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REPBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERA DIVISIN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERA DE PETRLEO
EVALUACION DE PROCESOS DE RECUPERACIN MEJORADA EN EL YACIMIENTO BACH-18
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Acadmico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERA DE PETRLEO
Autor: Endrina J. Fernndez P. Tutor Acadmico: Amrico Perozo
Maracaibo, Julio de 2010
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Fernndez P. Endrina J. Evaluacin de Procesos de Recuperacin Mejorada en el Yacimiento BACH-18. (2010) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniera. Divisin de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 298 p. Tutor: Prof. Amrico Perozo.
RESUMEN
El yacimiento BACH 18 ubicado al este de la falla de Pueblo Viejo al Sureste del Campo Bachaquero Lago en la Cuenca de Maracaibo, pertenece a los Miembros Bachaquero, Laguna y Santa Brbara de la Formacin Lagunillas, y corresponde estructuralmente a un monoclinal fallado, produciendo crudo pesado (17.8 API) por mecanismos primarios de gas en solucin y empuje de agua desde el ao 1955. En 1965 se inici la inyeccin de agua por flancos pero este proyecto no ha sido eficiente dejando reservas en sitio. El yacimiento tiene 157 pozos, siendo su presin original de 2700 lpc y la actual en un rango de 700 a 2200 lpc. A partir del anlisis convencional y simulacin de yacimientos se detect que debido a las condiciones actuales de energa se hace necesario el rediseo del proyecto de inyeccin de agua y la evaluacin de otros esquemas de Recuperacin Mejorada En este sentido se propuso la revisin, actualizacin e integracin mediante un modelo de simulacin numrica, de los modelos existentes, para una mejor caracterizacin del yacimiento, sincerar las reservas y redefinir estrategias de explotacin. Como primera oportunidad se plantea el rediseo u optimizacin de la inyeccin; as mismo se presentan los casos de reapertura de pozos productores inactivos, perforacin de pozos interespaciados, Inyeccin de agua con polmeros, y por ltimo la inyeccin alterna de vapor (IAV). Como resultado se obtuvo que se observa la mayor recuperacin en el cuarto caso, el cual incluye reingeniera de la inyeccin de agua, reapertura de pozos inactivos y perforacin de pozos interespaciados, por lo que ste sera el mejor esquema de explotacin, drenando 38.6% del POES en 20 aos lo que representa un incremento de 7% con respecto al caso base, permitiendo as mejorar el recobro de las reservas y el mantenimiento de la presin. Palabras Clave: Recuperacin Mejorada, Simulacin, Inyeccin, Polmeros, Reservas. Correo Electrnico: [email protected]
mailto:[email protected]
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Fernndez P. Endrina J. Evaluacin de Procesos de Recuperacin Mejorada en el Yacimiento BACH-18. (2010) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniera. Divisin de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 298 p. Tutor: Prof. Amrico Perozo.
ABSTRACT
The BACH 18 reservoir is located to the east of the Pueblo Viejo fault and to the South-east of the Bachaquero Lago field in the Maracaibo Basin, belongs to the Bachaquero, Laguna and Santa Barbara Members of the Lagunillas Formation, and, structurally, corresponds to a faulted monoclinal, producing heavy crude oil (17.8 API) by primary mechanisms of gas in solution and water drive from the year 1955. Water injection for flanks began in 1965 but this project has not been efficient, leaving reserves in place. The reservoir has 157 wells, his original pressure is 2700 lpc and the current pressure is in a range from 700 to 2200 lpc. It was detected from the conventional analysis and reservoir simulation that, due to current energy conditions of the reservoir, it is necessary a redesign of the waterflood project and an evaluation of other schemes of Enhanced Recovery. In this respect, revision, updating and integration of the current models through a numerical simulation for a better characterization of the reservoir, to sincerize reserves and re-define strategies of development were proposed. Redesign or optimization of the injection is planted as a first choice. In the same way, reopening of inactive producing wells, infill drilling, polymer injection, and finally Steam Alternated Injection (SAI) cases are presented. As a result, major recovery is observed from the fourth case, which includes waterflood reengineering, reopening of inactive wells and infill drilling, so this case would be the best scheme of development, producing 38.6 % of the OOIP in 20 years what represents an increase of 7 % in comparison with base case, allowing to improve this way reserves recovery and pressure maintenance. Key Words: Enhance Recovery, Simulation, waterflood, Injection, Polymers, reserves Authors e-mail: [email protected]
mailto:[email protected]
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DEDICATORIA
A mi esposo Miguel y a mi hijo Leonardo Andrs.
A mis Padres.
amores inagotables donde siempre encuentro fuerza, reposo y sabidura.
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AGRADECIMIENTOS
A Dios Todopoderoso, por ejercer en m su voluntad manifestada en el logro de esta
meta y por guiar mi camino conforme a los planes que ha trazado en mi vida.
A la Universidad del Zulia, Divisin de Postgrado de la Facultad de Ingeniera, por
brindarme la oportunidad de continuar creciendo profesionalmente y prepararme para el
enfoque de nuevos retos.
A PDVSA, por poner a mi alcance la informacin y la tecnologa requerida para la
realizacin de este trabajo final.
A mi tutor acadmico, el Msc. Amrico Perozo, por compartir noblemente sus
extensos conocimientos y su gran experiencia en el rea de la Ingeniera de Petrleo, y
por las enseanzas transmitidas a lo largo de estos aos.
Al Msc. Jos Alberto Villasmil, por su valiosa amistad y su importante colaboracin al
brindarme incondicionalmente el apoyo tcnico necesario para hacer posible la
realizacin de este trabajo, en virtud de su conocimiento del campo y de su amplio
dominio en el rea de la Simulacin Numrica.
A mi familia, por su amor y apoyo incondicional en cada una de mis metas.
A todos,
el ms sincero agradecimiento.
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TABLA DE CONTENIDO
Pagina RESUMEN ..................................................................................................................................... 3 ABSTRACT .................................................................................................................................... 4 DEDICATORIA .............................................................................................................................. 5 AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................. 6 TABLA DE CONTENIDO ............................................................................................................. 7 LISTA DE FIGURAS .................................................................................................................. 10 LISTA DE TABLAS ..................................................................................................................... 13 INTRODUCCIN ........................................................................................................................ 15 CAPITULO I ................................................................................................................................. 18 DESCRIPCIN DEL PROYECTO ........................................................................................... 18 1.1. Planteamiento y Formulacin del Problema .......................................................... 18 1.2. Justificacin y Delimitacin de la Investigacin..................................................... 19 1.3. Objetivos de la Investigacin .................................................................................... 20 1.3.1. Objetivo General ......................................................................................................... 20 1.3.2. Objetivos Especficos ................................................................................................ 20 1.4. Antecedentes de la Investigacin ............................................................................ 21 1.5. Metodologa Utilizada ................................................................................................ 25 CAPITULO II ................................................................................................................................ 27 FUNDAMENTOS TERICOS .................................................................................................. 27 2.1. Recuperacin Mejorada de Crudo ............................................................................ 27 2.1.1. Recuperacin Trmica ................................................................................................ 28 2.1.1.1. Inyeccin de Vapor ...................................................................................................... 29 2.1.2. Inyeccin de Agua ....................................................................................................... 32 2.1.2.1. Tipos de inyeccin ....................................................................................................... 33 2.1.2.2. Factores que controlan la recuperacin por inyeccin de agua........................... 38 2.1.2.3. Inyeccin de Agua con Polimeros ............................................................................. 47 2.2. Caracaterizacin de Yacimientos .............................................................................. 54 2.2.1. Modelamiento geolgico ............................................................................................. 54 2.2.1.1. Modelamiento estratigrfico ....................................................................................... 55 2.2.1.2. Modelamiento estructural ........................................................................................... 55 2.2.2. Modelamiento petrofisico ............................................................................................ 56 2.2.3. Modelamiento geoestadistico .................................................................................... 57 2.3. Simulacin de Yacimientos ........................................................................................ 57 2.3.1. Definicin ....................................................................................................................... 57 2.3.2. Fundamentos de simulacin de yacimiento ............................................................ 59 2.3.3. Tipos de simuladores .................................................................................................. 60 2.3.3.1. Simuladores de Petrleo Negro: ............................................................................... 61 2.3.3.2. Simuladores Composicionales: ................................................................................. 61 2.3.3.3. Simuladores Trmicos: ............................................................................................... 61 2.3.3.4. Simuladores Qumicos: ............................................................................................... 61 2.3.4. Etapas de un modelo de simulacin numrica de yacimientos ........................... 62 2.3.5. Concepto de modelaje ................................................................................................ 67 2.3.5.1. Celda y pasos de tiempo: ........................................................................................... 67 2.3.5.2. Consecuencia de la discretizacin: ........................................................................... 68
