Interpretación de los mecanismos fenomenológicos del proceso de inyección de Geles de Dispersión Coloidal (CDG) en un yacimiento de hidrocarburos. Daniela Alzate López Universidad Nacional de Colombia Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía Medellín, Colombia 2016
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Interpretación de los mecanismos fenomenológicos del proceso de inyección de Geles de Dispersión
Coloidal (CDG) en un yacimiento de hidrocarburos.
Daniela Alzate López
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía
Medellín, Colombia
2016
Interpretación de los mecanismos fenomenológicos del proceso de inyección de Geles de Dispersión Coloidal (CDG) en
un yacimiento de hidrocarburos.
Daniela Alzate López
Trabajo final de maestría presentado como requisito parcial para optar al título de:
Magister en Ingeniería – Ingeniería de Petróleos
Director:
Msc, Marco Antonio Ruiz Serna
Codirector:
Ph.D., Eduardo J. Manrique.
Línea de Investigación:
Recobro Mejorado (EOR) de hidrocarburos.
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía.
Medellín, Colombia
2016
DEDICATORIA
A mis padres, Juan y Gladys.
Agradecimientos
A Eduardo J. Manrique, director, por su compromiso, soporte y disposición para el
desarrollo y revisión del presente trabajo. Además de su valiosa orientación, aportes,
críticas, comentarios y sugerencias que facilitaron la finalización del proyecto; y
especialmente por su colaboración desinteresada en todo este proceso.
A Marco Antonio Ruiz, director y amigo, por todo su apoyo, confianza y seguimiento
durante el desarrollo del presente trabajo.
A los profesores Farid Cortés y Juan Manuel Mejía, por sus apreciadas asesorías.
Al Laboratorio de Fenómenos de Superficie de la Facultad de Minas y sus integrantes,
por su ayuda durante el desarrollo de las pruebas experimentales.
A Cristiam Cundar, por su soporte, colaboración y amistad.
A Fernando Cabrera, por su apoyo y por facilitarme realizar este trabajo como integrante
del equipo Tiorco - Nalco en la Universidad Nacional de Colombia.
A los compañeros de trabajo de Tiorco – Nalco, por compartir conocimiento y experiencia
en EOR.
A Ecopetrol S.A. y al Ingeniero Juan Manuel León Hinestrosa, por permitir la utilización
de información de su proyecto piloto de inyección de CDG para el presente proyecto
académico. Especialmente al Grupo de Recobro Mejorado, Gerencia de Yacimientos,
Gerencia de Operaciones y Desarrollo Huila Tolima (GDH) y al Instituto Colombiano del
Petróleo (ICP).
Resumen y Abstract IX
Resumen
Los geles de dispersión coloidal (CDG de sus siglas en inglés) o microgeles se
establecen como un método químico de recobro mejorado (EOR de sus siglas en inglés)
que ha sido propuesto y empleado para incrementar el recobro de aceite en yacimientos
bajo la inyección de agua. El comportamiento y mecanismos básicos de los sistemas
CDG en un yacimiento han sido altamente discutidos en la literatura y no se ha llegado a
un consenso sobre sus posibles beneficios frente a otras tecnologías, como la inyección
de polímeros. Con esta investigación se pretende contribuir al entendimiento de la
tecnología evaluando el diámetro hidrodinámico de los sistemas CDG en el tiempo, y su
comportamiento de viscosidad usando el Campo Dina Cretáceos, Colombia, como caso
de referencia. A partir de los resultados generados en esta investigación, se realizan
interpretaciones de diferentes pruebas de desplazamiento y estudios de caso de campo
documentados en la literatura.
Palabras clave: Geles de Dispersión Coloidal (CDG), diámetro hidrodinámico –
distribución de tamaños, Microgeles, Recobro Mejorado de aceite (EOR).
X Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
Abstract
Colloidal Dispersion Gels (CDG) or microgels are considered a chemical enhanced oil
recovery (EOR) method, which aims to increase oil recovery in reservoirs under
waterflooding. Currently, the basic understanding and mechanisms of CDG in oil reservoir
have been widely discussed in the literature but there are different interpretations about
its potential benefits over other technologies, such as polymer injection. This research
aims to contribute to the understanding of the technology evaluating the hydrodynamic
diameter of CDG solutions over time and its viscosity behavior using Dina Cretáceos
Field, Colombia, as a reference case.
