

más

ser

7.3 INYECCIÓN DUAL La técnica de inyección dual ofrece un control eficiente de la implementación del tratamiento. Para proteger a las perforaciones adyacentes en la zona productiva del tratamiento, se inyecta un fluido no sellante que sea compatible con la formación (ver Figura 14) a través del espacio anular entre la tubería continua y la tubería de producción, mientras se inyecta el gel a través de la tubería continua. Frecuentemente el fluido usado para proteger a las zonas adyacentes del influjo de la solución del tratamiento es reactivo al fluido sellante. Por lo tanto cuando la presión del tratamiento aumenta, el fluido inter-fase construye un sello dentro de los intervalos de la formación, creando una barrera que puede permitir que el tratamiento se localice más lejos dentro de la formación. Esta implementación tiene que realizarse controlando las tasas de inyección de tal manera que no exista flujo vertical entre ambas zonas.



Figura 14. Implementación del gel mediante la técnica de inyección dual 7.

Entre las ventajas y desventajas de la implementación de inyección dual se encuentran: Tabla 4. Ventajas y desventajas de la implementación por inyección dual.

VENTAJAS

DESVENTAJAS



Funciona bien en pozos a hoyo desnudo.



Es operacionalmente complicado.



Permite seleccionar la entrada de fluidos al pozo (donde se inyecta el gel).



Es el más costoso.



El flujo de fluidos en la formación puede ser difícil de controlar.



Ofrece mayor protección a la zona no tratada con gel.

más

7

Fuente: LISETT. Fuente: LISETT. C. BRICEÑO. G, OMAR. E. LEAL. FACTIBILIDAD DEL USO DE TECNOLOGÍA DOWS Y TECNOLOGÍA DE GELES PARA CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA EN EL ÁREA O-16 DE BITOR, BITÚMENES ORINOCO, S.A TESIS UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA 2002



8. APLICACIÓN DE LA INYECCIÓN DE GELES La inyección de geles es un proceso aplicable a sistemas fracturados y no fracturados. La importancia de un tratamiento de este tipo en sistemas no fracturados tiene que ver con la facilidad con que el gel puede sellar completamente las zonas por donde fácilmente se canaliza el agua (zonas de permeabilidad alta), disminuyendo de esta manera la producción de agua, aumentando el factor de recobro de aceite y mejorando los perfiles de inyección. Por otra parte, en el caso de los sistemas fracturados, al aplicar el proceso de forma adecuada, será posible sellar aquellas zonas que están impidiendo el correcto avance de una inyección de agua previa o la pérdida de fluidos a zonas no productivas. La inyección de geles ha sido aplicada alrededor del mundo, especialmente en países como Canadá, Venezuela, Argentina, Estados Unidos, China, India y Rusia (Figura 15). 15).

El

objetivo de su aplicación ha sido variado, ya sea sellar zonas productoras de agua o modificar perfiles de inyección. Sin embargo, la aplicación de los tratamientos con gel en sistemas fracturados es mucho más amplia, ya que según datos de campo más de 1 millón de pozos han sido fracturados intencionalmente, con el fin de estimular la producción de gas y aceite. Además, un 35% a un 40% de los pozos perforados recientemente son hidráulicamente fracturados. Muchos otros pozos han sido fracturados sin intención durante la aplicación de proyectos de inyección de agua16. Es por ello, que la inyección de geles se lleva a cabo con más frecuencia en sistemas de este tipo.

Figura 15. Ubicación de los proyectos de inyección de geles a nivel mundial 8.

8

Fuente: Tomado y modificado de TIORCO, Inc. Tecnologías para la Recuperación Mejorada de Petróleo & Control de Agua.



8.1. APLICACIONES DE LA INYECCIÓN DE GELES EN CAMPOS ALREDEDOR DEL MUNDO. 8.1.1 CAMPO LOMA ALTA SUR (ARGENTINA). (ARGENTINA). El Campo de Loma Alta Sur se encuentra en la provincia de Mendoza en la Cuenca Neuquina de Argentina, como se presenta en la Figura 16. La zona productiva de la Formación Neuquén, que se caracteriza por tener múltiples capas heterogéneas. En un esfuerzo por controlar la distribución vertical del agua inyectada, se instalaron sartas selectivas. Sin embargo, los efectos combinados de la heterogeneidad dentro de las capas individuales y la relación entre la movilidad extremadamente adversas motivó a que el operador evaluara otras técnicas de mejoramiento del barrido volumétrico.