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2.3.5.3. Funciones explcitas e implcitas: .............................................................................. 70 2.3.6. Simuladores Comerciales Utilizados ........................................................................ 72 2.3.6.1. Simulador STARS ........................................................................................................ 72 2.3.6.2. Simulador IMEX ........................................................................................................... 73 CAPITULO III ............................................................................................................................... 74 MODELO ESTTICO ................................................................................................................. 74 3.1. Ubicacin Geogrfica .................................................................................................. 74 3.2. Modelo Estratigrfico-Sedimentolgico .................................................................... 75 3.3. Modelo Estructural ....................................................................................................... 80 3.4. Contactos Agua- Petrleo Originales ....................................................................... 81 3.5. Modelo petrofsico ....................................................................................................... 84 3.5.1. Propiedades de la roca ............................................................................................... 84 3.5.2. Informacin de ncleos ............................................................................................... 85 3.5.3. Volumen de arcilla y porosidad ................................................................................. 88 3.5.4. Validacin del modelo petrofsico ............................................................................. 89 3.5.5. Criterios de corte .......................................................................................................... 92 3.5.6. Sumarios petrofsicos .................................................................................................. 92 3.5.7. Mapas de isopropiedades .......................................................................................... 92 3.6. Modelo Geoestadstico ............................................................................................... 96 3.6.1. Modelado de propiedades discretas y continuas ................................................... 98 3.6.2. Clculo del petrleo original en sitio (POES) ........................................................ 104 CAPITULO IV ............................................................................................................................ 107 INGENIERA CONVENCIONAL ............................................................................................. 107 4.1. Generalidades ............................................................................................................ 107 4.2. Propiedades Roca Fluido ......................................................................................... 107 4.2.1. Compresibilidad ......................................................................................................... 119 4.3. Comportamiento de Produccin .............................................................................. 120 4.4. Comportamiento de Inyeccin ................................................................................. 122 4.5. Comportamiento de Presin .................................................................................... 123 4.6. Propiedades de los fluidos ....................................................................................... 129 CAPITULO V ............................................................................................................................. 136 MODELO DE SIMULACIN NUMERICA ............................................................................. 136 5.1. Definicin de la Malla ................................................................................................ 136 5.2. Definicin de los pozos en el Modelo ..................................................................... 138 5.3. Caracterizacin de las Propiedades Roca Fluido. ............................................... 139 5.4. Caracterizacin de los Fluidos. ............................................................................... 140 5.5. Inicializacin del Modelo ........................................................................................... 140 5.6. Cotejo Histrico .......................................................................................................... 143 5.6.1. Cotejo de Presiones (Nivel de Energa) Campo, Regin y Pozo....................... 144 5.6.2. Cotejo de Tasas Campo, Grupo y Pozo ................................................................ 150 5.6.3. Cotejo De Saturaciones (Por Unidad Vertical) ...................................................... 155 5.6.4. Cotejo De Pozos Clave ............................................................................................. 158 5.6.5. Conversin del Modelo PVT de Petrleo Negro a Trmico ................................ 163 CAPITULO VI ............................................................................................................................ 167 EVALUACIN DE ESCENARIOS DE EXPLOTACIN ..................................................... 167 6.1. Predicciones. Casos:. .............................................................................................. 167 6.1.1. 1: Caso Base ............................................................................................................. 169 6.1.2. 2. Inyeccin de Agua Optimizada (Reingeniera de la Inyeccin) .................... 173
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6.1.3. 3: Reacondicionamiento de Pozos Inactivos. ...................................................... 177 6.1.4. 4. Perforacin De Pozos Interespaciados ............................................................ 181 6.1.5. 5. Inyeccion De Agua con Polmeros .................................................................... 188 6.1.6. 6: Implementacin de IAV ....................................................................................... 191 6.2. Anlisis de los Resultados ...................................................................................... 194 CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 199 RECOMENDACIONES ............................................................................................................ 201 REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS ...................................................................................... 202
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LISTA DE FIGURAS
Figura Pgina
1 Mtodos de Recuperacin Mejorada. .............................................................................. 28 2 Esquema de un Proceso de Inyeccin. ........................................................................... 29 3 Esquema de un Proceso de Inyeccin de Vapor. ......................................................... 30 4 Esquema de inyeccin contina de vapor (ICV). .......................................................... 31 5 Esquema de inyeccin alterna de vapor (IAV). .............................................................. 32 6 Inyeccin de agua externa o perifrica (segn Latil). ................................................... 34 7 Inyeccin de agua en una arreglo de 5 pozos (segn Craig y col). ........................... 36 8 Efecto de la distribucin de permeabilidad sobre la inyeccin de agua (segn
Archer y Wall). ..................................................................................................................... 43 9 Distribucin de fluidos en una inyeccin de agua (segn Craig). ............................... 45 10 Estabilidad del frente de desplazamiento (segn Habermann). ................................. 46 11 Efecto de la Resistencia de la Solucin del Polmero en el Medio Poroso (fuente
Manual CMG Versin 2008, Appendix E. Polymer Option) ......................................... 51 12 Ubicacin del yacimiento BACH 18. ................................................................................ 74 13 Columna Estratigrfica del Campo Bachaquero Lago.................................................. 76 14 Columna Estratigrfica Local/Registro Tipo rea Sureste-Mioceno ....................... 77 15 Comparacin de la Correlacin Anterior y la Correlacin del Estudio ....................... 78 16 Mapa estructural, tope BACH SUP 1. ............................................................................. 80 17 Mapa de Ubicacin de los Pozos Analizados para CAPO. Yacimiento BACH 18 ... 82 18 Crossplot de RD vs Gamma Ray. Unidad 7. .................................................................. 86 19 Imagen petrofsica pozo BA343_0. .................................................................................. 90 20 Imagen petrofsica pozo BA2503_1. ................................................................................ 91 21 Mapa de arena neta petrolfera. ....................................................................................... 93 22 Mapa de porosidad efectiva. ............................................................................................. 94 23 Mapa de saturacin de agua. ........................................................................................... 95 24 Mapa de permeabilidad. .................................................................................................... 96 25 Lmites del Modelo y de los Yacimientos Considerados en el Estudio .................... 100 26 Mapa Estructural de la Malla de Simulacin al Tope de U1 ...................................... 101 27 Mapa Estructural de la Malla de Simulacin al Tope de U3 ...................................... 101 28 Mapa Estructural de la Malla de Simulacin al Tope de U4 ...................................... 102 29 Mapa Estructural de la Malla de Simulacin al Tope de U5 ...................................... 102 30 Mapa Estructural de la Malla de Simulacin al Tope de U6 ...................................... 103 31 Mapa Estructural de la Malla de Simulacin al Tope de U7 ...................................... 103 32 Profundidad del contacto para cada unidad. ................................................................ 104 33 Mapa de contactos agua petrleo para las unidades U7, U6, U5, U4. .................... 105 34 Well Section del registro original de Vsh, Porosidad, RD y NTG calculado. .......... 106 35 Interpretacin Petrofsica del Pozo BA2503 ................................................................. 109 36 Curvas de Permeabilidad Relativa de Todas las Muestras del Ncleo del Pozo BA-
2503 para el Sistema Agua Petrleo .......................................................................... 111 37 Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petrleo de las Muestras
Correspondientes a la Unidad U7 .................................................................................. 112 38 Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petrleo de las Muestras
Correspondientes a la Unidad U6 .................................................................................. 112
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39 Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petrleo de las Muestras Correspondientes a la unidad U5 ................................................................................... 113
40 Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petrleo de las Muestras Correspondientes a la unidad U4 ................................................................................... 113
41 Presin Capilar versus Saturacin de Agua por Subunidad...................................... 116 42 Curvas de Permeabilidad Relativa Generadas por Subunidad ................................. 117 43 Curvas de Permeabilidad Relativa para el Sistema Agua-Petrleo ......................... 118 44 Curvas de Permeabilidad Relativa para el Sistema Gas-Petrleo ........................... 118 45 Compresibilidad de los poros en funcin de la porosidad. ........................................ 120 46 Comportamiento de produccin del yacimiento BACH 18. ........................................ 122 47 Comportamiento de inyeccin yacimiento Bach 18 .................................................... 123 48 Comportamiento Histrico de Presiones ...................................................................... 124 49 Distribucin Areal en el Modelo de la Informacin de Pruebas de Presin ............ 124 50 Comportamiento de Presin en la Subunidad U7 ....................................................... 125 51 Comportamiento de Presin en las Subunidades U7/ U6 .......................................... 126 52 Anlisis de Comunicacin Vertical Mediante RFT ...................................................... 127 53 Anlisis del Comportamiento Histrico de Presiones Miembro Bachaquero .......... 127 54 Anlisis del Comportamiento Histrico de Presiones Miembro Laguna .................. 128 55 Anlisis del Comportamiento Histrico de Presiones Miembro Santa Barbar...... 128 56 Distribucin de Informacin de las Muestras PVT para el Campo Bachaquero .... 130 57 Factor Volumtrico Petrleo y Solubilidad del Gas en Solucin Miembro