Based on the results of this research, different coreflood tests and field cases
2. Marco Teórico ............................................................................................................ 7 2.1 Inyección de Agua ................................................................................................ 7 2.2 Recobro Mejorado de Petróleo ............................................................................. 8
2.1.1. Clasificación de los métodos EOR ................................................................. 9 2.3 Factores que controlan la recuperación de aceite .............................................. 10
2.3.1. Relación de movilidad ................................................................................... 12 2.3.2. Número Capilar .............................................................................................. 13
2.5 Inyección de Geles Obturantes .......................................................................... 18 2.6 Geles de Dispersión Coloidal (CDG) .................................................................. 19 2.7 Soluciones de Polímeros Enlazados (LPS) ........................................................ 22
3. Estado del Arte ......................................................................................................... 25 3.1 Estudios Experimentales y Modelamiento .......................................................... 25 3.2 Resumen de Pruebas de Campo ....................................................................... 41
4. Formación y evaluación de los Geles de Dispersión Coloidal (CDG) ................. 51 4.1 Procedimiento de preparación del CDG. ............................................................ 51 4.2 Medición de la viscosidad de las soluciones de CDG ........................................ 53 4.3 Medición del diámetro hidrodinámico de los sistemas CDG............................... 54
XII Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
5. Caracterización del tamaño del diámetro hidrodinámico del sistema CDG ....... 57 5.1 Efecto de la concentración de polímero ............................................................. 58 5.2 Efecto de la concentración de agente entrecruzador. ........................................ 68 5.3 Discusión ............................................................................................................ 73
6. Análisis de pruebas de desplazamiento ................................................................. 85 6.1 Campo Dina Cretáceos ...................................................................................... 85 6.2 Campo Tello. ...................................................................................................... 98
7. Análisis de los resultados de Campo ................................................................... 109 7.1 Campo Dina Cretáceos - Colombia .................................................................. 109 7.2 Campo Loma Alta Sur - Argentina. ................................................................... 119
Tabla 2. Soluciones Stock. ............................................................................................... 52
Tabla 3. Muestras de CDG preparadas. ........................................................................... 52
Tabla 4. Características de los núcleos Bereas – Pruebas DK. ....................................... 87
Tabla 5. Ajuste del incremental del diferencial de presión en las etapas I y IV de inyección
de CDG fresco .................................................................................................................. 96
Tabla 6. Ajuste del incremental del diferencial de presión durante la inyección de CDG
añejado por una semana .................................................................................................. 96
Tabla 7. Características del Núcleo de Campo Tello. ..................................................... 101
Contenido XVII
Lista de Símbolos y abreviaturas
Símbolo Término
h Espesor Ф Porosidad w Fase Agua o Fase Aceite
Swc Saturación de Agua Connata
Sor Saturación residual de aceite
ki Permeabilidad efectiva de la fase i (w: agua y o: aceite). µi Viscosidad de la fase i
kri Permeabilidad relativa de la fase i.
NC Número Capilar
σ Tensión interfacial.
v Velocidad Darcy
∆p/L Gradiente de presión.
λw Movilidad del agua λp Movilidad de la solución polimérica kp Permeabilidad efectiva de la solución polimérica µp Viscosidad de la solución polimérica
µapp Viscosidad aparente
Shear Stress
v Shear Rate
d Diámetro hidrodinámico.
k Constante de Boltzman.
T Temperatura absoluta.
µ Viscosidad del medio.
D Coeficiente de difusión.
ND Aceite acumulado desplazado por la inyección de agua
N Aceite in situ al inicio del proceso de inyección
EA Eficiencia de barrido areal EV Eficiencia de barrido vertical ED Eficiencia de desplazamiento M Relación de Movilidad RF Factor de Resistencia RFF Factor de Resistencia Residual
XVIII Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
Abreviaturas Abreviatura Término
CDG Geles de Dispersión Coloidal (Colloidal Dispersion Gels) LPS Soluciones de Polímeros Enlazados (Linked Polymer Solutions) EOR Recobro Mejorado de Petróleo (Enhanced Oil Recovery) PF Inyección de polímeros (Polymer Flooding) DLS Dispersión de luz dinámica
Introducción
La inyección de agua se considera uno de los procesos de recuperación segundaria de
hidrocarburos más conocidos e implementados en el mundo. Sin embargo, la saturación
de aceite remanente permanece alta luego de la aplicación de este método, debido a
diferentes problemas como canalización por zonas de alta permeabilidad, inter-digitación
viscosa o dificultades del desplazamiento generadas por fuerzas capilares, entre otros.