Figura 16. Mapa de ubicación del campo loma alta sur 9. La explotación del Campo Loma Alta Sur comenzó en 1990. El campo incluye 72 pozos productores con una profundidad media de 450 m. 46 pozos de producción y 9 pozos de inyección se encuentran activos. Las propiedades del campo se presentan en la Tabla 5.

9

Fuente: Tomado de Diaz.D. “Coloidal Dispersion Gels Improve Oil recovery in heterogeneus Argentina Waterflood”. SPE

113320.



Tabla 5. Características del piloto de producción en el Campo Loma Alta Sur 10.

El objetivo principal de piloto es mejoramiento de la eficiencia de barrido volumétrico. Los CDG fueron seleccionados para el campo por varias razones: 

Los CDG obtuvieron mayor adsorción y mayores factores de resistencia resistenci a residual que polímero sin entrecruzar.



Los CDG se puede inyectar en la roca matriz.



No se requiere agua fresca para la formación de gel en bajas concentraciones concentraci ones de polímero.

Los resultados hasta la fecha indican una respuesta de la fase I del piloto con un incremento en la producción de petróleo. La fase II que se inició en octubre de 2007, está bajo evaluación. El piloto no tuvo problemas operacionales durante los catorce meses de la inyección CDG (Fases I y II). El operador está realizando una actualización de la caracterización con el fin de implementar la expansión de la tecnología de CDG en todo el campo.

10

Fuente: RUBÉN Fuente: RUBÉN HERNÁN CASTRO GARCÍA. GARCÍA. Análisis de una proceso de inyección de geles de dispersión coloidal (CDG) usando ensayos de laboratorio y simulación numérica, Tesis UIS, 2011.



8.1.2 CAMPO TORDILLO (ARGENTINA) Para Argentina el hallazgo de petróleo en 1907 en la Formación Comodoro Rivadavia, dio inicio a un ciclo de fructífero desarrollo de su industria, aunque con sufridas transformaciones según los cambios políticos. Sin embargo, las actividades del Campo El Tordillo han mostrado un crecimiento constante, producto de la fuerte inversión que TECPETROL como operador, y sus asociados en la UTE (Repsol YPF, Petrobras y EDC Argentina) Argentina) han realizado realizado durante los últimos trece años. Desde 1991 a la fecha, con sólo una pequeña disminución en el periodo de la crisis del petróleo de 1998, la petrolera destinó grandes recursos que hoy superan los 100 millones de dólares anuales en busca de mantener e incrementar sus niveles productivos, lo cual demuestra su ritmo de producción y desarrollo actual. El Campo El Tordillo está ubicado en el flanco norte de la Cuenca de San Jorge en la provincia de Chubut, al Sur de Argentina, 1500 Km al sur de Buenos Aires y está operado por TECPETROL, su ubicación es mostrada en la Figura 17. La zona productora posee facies lacustres, multi-estratos, y sus reservas de hidrocarburos incluyen series de paquetes de areniscas, de las cuales se cree que su forma no se deba a fracturas naturales. El campo está dividido en 8 asignaciones de producción.

Figura 17. Mapa de ubicación del campo el tordillo 11.

11

Fuente: Tomado de Tabeada, “El Tordillo Reservoir Static Characterization Characterization Study: El Tordillo Field, Argentina”, SPE 69660.



Los hidrocarburos en el campo El Tordillo están atrapados en numerosos cuerpos de arenas fluviales que están agrupados en tres formaciones: El trébol, Comodoro Rivadavia y Mina-El Carmen. La Formación Comodoro Rivadavia posee una falla normal fluvial donde dominan areniscas, es aquí donde se encuentra el más importante yacimiento de hidrocarburos el cual más adelante será objetivo a inyección de polímeros. El campo fue descubierto en 1932 y la inyección de agua fue iniciada en 1975. Esta inyección de agua trajo consigo una canalización severa en los pozos productores, para lo cual se hicieron instalaciones selectivas de inyección, sin embargo, seguía irrumpiendo gran cantidad de agua. En 1994 se decidió hacer conversión de los patrones de inyección a escalonados para manejar un sistema lineal de inyección. En el año de 1995 (PPCSA) la petrolera Pérez Company S.A. empezó a estudiar la utilización de tratamientos con geles, en 1999 un estudio indicó que inyección de geles de baja concentración podrían implementarse en el Campo El Tordillo. En el año 2000 se decidió realizar inyección de geles con el fin de taponar zonas ladronas y de esta manera reducir las altas permeabilidades; preparando al yacimiento para una posterior inyección de polímeros, la cual se dio inicio en el año 2005 en dos pozos con un espaciamiento de 40 acres y que aun está en operación. La administración del campo (Tecpetrol), decidió realizar la expansión del proyecto en todo el campo en un área de 552 acres y la inyección de polímeros se realizó en la Formación Comodoro Rivadavia, de la cual su zona productora es 57 pies. El proceso de inyección de polímeros inició en el año 2005 en todo el campo, para esto se emplearon 15 pozos inyectores y 74 pozos productores, las propiedades del campo se presentan en la Tabla 6.