Bachaquero ........................................................................................................................ 132 58 Viscosidad del Petrleo versus Presin Miembro Bachaquero ................................ 132 59 Factor Volumtrico del Petrleo y Solubilidad del Gas en Solucin Miembro Laguna
............................................................................................................................................. 133
60 Viscosidad del Petrleo versus Presin Miembro Laguna ......................................... 133 61 Factor Volumtrico Petrleo y Solubilidad del Gas en Solucin Miembro Santa
Barbar ............................................................................................................................... 134 62 Viscosidad del Petrleo versus Presin Miembro Santa Barbar ............................ 134 63 Malla de Simulacin Importada en Builder ................................................................... 137 64 Mapa de los Contactos Agua- Petrleo por Regiones................................................ 141 65 Inicializacin del Modelo en Imex .................................................................................. 142 66 Cotejo Histrico de Presin - Modelado del Acufero ................................................. 145 67 Cotejo Histrico de Presin Multiplicador de Transmisibilidad .............................. 146 68 Cotejo Histrico de Presin Detalle Estado Mecnico Pozos Inyectores ............ 147 69 Cotejo Histrico Inicial de Presin Campo Bachaquero ............................................. 148 70 Cotejo Histrico de Presin Campo Bachaquero ........................................................ 148 71 Cotejo Histrico de Presin por Unidad Campo Bachaquero ................................... 149 72 Cotejo Histrico de Tasas Pseudo Curvas de Pemeabilidad Relativas .............. 151 73 Cotejo Histrico de Tasas de Petrleo y Agua Grupo Commingled .................... 152 74 Cotejo Histrico de Tasas de Petrleo y Agua Grupo Commingled U7 U6 ........ 152 75 Cotejo Histrico de Tasa de Lquido Perodo 1950-1980 ...................................... 153 76 Cotejo Histrico de Tasa de Lquido Perodo 1980-2008 ...................................... 153 77 Cotejo Histrico de Tasa de Gas por Grupo ................................................................ 154 78 Cotejo Histrico de Tasa Inyeccin de Agua ............................................................... 155 79 Cotejo Saturacin - Mapa de Saturacin para la Unidad U7 ..................................... 156 80 Cotejo Saturacin - Mapa de Saturacin para la Unidad U6 ..................................... 157 81 Cotejo Saturacin - Mapa de Saturacin para la Unidad U5 ..................................... 157 82 Cotejo Saturacin - Mapa de Saturacin para la Unidad U4 ..................................... 158
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83 Cotejo de presin por pozo ............................................................................................. 159 84 Medidas de presin MDT Histricas y Simuladas ....................................................... 160 85 Cotejo de Tasa de Petrleo por Pozo ........................................................................... 161 86 Cotejo de Tasa de Lquido por Pozo ............................................................................. 161 87 Cotejo Histrico de Tasas de Inyeccin de Agua por Pozos Inyectores ................. 162 88 Comparacin del factor Volumtrico del Petrleo en el modelo trmico vs black oil
............................................................................................................................................. 163
89 Comparacin de la densidad del Petrleo en el modelo trmico vs black oil ......... 164 90 Viscosidad del Petrleo a condiciones de laboratorio ................................................ 164 91 Comparacin de la viscosidad del Petrleo en el modelo trmico vs black oil ...... 165 92 Comparacin del RGP en el modelo trmico vs black oil .......................................... 165 93 Temperatura Vs Presin .................................................................................................. 166 94 Presin (lpc) a Noviembre 2009 ..................................................................................... 168 95 Pronstico de Produccin Caso Base para el Yacimiento en Estudio ..................... 171 96 Presin promedio, Saturacin de petrleo y Factor de Recobro para el Modelo
Caso Base para el Yacimiento en Estudio ................................................................... 171 97 Presin promedio, Saturacin de petrleo y Factor de Recobro para el Modelo
Caso Base Miembro Bachaquero .................................................................................. 172 98 Distribucin de Presin en el Modelo de Simulacin, Diciembre 2029 Caso Base
Miembro Bachaquero ....................................................................................................... 172 99 Pronstico de Produccin Caso Reactivacin de Pozos Inyectores Base.............. 175 100 Ubicacin Geogrfica de los 7 Pozos Inyectores Caso Reingeniera de Inyeccin de
Agua .................................................................................................................................... 176 101 Pronstico de Produccin Caso Reingeniera Inyeccin de Agua ........................... 177 102 Estado Actual Completacin de Pozos ......................................................................... 178 103 Pronstico de Produccin Caso Reparacin de Pozos por Arena ........................... 181 104 Ubicacin Geogrfica de los Pozos Interespaciados .................................................. 182 105 Pronstico de Produccin Caso Perforacin de Pozos Interespaciados ................ 184 106 Petrleo Remanente por Unidad para el Caso Perforacin de Pozos
Interespaciados ................................................................................................................. 185 107 Saturacin de Petrleo Promedio por Unidad para el Caso Perforacin de Pozos
Interespaciados ................................................................................................................. 186 108 Pronstico de Produccin vs Inyeccin Caso Perforacin de Pozos Interespaciados
............................................................................................................................................. 187
109 Pronstico de la Eficiencia Volumtrica de Reemplazo Acumulado Caso Perforacin de Pozos Interespaciados .......................................................................... 188
110 Vista Esquemtica de Flujo de Polmeros (fuente Manual CMG Versin 2008, Appendix E. Polymer Option) .......................................................................................... 189
111 Pronstico de Produccin Caso Inyeccion de Agua Optimizada por Polmeros .... 191 112 Pronstico de Produccin Comparacin de Casos de Prediccin ................... 192 113 Factor de Recobro Comparacin de Casos de Prediccin .......................... ..193 114 Mapa de Distribucin Final de Pozos en los Casos de Prediccin ...................... 195 115 Distribucin de Ganancial por Casos de Prediccin ............................................... 195 116 Mapa de Distribucin Final de Pozos en los Casos de Prediccin...196 117 Distribucin de Ganancial por Casos de Prediccin....198
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LISTA DE TABLAS
Tabla Pgina
1 Pozos con CAPO. Yacimiento BACH 18 ........................................................................ 81 2 Anlisis de XRD en Ncleos del Pozo BA-2503_1. (TR: trazas) ................................ 89 3 Parmetros de Corte CutOff. ......................................................................................... 92 4 Sumario Petrofsico. Yacimiento BACH 18. ................................................................... 92 5 Tabla Resumen de las Realizaciones Construidas ....................................................... 98 6 Resultados del POES para las diferentes porosidades. ............................................ 106 7 Datos Oficiales del Yacimiento BACH 18 ..................................................................... 107 8 Informacin General de las Muestras Tomadas en el Ncleo del Pozo BA-2503 a
partir de las Curvas de Permeabilidad Relativas del Sistema Agua - Petrleo ...... 110 9 Resultados de las Pruebas de Presin Capilar Tomadas en el Laboratorio .......... 114 10 Pozos Cargados en el Modelo de Simulacin ............................................................. 139 11 Contactos Agua- Petrleo por Regiones Cargados en el Modelo de Simulacin .. 141 12 Volmenes de Fluidos de la Inicializacin del Modelo en Imex ................................ 142 13 Controles de Produccin por BHP para el Caso Base ............................................... 170 14 Controles de Produccin por BHP para el Caso Reparacin de Pozos .................. 179 15 Detalle de Pozos para el Caso Reparacin de Pozos por Arena ............................. 180 16 Coordenadas de Pozos Interespaciados ...................................................................... 183 17 Modelo Sinttico del Polmero ........................................................................................ 190 18 Resumen de los Resultados Casos de Prediccin ..................................................... 196 19 Comparacin Reservas vs Casos de Prediccin ........................................................ 197
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INTRODUCCIN
Los procesos de Recuperacin Mejorada surgen como una alternativa para
incrementar la recuperacin de hidrocarburos, modificando las caractersticas de los
fluidos y las fuerzas capilares que actan sobre ellos. La Recuperacin Mejorada se
fundamenta principalmente en tcnicas sofisticadas en la operacin; suele ser de alto
costo, pero muy efectivas, as pues, la Recuperacin Mejorada de hidrocarburos se
define como la produccin de petrleo, mediante la inyeccin de un fluido que, adems
de desplazar el petrleo, modifica favorablemente los mecanismos de recuperacin de
hidrocarburos.
La seleccin de la alternativa ms atractiva econmicamente, est sujeta a la
influencia de ciertos factores que juegan un papel determinante en la respuesta
mostrada por los yacimientos ante la implantacin de cualquier proceso estrategia de
explotacin. Algunos de estos factores son el tipo de roca, las caractersticas propias
del yacimiento (porosidad, permeabilidad, sistema roca-fluido), as como tambin las
caractersticas del fluido a inyectar. La seleccin del fluido de inyeccin, ya sea para
mantener la presin del yacimiento, desplazar o modificar la movilidad de los
hidrocarburos, se llevar a cabo con base en el anlisis de la interaccin molecular
entre el fluido inyectado y los hidrocarburos que constituyen la reserva.
Particularmente en yacimientos de crudos pesados la extraccin se hace mucho
ms complicada, y para lograr alcanzar el mximo recobro el potencial humano y las
tecnologas aplicadas deben ser mucho ms exigentes, lo cual representa un verdadero
reto para las organizaciones cuyos compromisos de produccin dependen de este tipo
de yacimiento. Es por esta razn que se hace necesaria la evaluacin de diferentes
procesos de Recuperacin Mejorada bajo diferentes esquemas de explotacin a fin de
poder aumentar la recuperacin de las reservas de petrleo en estos casos.
