EVALUACION DE PROCESOS DE RECUPERACIÓN …38:29Z-524… · A partir del análisis convencional y...

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

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]

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]

DEDICATORIA

A mi esposo Miguel y a mi hijo Leonardo Andrs.

A mis Padres.

amores inagotables donde siempre encuentro fuerza, reposo y sabidura.

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.

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

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

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

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

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

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

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

15

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

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.

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

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.

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.

21

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

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.

23

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.

24

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.

25

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.

26

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.

27

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.

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.

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).

30

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.

31

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.

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

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

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.

35

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

36

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.

37

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

38

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.

39

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

40

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

41

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.

42

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.

43

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

44

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.

45

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,

46

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).

47

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)

48

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

EVALUACION DE PROCESOS DE RECUPERACIÓN …38:29Z-524… · A partir del análisis convencional y...

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