Tabla 6. Características del piloto de producción en el campo el tordillo 12.

Durante la inyección se utilizó poliacrilamida parcialmente hidrolizada en concentraciones de 3000 – 4000 ppm y se presentó un promedio total de sólidos disueltos de 7000 ppm. El comportamiento de su producción reportó respuestas favorables. La evaluación de desempeño del piloto por la inyección de CDG es exitosa y de la rentabilidad del mismo aún no se puede decir nada. A la fecha no se han reportado problemas en éste campo con la implementación de la inyección de polímeros.

8.1.3 CAMPO HEALDTON (ESTADOS UNIDOS) La aparición de este campo petrolero en el estado de Oklahoma abrió el mercado con un exceso de oferta de petróleo, trayendo un gran impacto en la zona, llevando a la creación de una ley de la compra de petróleo nueve meses después del descubrimiento del campo en agosto de 1913, lo cual hizo de Healdton el primer campo en el estado que debía ser regulado por una comisión estatal. Este precedente trajo consigo las leyes de conservación de petróleo para evitar el despilfarro económico y físico de la energía proveniente del petróleo en la mayoría de los estados que producían este recurso.

12




El Campo Healdton está ubicado al sur de Oklahoma, y al Oeste del condado de Carter, aproximadamente 20 millas al Oeste de la ciudad de Admore y está operado por Unocal ver Figura 18.

Figura 18. Mapa de ubicación del campo healdton13.

La zona productora se caracteriza por poseer grandes plegamientos que se formaron en el paleozoico, dando lugar a numerosos anticlinales donde se almacenan los hidrocarburos, aunque el petróleo se ha encontrado únicamente en rocas del ordovícico. El campo fue descubierto en 1913 y fue sometido a recobro secundario por inyección de agua en 1968 con el fin de incrementar el barrido volumétrico. La presencia de cortes de agua del 91%, llevó a tomar la decisión de inyectar CDG en 1982, lo cual se realizó en un área de 2010 acres, correspondientes a la totalidad del campo, en la Formación Wichita. El proceso de inyección de polímeros inició en 1982 en todo el campo, para esto, se emplearon 105 pozos inyectores y 162 pozos productores. Las propiedades del campo son mostradas en la Tabla 7.

13

Fuente: http://www.worldmapfinder. http://www.worldmapfinder.com. com.



Tabla 7. Características del piloto de producción en el campo Healdton 14.

Durante la inyección se utilizó poliacrilamida parcialmente hidrolizada, a una concentración de 3000 ppm, de la cual se inyectaron 0.6 VP. Debido a la poca profundidad y una amplia infraestructura, la inyección de polímeros y tratamientos fueron muy exitosos en alterar el barrido vertical y en la disminución de los cortes de agua, ya que modificaron positivamente a seguir la producción de petróleo por 40 años o más hasta los restantes de la vida económica. Se considera que el proyecto se ha completado hasta la mitad prevista, su evaluación de desempeño por la inyección de polímeros es exitosa y se considera un proyecto rentable.

8.1.4 CAMPO DAQING (CHINA) Hace aproximadamente 42 años la ciudad de Daqing no figuraba en el mapa oficial de la China, y el 26 de septiembre de 1959, del Pozo Songji-3 situado en la cuenca de Songliao, comenzó a brotar una gran cantidad de petróleo. Dado que el país se encontraba en vísperas de la celebración del décimo aniversario de la fundación de la República Popular China, se decidió solemnizar esa importante fecha poniendo al nuevo campo petrolífero el

14




nombre de “Daqing”, que significa “magna celebración”. Desde allí est a ciudad es un orgullo

tanto para la industria petrolera china como para el pueblo chino, ya que el descubrimiento de este campo petrolífero transformó el aspecto atrasado que tenia este país, y su rumbo en la industria petrolera. El Campo Daqing está ubicado en la provincia de Heilongjiang, al noreste del país, en la cuenca de Songliao (ver Figura 19), fue descubierto en 1959 y posteriormente fue sometido a inyección de agua en 1960. Posee facies lacustres, multiestratos, y arenas heterogéneas.