El yacimiento Bachaquero 18, enfoque de este estudio; es operado por la Unidad
de Explotacin Bachaquero Lago, Distrito Lago de la Divisin Occidente de Petrleos
de Venezuela S.A. (PDVSA) y es considerado como uno de los principales yacimientos
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16
del campo Bachaquero por presentar las mayores reservas del rea. Geogrficamente
se ubican en el bloque levantado, al este de la falla de Pueblo Viejo, al sureste del
Campo Bachaquero Lago en la Cuenca de Maracaibo. Estratigrficamente, pertenecen
a los Miembros Bachaquero, Laguna y Santa Brbara de la Formacin Lagunillas del
Mioceno y estructuralmente se ubica en una estructura monoclinal fallado. Este
yacimiento presenta un POES de 973,4 MMbls con unas reservas asociadas de 354,3
MMbls y 183,9 MMMPc de gas. Produce crudo de tipo pesado (17.8 API) por
mecanismos primarios de gas en solucin y empuje de agua desde el ao 1955,
inicindose en 1965 la inyeccin de agua por flancos pero este proyecto no ha sido
eficiente quedando reservas en sitio. El campo tiene alrededor de 190 pozos, siendo su
presin original de 2700 lpc y la actual en una rango de 700 a 2200 lpc. El yacimiento
presenta un comportamiento de produccin estable, indicativo de que existen aun
reservas remanentes para explotar.
En relacin a lo expuesto anteriormente y considerando que el yacimiento Bach-
18 ya ha sido sometido a un proceso de recuperacin mejorada mediante la inyeccin
de agua, el cual debido a las condiciones actuales de presin y energa debe ser
rediseado, se plantea la necesidad de sincerar las reservas y evaluar diferentes
procesos de recuperacin mejorada y esquemas de explotacin para lograr la
maximizacin del recobro. Para ello se propone en este trabajo desarrollar un modelo
de simulacin numrica que represente la estructura y las condiciones dinmicas del
flujo del yacimiento, utilizando los simuladores IMEX y STARS y actualizando e
integrando los modelos ya existentes (estructural, estratigrfico, petrofsico, etc.),
En este sentido se plantear como primer caso el rediseo u optimizacin del
proyecto de inyeccin, proponindose la inyeccin de agua mediante 7 pozos
inyectores (2 mecnicamente existentes BA1327 y BA1882, 1 pozo horizontal para la
Unidad U7, y 4 pozos verticales para las unidades U5 y U6) con tasas de inyeccin de
4000 a 6000 BAPD. Como segundo escenario se simular la reapertura de pozos
productores inactivos, para poder extraer el petrleo barrido por el rediseo del
esquema de inyeccin de agua. Como tercer caso se evaluar la perforacin de pozos
interespaciados soportada por la reingeniera de inyeccin propuesta. El cuarto caso
ser la inyeccin de agua con polmeros y como quinto y ltimo escenario se estudiar
-
17
la recuperacin de petrleo del yacimiento sometido a inyeccin alterna de vapor (IAV),
obtenindose una comparacin de los diferentes escenarios y determinando as el
mejor esquema de explotacin para el yacimiento.
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18
CAPITULO I
DESCRIPCIN DEL PROYECTO
1.1. Planteamiento y Formulacin del Problema
El Yacimiento BACH-18 de la Unidad de Explotacin Bachaquero Lago
perteneciente a la Divisin Occidente de Petrleos de Venezuela S.A. (PDVSA), se
considera una acumulacin petrolfera de gran importancia, ya que cuenta con un
POES de 973,4 MMbls y unas reservas recuperables totales de 354 MMBLS. El factor
de recobro primario del yacimiento es 33.2% y su mecanismo de produccin inicial es
una combinacin de gas en solucin y empuje hidrulico.
En Mayo del 1964 se inicia la inyeccin de agua a travs del pozo BA464;
logrndose alcanzar la perforacin de 15 pozos inyectores y un volumen de agua
inyectada acumulado de 606,4 MMBN hasta enero de 2009. Posteriormente la
inyeccin fue suspendida.
Actualmente (marzo de 2010) el yacimiento presenta una tasa de produccin de
6261 BNPD con 55 completaciones activas y una RGP promedio de 611 PCN/BN, el
corte de agua se encuentra alrededor del 55%, y una gravedad API de 17,4.
La presin inicial del yacimiento es de 2700 Lpca y la ltima presin promedio
registrada oficialmente es de 1900 lpca (ao 2006). Es importarte sealar que se
evidencia la existencia de dos zonas de presin: una de alta presin hacia la parte sur
del yacimiento (zona influenciada por el acufero) y otra de baja presin hacia la parte
norte de la estructura, por lo que se estima un rango de presin entre 700 y 2200 Lpca.
Al comparar los valores actuales de produccin y presin con los valores
reportados por el yacimiento en aos anteriores, es evidente que ha existido una
disminucin de los niveles de energa y una declinacin de su productividad. Por otra
parte la demanda de crudo y la dificultad en los procesos de extraccin aumenta cada
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19
vez ms, exigiendo as el estudio y la implementain de estrategias de explotacin y
tcnicas de recuperacin mejorada que permitan ir a la par de los retos el mercado
mundial. Es por esta razn que se ha planteado la necesidad de evaluar alternativas
como la Inyeccin de Agua Optimizada, el Reacondicionamiento de Pozos Inactivos, la
Perforacin de Pozos Interespaciados, la Inyeccin de Agua con Polmetros y el IAV, en
el yacimiento Bach-18, ya que se requiere disear una estrategia de explotacin que
permita maximizar el recobro del yacimiento con la aplicacin de mtodos de
recuperacin mejorada que resulten los ms ptimos para sus condiciones actuales.
Tomando en consideracin los planteamientos realizados hasta ahora, surge la
siguiente interrogante:
Cul esquema de Recuperacin Mejorada es el ms apropiado para el
Yacimiento Bach-18 de acuerdo a sus caractersticas actuales, de manera que sea
posible lograr el incremento del factor de recobro y la maximizacin de las reservas
recuperables del mismo?
1.2. Justificacin y Delimitacin de la Investigacin
El comportamiento de produccin del yacimiento Bach-18 sugiere que aun
existen reservas por explotar, adicionalmente la evaluacin del proyecto de Inyeccin
implantado en el ao 1965 evidenci la existencia de zonas con alta saturacin de
hidrocarburo y baja presin, las cuales no han sido contactadas por el agua inyectada,
quedando as una gran parte de las reservas en sitio.
Se requiere disear una estrategia de explotacin que permita maximizar el
recobro del yacimiento con la aplicacin de mtodos de recuperacin mejorada
minimizando los riesgos econmicos. La evaluacin y anlisis del estudio del
Yacimiento BACH-18 y el planteamiento de los diferentes escenarios, permitir definir
cul de los mtodos es el ms eficiente y factible para este yacimiento, de manera que
puedan trazarse nuevas estrategias de explotacin.
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20
El estudio se realizar en Petrleos de Venezuela S.A. en la Gerencia de
Estudios Integrados del Distrito Lago, Unidad de Explotacin Bachaquero Lago ubicada
en el Edificio Exploracin y Produccin de PDVSA, Avenida 5 de Julio, Maracaibo
Estado Zulia. Este estudio se llevar a cabo en un tiempo de 6 meses, habindose
comenzado desde el 01 de Diciembre del 2009 y con fecha de culminacin 01 de junio
de 2010.
As mismo el contenido de la investigacin est enmarcado dentro de las reas
de geomodelado, ingeniera de yacimientos y simulacin.
1.3. Objetivos de la Investigacin
1.3.1. Objetivo General
Construir un modelo de simulacin numrica para los diferentes procesos de
recuperacin mejorada aplicables en el Yacimiento BACH-18 para evaluar el
incremento de las reservas recuperables y determinar el ms apropiado de acuerdo a
las condiciones actuales del yacimiento.
1.3.2. Objetivos Especficos
Estudiar el modelo esttico (estratigrficos, estructural, sedimentolgico y
petrofsico).
Actualizar el modelo dinmico del yacimiento.
Construir el modelo de simulacin del yacimiento con los simuladores IMEX y
STARS.
Determinar anlisis de sensibilidades la factibilidad de implementar Inyeccin de
Agua Optimizada.
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Establecer mediante anlisis de sensibilidades la factibilidad de implementar
Reacondicionamiento de Pozos Inactivos.
Estudiar mediante anlisis de sensibilidades la factibilidad de implementar
Perforacin de Pozos Interespaciados.
Verificar mediante anlisis de sensibilidades la factibilidad de implementar Inyeccin
de Agua con Polmeros.
Determinar mediante anlisis de sensibilidades la factibilidad de implementar IAV.
Evaluar cul de estos mtodos es el ms apropiado a las condiciones actuales del
yacimiento.
1.4. Antecedentes de la Investigacin
Palacios, Edgar; Ramones, Miguel (1975). Anlisis de la Inyeccin de Agua en
los Yacimientos BACHAQUERO 12 Y BACHAQUERO 18. LAGOVEN.
El objeto de dicho trabajo fue el estudio de la inyeccin de agua en los
yacimientos BACH-12 y BACH-18, del campo Bachaquero, para analizar y comparar los
resultados obtenidos de la prediccin con el comportamiento real.
Se concluy que el comportamiento de los pozos inyectores en lo que respecta a
tasas de inyeccin no ha afectado mayormente el comportamiento del Yacimiento
BACH-18, ya que cuando un pozo de estos se paraba por cualquier causa, era
reparado inmediatamente y puesto de nuevo en servicio.
Las consideraciones y conclusiones de este trabajo son de gran utilidad para el
estudio propuesto ya que muestra un anlisis de la efectividad de la inyeccin de agua
bajo los parmetros operaciones utilizados hasta ese momento, lo cual induce a
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22
plantear otros escenarios de inyeccin basados en esta experiencia previa y orientados
hacia una mejor respuesta por parte de yacimiento.
Glaentzlin, Rolando & Castro, Julin. Lagoven, S.A. (1980). Estudio
Geolgico Detallado de los Yacimientos BACH-12, BACH-18, LAGUNA-4, LAGUNA 12,
ST. BARBARA 14 Y ST. BARBARA 21 del campo Bachaquero, rea Sureste.
LAGOVEN.
El objetivo de este estudio fue detallar la correlacin de los diferentes lentes que
conforman los miembros Bachaquero y Laguna de la Formacin Lagunillas, y Santa
Brbara de la Formacin la Rosa, para definir la geometra y ambiente sedimentario en
los cuales se representaron. El cual servir para recalcular el volumen de petrleo en
sito y emprender por parte del ingeniero de yacimientos, un estudio de yacimiento
convencional para decidir posteriormente si se justifica simular por medio de un modelo
matemtico el comportamiento de los yacimientos BACH-12 y BACH-18 frente a un
nuevo programa de inyeccin de agua.
Este trabajo es una referencia de mucha importancia en la realizacin del estudio
propuesto ya que sienta las bases de la caracterizacin geolgica actual del yacimiento
y la delimitacin del mismo. El entendimiento del modelo geolgico planteado por estos
autores, dio origen a la creacin del modelo esttico que ser utilizado como punto de
partida en esta investigacin.
Rodrguez, Flix (1981). Optimizacin de la Inyeccin de Agua. Yacimiento
BACH-18. LAGOVEN.
El Yacimiento produjo por mecanismo primario de gas en solucin y empuje
hidrulico hasta Mayo de 1964, cuando se inicio la inyeccin de agua. Actualmente se
han inyectado 365.050 barriles de agua en cuatro pozos a una presin promedio 2200
Lpca. La ltima presin estimada del yacimiento fue de 1926 Lpca, que esta 177 Lpca
por debajo de la presin al inicio de la inyeccin.
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Este trabajo tuvo como objeto evaluar los efectos de inyeccin para mejorar el
proceso de recuperacin suplementaria, por lo cual las conclusiones obtenidas son una
referencia importante para orientar el anlisis de esta investigacin y plantear otros
escenarios de inyeccin basados en la experiencia tenida hasta ahora.
Urdaneta, Lesvia. Lagoven S.A. (1983). Comportamiento de Presin
Yacimiento BACH-18. LAGOVEN, S.A.
La finalidad que persigui el estudio fue corroborar el comportamiento de
presiones con el levantamiento de presiones realizado en 1982, ya que en un estudio
realizado por F. Rodrguez se establece que los pozos abiertos a produccin en las
arenas 1 y 2 presentan presiones menores en comparacin con los pozos abiertos en
todas las arenas o en las arenas 3,4,5 y 6; y se determino que este comportamiento
anmalo an continua presumindose que sea causado por la inyeccin de agua en las
arenas superiores del yacimiento (arenas 1 y 2).
Al finalizar este estudio se concluy que los pozos abiertos en las arenas
superiores 1 y 2, si presentan presiones menores en comparacin con los pozos
abiertos en todas las arenas o en las arenas inferiores 3, 4, 5, 6, debido
presumiblemente, a que no existe inyeccin de agua en estas arenas, tambin se
concluyo que es necesario realizar un mantenimiento de presin en los lentes
superiores 1 y 2 mediante la inyeccin de agua, pero de no producir los pozos abiertos
solo en estas arenas con una relacin gas- petrleo lmite de hasta 4000 PCN/ BN, se
dejar petrleo entrampado detrs del frente de inyeccin.
Se considera este trabajo como un antecedente relevante en la realizacin del
estudio propuesto ya que suministra una explicacin detallada del comportamiento de
presin del Yacimiento Bach-18, y permite entender la influencia que la inyeccin de
agua ha tenido en dicho comportamiento.
Core Laboratorios de Venezuela, C.A (1995). Propiedades Bsicas de La
Roca, BA-343.
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Este trabajo tuvo como finalidad el seccionamiento longitudinal, datos de
registros rayos gamma espectral corrido, fotografas y estudio de los ncleos
pertenecientes al pozo BA343. La informacin derivada de este trabajo ser
considerada en la ejecucin del estudio, dado que proporciona data real de la roca
producto de mediciones directas y contribuye a la caracterizacin petrofsica del
yacimiento.
Beicip Fran Lab, (1998). Evaluacin de los yacimientos del rea Sureste,
Campo Bachaquero Lago.
El estudio realizo una caracterizacin esttica y dinmica de alta resolucin,
contemplando la evaluacin petrofsica, estratigrfica, sedimentolgica y convencional
de yacimientos del rea de inters. Como producto de este trabajo se realizaron
recomendaciones acerca de la reingeniera de la inyeccin de agua, distribucin actual
de reservas y propuestas de perforacin de pozos, las cuales sern consideradas en
este estudio para la evaluacin de los diferentes escenarios.
Len, Jhonattan; Socorro, Douglas (2005). Construccin del Modelo Esttico
de los Yacimientos BACH 18, BACH 77 y BASUP 14. PDVSA
El estudio comprende los yacimientos BACH 18, BACH 77 y BASUP 14,
pertenecientes al Miembro Bachaquero, Formacin Lagunillas del Mioceno, del rea
Sureste del Campo Bachaquero Lago.
El objeto de dicho trabajo fue la definicin del marco estructural en el cual se
determina la orientacin y geometra de los elementos estructurales as como la
delimitacin areal del yacimiento; la definicin de la arquitectura interna del yacimiento,
mediante el establecimiento de marcadores de inters o unidades crono-estratigrficas;
la definicin de la geometra, con la distribucin y calidad de los depsitos de las
unidades de flujo, lmites y/o barreras verticales; y a su vez la determinacin de los
parmetros petrofsicos bsicos como: permeabilidad (K), porosidad (), ndice de
arcillosidad (Vsh), saturacin de agua (Sw) y los parmetros de corte correspondientes
a los yacimientos en estudio.
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Este trabajo es una referencia de mucha importancia para el estudio que se
propone realizar debido a que es el primero del rea donde se realiz la integracin de
todas las disciplinas, generando as un modelo esttico consistente el cual ser
utilizado en esta investigacin.
Rondon Marianny, (2007). Modelo de simulacin numrica del yacimiento Bach-
18.
Consisti en la revisin, actualizacin e integracin mediante un modelo de
simulacin numrica utilizando ECLIPSE 100, de los modelos existentes, para una
mejor caracterizacin del yacimiento, sincerar las reservas y redefinir estrategias de
explotacin que minimicen el riesgo y optimicen la rentabilidad.
Este estudio ser de mucha utilidad en la creacin del nuevo modelo dinmico ya
que contempla los primeros parmetros de cotejo histrico, as como tambin
proporciona un entendimiento global de la fsica de flujo del yacimiento.
1.5. Metodologa Utilizada
Para llevar a cabo este estudio se realizaron una serie de pasos y procedimientos
con el propsito de alcanzar los objetivos planteados;
Para la validacin del modelo esttico se utiliz la aplicacin PETREL la cual permiti
revisar y comparar los modelos estratigrficos, petrofsicos, sedimentolgicos y
estructurales, con los estudios pre-existentes.
Se revisaron y actualizaron las fichas de pozos para establecer el estado mecnico
actual de los pozos y detectar las oportunidades de reacondicionamiento de pozos.
Se revisaron las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento.
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Mediante las aplicaciones OFM y AICO se obtuvo la data de produccin de petrleo,
gas y agua para el yacimiento.
Se realizaron y analizaron los comportamientos de presin para estimar tendencias
del yacimiento del estudio.
Se evaluaron los diferentes escenarios en el modelo numrico para: Reingeniera de
la Inyeccin de Agua, Reacondicionamiento de Pozos Inactivos, Perforacin de
pozos Interespaciados, y procesos como Inyeccin de Polmeros e Inyeccin
Alternada de Vapor (IAV).
Se determin cul de los mtodos es el ms apropiado para las condiciones actuales
del yacimiento, de acuerdo al recobro eficiente y sustentable de las reservas de
hidrocarburos.
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CAPITULO II
FUNDAMENTOS TERICOS
2.1. Recuperacin Mejorada de Crudo
La recuperacin mejorada de petrleo EOR (del ingls: Enhanced Oil Recovery)
se refiere a todos los procesos utilizados para recuperar ms petrleo de un yacimiento
del que se lograra por mtodos primarios. En su mayora consisten en inyeccin de
gases o qumicos lquidos y/o en el uso de energa trmica, los cuales suministran
energa externa al yacimiento.
Los fluidos inyectados y los procesos de inyeccin complementan la energa
natural presente en el yacimiento para desplazar el petrleo hacia un pozo productor.
Adems, los fluidos inyectados interactan con el sistema roca/fluido, debido,
posiblemente, a mecanismos fsicos y qumicos y a la inyeccin o produccin de
energa trmica, a fin de crear condiciones favorables para la recuperacin del petrleo.