Figura 19. Mapa de ubicación del campo Daqing 15

Debido a la presencia de altos cortes de agua del 92-94%, se decidió realizar inyección de polímeros en 1999 con el fin de controlar los problemas de canalización rápida del agua en los pozos productores. Para facilitar el estudio del nuevo proceso a implementarse, la administración del campo, la Daqing administration Bureau decidió realizar un proyecto piloto en la formación Saertu, en un área de 124 acres. El primer piloto de prueba de CDG a gran escala se inició en el campo petrolero más grande en China, en mayo de 1999 en la formación Saertu perteneciente al campo Daqing, en un área piloto de 124 acres; para esto, se emplearon 6 pozos inyectores y 12 pozos

15

Fuente: http://www.economist.com http://www.economist.com/images/20040501/CA /images/20040501/CAS933.gif S933.gif



productores con un patrón de cinco puntos. Las propiedades de ésta área piloto son mostradas en la Tabla 8. Tabla 8. Características del piloto de producción en el campo Daqing 16

.

Para el proceso de inyección CDG se utilizó poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA), a una concentración entre 1000 y 2000 ppm, del cual se inyectaron 0.7 VP. Para el año 2003 se decidió hacer una expansión del proyecto en la misma formación, en un área de 1729 acres, contando con 87 pozos inyectores y 121 pozos productores. La implementación de este proceso de recobro mejorado trajo consigo la extensión de la vida del campo y un incremento en la producción de petróleo, para el caso particular del año 2007 se encontró que el 22.3 % del total de la producción del campo fue atribuida a los polímeros inyectados, y en este mismo año la producción de aceite reportada fue de 73 millones de bbl, la cual se mantuvo casi constante durante seis años consecutivos. La prueba piloto indica que con inyección CDG, la permeabilidad del yacimiento entre inyectores y productores ha sido ajustada y el barrido volumétrico se ha mejorado. Los resultados de la prueba piloto demostraron que la tecnología CDG:

16

Fuente: RUBÉN Fuente: RUBÉN HERNÁN CASTRO GARCÍA. GARCÍA. Análisis de una proceso de inyección de geles de dispersión coloidal (CDG)

usando ensayos de laboratorio y simulación numérica, Tesis UIS, 2011 .





Puede ser utilizada antes, durante o después de una inyección de polímero para controlar eficazmente la producción de agua y mantener alta tasa de aceite.



Tiene una mayor recuperación de petróleo adicional que la aplicación de polímero.



Tiene una amplia aplicación en yacimientos heterogéneos para mejorar eficiencia de la inyección de agua y la recuperación de petróleo.

La evaluación y rentabilidad del proyecto tiende a promisoria, y en cuanto al ámbito de aplicación se pronosticó una expansión.



CONCLUSIONES 

La inyección de geles es una técnica utilizada para mejorar el desplazamiento volumétrico con inyección de agua en un yacimiento, el objetivo principal es aumentar la restricción de flujo de agua en zonas de alta permeabilidad.



La inyección de geles es realizada en pozos productores productores con el fin de evitar las altas tasas de producción generadas por la conificación de agua, en pozos inyectores el objetivo es mejorar la eficiencia de barrido volumétrico



La eficiencia de un proceso de inyección de geles en sistemas fracturados se mide en términos de que tanto se reduce la conductividad de la fractura sin afectar la producción de aceite.



La inyección de geles pueden ser aplicada para reducir la heterogeneidad heterogeneidad en diferentes yacimientos. Una estrategia muy efectiva es la de usar las tecnología de geles en conjunto con otras tecnologías que permitan optimizar aun más la recuperación de petróleo.



BIBLIOGRAFIA 

CLAUDIA LORENA DELGADILLO AYA, Evaluación de la viabilidad técnica de implementación de procesos de inyección de geles, Tesis UIS 2010.



JAVIER FERNANDO IBARRA ROLON, Evaluación de la implementación de geles mediante simulación numérica, Tesis UIS 2010.



RUBÉN HERNÁN CASTRO GARCÍA. Análisis de una proceso de inyección de geles de dispersión coloidal (CDG) usando ensayos de laboratorio y simulación numérica, Tesis UIS, 2011.



JE Smith, TIORCO, TIORCO, INC, Practical Practical Issues With Field Field Injection Well Gel Treatments, Treatments, SPE 18 May 1999, Gillette, Wyoming.


geles

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