Tales interacciones pueden, por ejemplo, dar lugar a una disminucin de la tensin
interfacial, hinchamiento del petrleo, reduccin de su viscosidad, modificacin de la
humectabilidad o comportamiento favorable de fases.
Considerando esto y debido a la existencia de varios mtodos de recuperacin,
se estudia de acuerdo a las propiedades de cada yacimiento cul ser el ms
apropiado y efectivo para su explotacin. Algunos de los mtodos de Recobro de Crudo
Mejorado (EOR: Enhaced Oil Recovery) se muestran en la Figura 1.
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28
Figura 1 Mtodos de Recuperacin Mejorada.
2.1.1. Recuperacin Trmica
Se define como un proceso donde intencionalmente se introduce calor por un
pozo inyector a las acumulaciones subterrneas de compuestos orgnicos, con el
propsito de producir hidrocarburo por medio de pozos productores. Por varias razones
se utilizan los mtodos trmicos en lugar de otras tcnicas de extraccin, como en el
caso de petrleos viscosos, que actualmente son los de mayor inters, donde se utiliza
calor para mejorar la eficiencia de desplazamiento y extraccin. La disminucin de la
viscosidad del crudo obtenida por el incremento de temperatura permite no solo que el
petrleo fluya ms fcilmente, sino que tambin se obtienen razones de movilidad ms
favorables. En la Figura 2 se observa el esquema de un proceso de recuperacin
trmica.
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29
Figura 2 Esquema de un Proceso de Inyeccin.
A continuacin se describen algunos de los procesos de recuperacin trmica
para la extraccin de crudo utilizados recientemente como ltimas tecnologas
desarrolladas:
2.1.1.1. Inyeccin de Vapor
La inyeccin de vapor se emplea en depsitos que contienen petrleo muy
viscoso. El proceso consiste en inyectar vapor, el cual reduce en gran medida la
viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), lo que hace que el crudo fluya
ms rpidamente a una presin dada (Ver Figura 3). Este sistema se ha utilizado
mucho en California - Estados Unidos y Zulia - Venezuela, donde existen grandes
depsitos de este tipo de petrleo. Actualmente se est implementando en algunos
pozos localizados a lo largo del ro Athabasca, en la provincia de Alberta - Canad.
Entre los mtodos de inyeccin de vapor ms importantes por su aplicacin, se tiene la
Inyeccin Continua de Vapor (ICV), Inyeccin Alterna de Vapor (IAV) y Drenaje
Gravitacional Asistido con Vapor (SAGD).
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Figura 3 Esquema de un Proceso de Inyeccin de Vapor.
Inyeccin Continua de Vapor (ICV)
El proceso consiste en inyectar vapor a travs de ciertos nmeros de pozos
inyectores, mientras el petrleo es producido a travs de pozos productores adyacentes
(Figura 4).
En este caso, el comportamiento depende bsicamente del tamao del arreglo,
ya que las prdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir gran
proporcin del calor inyectado. En el proceso los principales mecanismos que
contribuyen al desplazamiento del petrleo son:
La expansin trmica de los fluidos del yacimiento.
La reduccin de la viscosidad del petrleo.
Destilacin por vapor.
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Figura 4 Esquema de inyeccin contina de vapor (ICV).
Inyeccin Alternada de Vapor (IAV)
La inyeccin alterna de vapor fue descubierta accidentalmente en Venezuela en
el ao 1.957, cuando la empresa Shell Oil Company desarrollaba una prueba de
inyeccin continua de vapor en el Campo Mene Grande. Luego fue empleada en
California en el ao de 1.960 y actualmente ha pasado ha ser una tcnica
econmicamente confiable.
Este, es un mtodo de estimulacin de pozos, que consiste en inyectar en
determinado pozo, un volumen preestablecido de vapor por un periodo que va de una a
tres semanas (Figura 5). Despus de la inyeccin, se cierra el pozo y se deja en remojo
por unos pocos das, con el propsito de permitir que el vapor caliente la formacin
productora y se disperse uniformemente alrededor del pozo. Luego se abre
nuevamente el pozo a produccin hasta que el proceso deje de ser econmicamente
rentable.
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32
Figura 5 Esquema de inyeccin alterna de vapor (IAV).
2.1.2. Inyeccin de Agua
Paris (2001) expresa que: La deplecin del yacimiento es un fenmeno natural
en el cual, a medida que se producen los hidrocarburos, el yacimiento va perdiendo
energa. Para recuperarla se recurre a introducir energa externa, como la inyeccin de
agua, que es un proceso muy utilizado a nivel mundial. Estos proyectos involucran una
serie de estudios de factibilidad tcnico econmica; los estudios de factibilidad tcnica
incluyen pruebas de laboratorio tendientes a prevenir problemas durante la ejecucin
del proyecto o minimizar su impacto. Estn las relacionadas con la mineraloga de la
roca, tales como la difraccin de rayos X (DRX) y la microscopa electrnica (SEM).
Adicionalmente, hay pruebas para evaluar la interaccin fluido fluido, tales como
anlisis fisicoqumicos de aguas, de crudo y de compatibilidad. Finalmente, estn las
pruebas que evalan la interaccin roca fluido, dentro de las cuales merecen
destacarse las de sensibilidad y de tasa crtica.
En un campo petrolero explotado en su totalidad, los pozos pueden perforarse a
una distancia de entre 50 y 500 metros, segn la naturaleza del yacimiento. Si se
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33
bombea agua en uno de cada dos pozos, puede mantenerse o incluso incrementarse la
presin del yacimiento en su conjunto. Con ello tambin puede aumentarse el ritmo de
produccin de crudo; adems, el agua desplaza fsicamente al petrleo, por lo que
aumenta la eficiencia de recuperacin. En algunos depsitos con un alto grado de
uniformidad y un bajo contenido en arcilla o barro, la inundacin con agua puede
aumentar la eficiencia de recuperacin hasta alcanzar el 60% o ms del petrleo
existente. La inyeccin de agua se introdujo por primera vez en los campos petroleros
de Pensilvania a finales del siglo XIX, de forma ms o menos accidental y desde
entonces se ha extendido por todo el mundo.
Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de
inyeccin de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo se extrae
petrleo, en otro realizado cerca del anterior se inyecta agua en la bolsa, lo que provoca
que la presin no baje y el petrleo siga siendo empujado a la superficie, y de una
manera ms rentable que las bombas.
Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotacin de un pozo hasta,
aproximadamente, un 33% de su capacidad. Dependiendo de las caractersticas del
terreno, esta eficiencia llega al 60%.
2.1.2.1. Tipos de inyeccin
De acuerdo con la posicin de los pozos inyectores y productores, la inyeccin
de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes:
Inyeccin perifrica o externa
Consiste en inyectar el agua afuera de la zona de petrleo, en los flancos del
yacimiento. Se conoce tambin como inyeccin tradicional y en este caso, como se
observa en la Figura 6, el agua se inyecta en el acufero cerca del contacto agua-
petrleo.
http://www.monografias.com/trabajos14/problemadelagua/problemadelagua.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos11/veref/veref.shtml
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34
Figura 6 Inyeccin de agua externa o perifrica (segn Latil).
Caractersticas:
Se utiliza cuando no se posee una buena descripcin del yacimiento y/o la
estructura del mismo favorece la inyeccin de agua.
Los pozos de inyeccin se colocan en el acufero, fuera de la zona de petrleo.
Ventajas:
Se utilizan pocos pozos.
No requiere de la perforacin de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos
productores viejos como inyectores. Eso disminuye la inversin en reas donde se
tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos
es muy grande.
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No se requiere buena descripcin del yacimiento para iniciar el proceso de invasin
con agua.
Rinde un recobro alto de petrleo con un mnimo de produccin de agua. En este
tipo de proyecto, la produccin de agua puede ser retrasada hasta que el agua
llegue a la ltima fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las
instalaciones de produccin de superficie para la separacin agua-petrleo.
Desventajas:
Una porcin del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petrleo.
No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasin, como s es
posible hacerlo en la inyeccin de agua en arreglos.
En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presin de la parte central del
mismo y es necesario hacer una inyeccin en arreglos en esa parte de los
yacimientos.
Puede fallar por no existir una buena comunicacin entre la periferia y el centro del
yacimiento.
El proceso de invasin y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperacin de
la inversin es a largo plazo.
Inyeccin en arreglos o dispersa
Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petrleo. El agua invade esta
zona y desplaza los fluidos (petrleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos
productores. Este tipo de inyeccin tambin se conoce como inyeccin de agua interna,
ya que el fluido se inyecta en la zona de petrleo a travs de un nmero apreciable de
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pozos inyectores que forman un arreglo geomtrico con los pozos productores, como se
observa en la Figura 7.
Figura 7 Inyeccin de agua en una arreglo de 5 pozos (segn Craig y col).
Caractersticas:
La seleccin del arreglo depende de la estructura y lmites del yacimiento, de la
continuidad de las arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad () y del nmero
y posicin de los pozos existentes.
Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran
extensin areal.
A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los
pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en
inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el
propsito es obtener una distribucin uniforme de los pozos, similar a la utilizada en
la fase primaria de recobro.
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Ventajas:
Produce una invasin ms rpida en yacimientos homogneos, de bajos
buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos,
debido a que la distancia inyector-productor es pequea. Esto es muy importante en
yacimientos de baja permeabilidad.
Rpida respuesta del yacimiento.
Elevadas eficiencias de barrido areal.
Permite un buen control del frente de invasin y del factor de reemplazo.
Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.
Rpida respuesta en presiones.
El volumen de la zona de petrleo es grande en un perodo corto.
Desventajas:
En comparacin con la inyeccin externa, este mtodo requiere una mayor
inversin, debido al alto nmero de pozos inyectores.
Es ms riesgosa.
Exige mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos
humanos.
Segn Paris (2001): Es importante sealar que la prctica de arreglos geomtricos
regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada da se usa menos, ya que
con los avances en descripcin de yacimientos, al tener una buena idea de las
caractersticas de flujo y la descripcin sedimentolgica, es posible ubicar productores e
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inyectores en forma irregular, pero aprovechando al mximo el conocimiento de las
caractersticas del yacimiento y optimizando el nmero de pozos.
2.1.2.2. Factores que controlan la recuperacin por inyeccin de agua
Paris (2001) expresa que: Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un
proceso de inyeccin de agua en un yacimiento, se deben considerar los siguientes
factores:
Geometra del yacimiento
Segn Paris (2001): Uno de los primeros pasos al recabar la informacin de un
yacimiento para un estudio de inyeccin, es determinar su geometra, pues su
estructura y estratigrafa controlan la localizacin de los pozos y, en gran medida,
determinan los mtodos por los cuales el yacimiento puede ser producido a travs de
prcticas de inyeccin de agua. La estructura es el principal factor que gobierna la
segregacin gravitacional. As, en presencia de altas permeabilidades, la recuperacin
por segregacin gravitacional, particularmente en yacimientos de petrleo, puede
reducir la saturacin de petrleo a un valor al cual no resulta econmica la aplicacin de
la inyeccin de agua.
Si existe una estructura apropiada y la saturacin de petrleo justifica un proceso
de inyeccin de agua, la adaptacin de una invasin perifrica puede producir mejores
eficiencias de barrido areal que una inyeccin en un patrn o lnea directa.
A menudo es importante realizar un anlisis de la geometra del yacimiento y de
su comportamiento pasado, para definir la presencia y la fuerza de un empuje de agua
y as definir sobre la necesidad de inyeccin suplementaria, pues sta puede ser
innecesaria si existe un fuerte empuje natural de agua. Tal decisin depende tambin
de la existencia de problemas estructurales como fallas o presencia de lutitas, o de
cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra parte, un yacimiento altamente
fallado hace poco atractivo cualquier programa de inyeccin.
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Litologa
Paris (2001) expresa que: La litologa tiene una profunda influencia en la
eficiencia de la inyeccin de agua en un yacimiento en particular. De hecho, la
porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litolgicos que afectan
la invasin.
En algunos sistemas complejos, una pequea porcin de la porosidad total,
como por ejemplo las porosidades creadas por fracturas, tendrn suficiente
permeabilidad para hacer efectivas las operaciones de inyeccin de agua. En estos
casos, solamente se ejercer una pequea influencia sobre la porosidad de la matriz, la
cual puede ser cristalina, granular, o vugular. La evaluacin de estos efectos requiere
de estudios de laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento, y tambin pueden
hacerse mediante pruebas pilotos experimentales.
Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre la composicin
mineralgica de lo granos de arena y la del material cementante que se ha observado
en varias arenas petrolferas despus de haber sido invadidas con agua, puede
ocasionar diferencias en la saturacin de petrleo residual. Estas diferencias dependen
no slo de la composicin mineralgica de la roca del yacimiento, sino tambin de la
composicin de los hidrocarburos presentes en ella. Benner y Bartell han demostrado
que en ciertas condiciones los constituyentes bsicos presentes en algunos tipos de
petrleo causan que el cuarzo se torne hidrofbico, debido a su adsorcin en la
superficie de los granos de arena. De manera similar, los constituyentes cidos
presentes en otros tipos de petrleo vuelven la calcita hidrofbica. No se han
encontrado suficientes datos para pronosticar el efecto que tienen sobre el recobro las
variaciones en el grano de humectabilidad de los poros de la pared, por agua o por
petrleo.
A pesar de que se conoce que la presencia de mineral arcilloso en algunas
arenas petrolferas puede taponar los poros por hinchamiento o floculacin al inyectar
agua, no existen datos disponibles sobre la extensin de este problema, pues eso
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depende de la naturaleza de dicho mineral; no obstante se puede obtener una
aproximacin de estos efectos mediante estudios de laboratorio. Se sabe por ejemplo,
que el grupo de la montmorillonita es el que ms puede causar una reduccin de
permeabilidad por hinchamiento y que la kaolinita es la que causa menos problemas. La
extensin que puede tener esta reduccin de permeabilidad tambin depende de la
salinidad del agua inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el agua fresca por
salmueras para propsitos de invasin.
Profundidad del yacimiento
Paris (2001) expresa que: La profundidad del yacimiento es otro factor que debe
considerarse en una invasin con agua ya que:
a) si es demasiado grande para permitir reperforar econmicamente y si los pozos
viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no se pueden esperar altos
recobros;
b) en los yacimientos profundos, las saturaciones de petrleo residual despus de las
operaciones primarias son ms bajas que en yacimientos someros, debido a que estuvo
disponible un gran volumen de gas en solucin para expulsar el petrleo y a que el
factor de encogimiento fue grande y, por lo tanto, ha quedado menos petrleo; y
c) grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espaciamiento ms
amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral.
Se debe actuar como mucha precaucin en yacimientos pocos profundos donde
la mxima presin que puede aplicarse en operaciones de inyeccin est limitada por la
profundidad del yacimiento. Durante la inyeccin de agua, se ha determinado que existe
una presin crtica usualmente aproximada a la presin esttica de la columna de
roca superpuesta sobre la arena productora y cerca de 1 lpc/pie de profundidad de la
arena que al excederla, ocasiona que la penetracin del agua expanda aberturas a lo
largo de fracturas o de cualquier otro plano de fallas, as como juntas o posibles planos
de estratificacin. Esto da lugar a la canalizacin del agua inyectada o al sobrepaso de
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largas porciones de la matriz del yacimiento. Consecuentemente, en operaciones que
implican un gradiente de presin de 0.75 lpc/pie de profundidad, generalmente se
permite suficiente margen de seguridad para evitar fracturamiento. A fin de prevenir
cualquier problema, debe tenerse en cuenta la informacin referente a presin de
fractura o rompimiento en una localizacin determinada, ya que ella fijar un lmite
superior para la presin de inyeccin. Estas consideraciones tambin influyen en la
seleccin del equipo y en el diseo de planta, as como en el nmero y localizacin de
los pozos inyectores. El elevado gradiente de presin del agua permite tener menores
presiones de inyeccin en el cabezal del pozo que en el caso de inyeccin de gas, lo
cual es una ventaja en yacimientos profundos como los del Norte de Monagas en
Venezuela.
Porosidad
Segn Paris (2001): La recuperacin total de petrleo de un yacimiento es una
funcin directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petrleo presente
para cualquier porcentaje de saturacin de petrleo dado. Como el contenido de este
fluido en una roca vara desde 775,8 hasta 1551,6 Bbls/acre-pie para porosidades de
10 y 20%, respectivamente, es importante tener una buena confiabilidad en estos datos.
Esta propiedad de la roca es muy variable: algunas veces oscila desde 10 hasta 35%
en una zona individual; otras, como en limolitas y dolomitas, puede variar desde 2 hasta
11% debido a fracturas; y en rocas llenas de agujeros como panales de abeja y
porosidades cavernosas, puede ir desde 15 hasta 35%. Para establecer el promedio de
porosidad, es razonable tomar el promedio aritmtico de las medidas de porosidades de
un ncleo de arena. Si existen suficientes datos sobre este aspecto, se pueden
construir mapas de distribucin de porosidades que pueden ser pesados areal o
volumtricamente para dar una porosidad total verdadera. Igualmente si existen
suficientes datos de muestras de ncleos se pueden realizar anlisis estadsticos de
porosidades y permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta informacin. La mejor
forma de medir este parmetro tan importante ha sido a travs de medidas de
laboratorio en muestras de ncleos. Varios registros de pozos producen buenas
medidas de porosidad como: perfil elctrico o de induccin, micro- log, registro de
neutrones y el perfil snico, entre otros.
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Permeabilidad
La magnitud de la permeabilidad controla, en un alto grado, la tasa de inyeccin
de agua que se puede mantener en un pozo de inyeccin para una determinada presin
en la cara de la arena. Por lo tanto, en la determinacin de la factibilidad de inyeccin
de agua en un yacimiento, es necesario conocer: i) la mxima presin de inyeccin
tomando en cuenta la profundidad del yacimiento y ii) la relacin entre tasa y
espaciamiento a partir de datos de presin permeabilidad. Esto permite determinar
rpidamente los pozos adicionales que deben perforarse para cumplir con el programa
de invasin en un lapso razonable. La prospectividad del proyecto puede calcularse
comparando el recobro que se estima lograr con los gastos que involucra el programa
de inyeccin: si resulta econmico, se debe efectuar un estudio ms detallado.
El grado de variacin de permeabilidad ha recibido mucha atencin en los
ltimos aos, pues determina la cantidad de agua que es necesario utilizar: entre
menos heterognea sea esa propiedad, mayor xito se obtendr en un programa de
inyeccin de agua. Si se observan grandes variaciones de permeabilidad en estratos
individuales dentro del yacimiento, y si estos estratos mantienen su continuidad sobre
reas extensas, el agua inyectada alcanzar la ruptura demasiado temprano en los
estratos de alta permeabilidad y se transportarn grandes volmenes de agua antes
que los estratos menos permeables hayan sido barridos eficientemente. Esto, por
supuesto, influye en la economa del proyecto y sobre la factibilidad de la invasin del
yacimiento. No debemos dejar a un lado que la continuidad de estos estratos es tan
importante como la variacin de permeabilidad. Si no existe una correlacin del perfil de
permeabilidad entre pozos individuales, existe la posibilidad de que las zonas ms
permeables no sean continuas y que la canalizacin del agua inyectada sea menos
severa que la indicada por los procedimientos aplicados a todo el yacimiento. La Figura
8 muestra el efecto de la distribucin de permeabilidad sobre la inyeccin de agua.
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Figura 8 Efecto de la distribucin de permeabilidad sobre la inyeccin de agua (segn Archer y Wall).
Continuidad de las propiedades de la roca
Es muy importante tener en cuenta la continuidad de las propiedades de la roca
en relacin con la permeabilidad y la continuidad vertical, al determinar la factibilidad de
aplicar la inyeccin de agua en un yacimiento. Como el flujo de fluido en el yacimiento
es esencialmente en la direccin de los planos de estratificacin, la continuidad es de
inters primordial. Si el cuerpo del yacimiento est dividido en estratos separados por
lutitas o rocas densas, el estudio de una seccin transversal de un horizonte productor
podra indicar si los estratos individuales tienen tendencia a reducirse en distancias
laterales relativamente cortas, o si est presente una arena uniforme. Tambin, a partir
de ncleos se puede tener evidencias de estratificaciones cruzadas y de fracturamiento.
Todas estas situaciones deben ser consideradas en la determinacin del espaciamiento
de los pozos, en los patrones de invasin y en la estimacin del volumen del yacimiento
que estar afectado durante el programa de inyeccin.
La presencia de lutitas no es necesariamente un problema, ya que los estratos
individuales de la roca del yacimiento pueden mostrar un grado razonable de
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continuidad y uniformidad con respecto a la permeabilidad, porosidad y saturacin de
petrleo.
Cuando existen discontinuidades verticales, esto es, cuerpos de agua y de gas
en la formacin productora, las partes de lutitas permitirn algunas veces realizar
completaciones selectivas para excluir o reducir las producciones de agua o gas y
realizar inyecciones selectivas de agua. Paris (2001)
Magnitud y distribucin de las saturaciones de los fluidos
La Figura 9 muestra la distribucin inicial de los fluidos en un yacimiento de
petrleo que se encuentra en equilibrio. Este parmetro es muy importante en la
determinacin de la factibilidad de un proyecto de inyeccin de agua. En efecto, cuanto
mayor sea la saturacin de petrleo en el yacimiento al comienzo de la invasin, mayor
ser la eficiencia de recobro y, si ste es elevado, el petrleo sobrepasado por el agua
ser menor y el retorno de la inversin por lo general, ser mayor. Igualmente, la
saturacin de petrleo residual que queda despus de la invasin, est relacionada con
la adaptabilidad del proceso, y mientras ms se pueda reducir este valor, mayor ser el
recobro final y mayores las ganancias. Por esa razn la mayora de los nuevos mtodos
de desplazamiento de petrleo tienen como objetivo lograr reducir la saturacin de
petrleo residual detrs del frente de invasin.
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Figura 9 Distribucin de fluidos en una inyeccin de agua (segn Craig).
Paris (2001) expresa que: Tambin es de gran inters conocer la saturacin
inicial de agua connata, esencialmente para determinar la saturacin de petrleo inicial:
bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de petrleo que quedan en el
yacimiento despus de las operaciones primarias. Leverett y Lewis y otros autores han
demostrado experimentalmente que el recobro de petrleo, como una fraccin del
volumen poroso mediante empuje por gas en solucin es independiente de la
saturacin de agua connata.
Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas
Segn Paris (2001): Las propiedades fsicas de los fluidos del yacimiento tienen
efectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de inyeccin en un
yacimiento. Dentro de stos, la viscosidad del petrleo y las permeabilidades relativas
de la roca yacimiento a los fluidos desplazante y desplazado son los de mayor
importancia, ya que ambos factores afectan la razn de movilidad. En la ley de Darcy
existe un factor de proporcionalidad que relaciona la velocidad de un fluido con el
gradiente de presin. Este factor de proporcionalidad, denominado movilidad del fluido,
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se obtiene dividiendo la permeabilidad del fluido por su viscosidad y depende, tambin,
de la saturacin. Por ejemplo, la movilidad el petrleo es Ko/o, la del agua es Kw/w y
la del gas es kg/g. La razn de movilidad M es la relacin entre la movilidad de la fase
desplazante y la de la fase desplazada. Mientras mayor sea M, menor ser el recobro
en el momento de alcanzar la ruptura; en consecuencia, mayor ser la cantidad de
agua producida para recuperar la misma cantidad de petrleo. Esto se debe a dos
efectos: a) pequeas reas barridas a la ruptura, b) influencia del grado de
estratificacin.
En un proceso de desplazamiento la razn de movilidad relaciona la movilidad
del fluido desplazante, en la porcin del yacimiento que ha contactado, con la movilidad
del petrleo en la zona de petrleo. En yacimientos heterogneos, las caractersticas de
las permeabilidades relativas varan areal y verticalmente. Como resultado, el fluido
desplazante no formar un frente uniforme a medida que avanza la inyeccin y tender
a canalizarse hacia los estratos o reas que tengan mayor razn de movilidad, como se
muestra en la Figura 10. A medida que el desplazamiento progresa, la razn de
movilidad sigue aumentando en las partes del yacimiento previamente contactadas por
el fluido desplazante.
Figura 10 Estabilidad del frente de desplazamiento (segn Habermann).
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2.1.2.3. Inyeccin de Agua con Polmeros
Experiencia de campo demuestra que el flujo de polmeros mejora el recobro con
respecto a inyecciones convencionales de agua, a travs del incremento del volumen
de yacimiento contactado. La solucin de polmero inyectada no tiene efecto en la
reduccin de la saturacin residual de petrleo al agua. Igualmente, el flujo de polmero
acelera la produccin de petrleo, dando como resultado una alta recuperacin en la
ruptura. El flujo de polmero es ms eficiente cuando es aplicado durante las etapas
tempranas del proceso de inyeccin de agua, cuando la saturacin de petrleo movible
es alta. Un flujo de polmeros no seria til cuando es aplicado en campos
uniformemente inundados por agua con petrleo de baja viscosidad o en campos con
alta saturacin de agua. Yacimientos con variaciones de permeabilidad altas o rpido
avance del frente de agua, son buenos candidatos para la inyeccin de polmeros pero
generalmente presentan un alto grado de riesgo.
Existen cinco aspectos principales del flujo de polmeros que necesitan ser
rigurosamente representados en un modelo numrico. Estos son:
Control de movilidad
Retencin de polmero
Dispersin fsica
Volumen poroso inaccesible
Viscosidad aparente y factor de resistencia
Todos estos factores son muy importantes para predecir el comportamiento del flujo
de un polmero, sin embargo, los beneficios ms importantes son la disminucin de la
razn de movilidad y el aumento de la viscosidad aparente debido a la adsorcin del
polmero. La efectividad del flujo del polmero es reducida debido a la dispersin y a la
variacin de la permeabilidad del yacimiento. A continuacin se detallan los cinco
factores antes mencionados. (Fuente Manual CMG Versin 2008)
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a) Control de movilidad
Un aspecto importante del flujo de polmeros es la mejora en la eficiencia
volumtrica de reemplazo y el incremento en la eficiencia de desplazamiento
microscpico. La funcin del polmero soluble en agua es incrementar la viscosidad del
agua y disminuir la permeabilidad de la roca al agua debido a su mecanismo de
retencin. Directamente, estos resultados en la reduccin de la razn de movilidad
aguapetrleo cercanos a la unidad o menos. Por lo tanto, la eficiencia volumtrica de
reemplazo ser mejorada y se alcanzar una recuperacin alta de petrleo en
comparacin con la inundacin de agua convencional. La reduccin en la permeabilidad
y la alta viscosidad del agua dar como resultado el incremento en la resistencia al flujo.
Esto esparcir la solucin del polmero haca reas no barridas por el agua. (Fuente
Manual CMG Versin 2008)
b) Retencin del polmero
El proceso de retencin del polmero consiste en dos mecanismos de separacin.
Estos mecanismos, cuyos efectos son difciles de separar son adsorcin del polmero
en la superficie de la roca y el entrampamiento de las molculas del polmero en
pequeos espacios porosos. Ambos mecanismos tienen el efecto de incrementar la
resistencia al flujo esencialmente po