Los procesos de recobro químico -CEOR (Del inglés Chemical Enhanced Oil Recovery),
pueden ser empleados para contrarrestar algunas de estas dificultades usualmente
observadas durante procesos de inyección de agua. Estos procesos de recobro pueden
contribuir a reducir la saturación de aceite remanente, y aumentar la eficiencia de barrido
del proceso de inyección de agua.
La inyección de polímeros se establece como un método CEOR por medio del cual se
pretende incrementar el recobro de aceite. Un polímero se añade a la corriente del agua
de inyección, lo que incrementa la viscosidad del agua. Por lo anterior, hay tres posibles
mecanismos por medio de los cuales la inyección de polímeros contribuye a que el
proceso de recobro con agua sea más eficiente: (1) a través de los efectos del polímero
en el flujo fraccional, (2) por disminución de la relación de movilidad agua/aceite, y (3) por
divergencia del agua inyectada hacia zonas que no han sido barridas.
Por otro lado, encontramos una tecnología química similar a la inyección de polímeros
para procesos EOR, denominada CDG – geles de dispersión coloidal (Del inglés
Colloidal Dispersión Gels). Los CDG se forman a partir de la interacción de
poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas o HPAM (del inglés Hydrolyzed Poly-
Acrylamides) con entrecruzadores metálicos (p.e. Citrato de Aluminio). Estos geles
ligeramente reticulados se forman in situ después de ser co-inyectados en el yacimiento.
La idea conceptual se basa en que el CDG se comporta como un gel debajo de un cierto
umbral de gradiente de presión, mientras fluye como una solución viscosa a presiones
más altas. Esto le confiere propiedades como buena inyectividad en la región cercana al
pozo donde las tasas de flujo se consideran altas, mientras que con el tiempo pueden
2 Introducción
bloquear la trayectoria de flujo en la distancia para la cual la tasa de flujo se ha reducido
de tal forma que da lugar a una presión diferencial por debajo de la presión de umbral del
CDG.
En la industria del petróleo, la mayoría de procesos CEOR se basan en la inyección de
polímeros convencionales; pero, la tecnología de CDG podría generar beneficios
similares o superiores en factores de recobro y eficiencias de barridos con menores
concentraciones de polímero, que los procesos de inyección de polímeros
convencionales. Sin embargo, a la fecha no se encuentra un consenso de opinión entre
diferentes escuelas científicas, incluidos grupos de investigación en Estados Unidos y
más recientemente en Canadá y Noruega, sobre el funcionamiento básico del CDG en
un yacimiento y sus posibles beneficios frente a otras tecnologías, como la inyección de
polímeros.
Por lo anterior, en este trabajo se plantea la necesidad de interpretar los posibles
mecanismos de los geles de dispersión coloidal (CDG), e identificar sus potenciales
beneficios y/o limitaciones como proceso de recobro mejorado. A partir de esta
investigación se espera generar contribución para un mejor entendimiento de la
tecnología CDG combinado con interpretaciones de estudios de laboratorio y de pruebas
de campo y que a su vez, pueden generar nuevas estrategias de inyección y/o estudios
que permitan optimizar esta y otras tecnologías de recobro químico.
1. Generalidades
1.1 Objetivos
1.1.1 Objetivo General
Demostrar la formación de Geles de Dispersión Coloidal (CDG) a través del monitoreo
del diámetro hidrodinámico y medidas de viscosidad e inferir su formación en medios
porosos con el fin de interpretar los posibles mecanismos fenomenológicos asociados a
la inyección del sistema CDG en un yacimiento de hidrocarburos.
1.1.2 Objetivos Específicos
Revisión del estado del arte respecto a la caracterización de sistemas CDG y de
soluciones de polímeros enlazados o LPS (de sus siglas en ingles de Linked Polymer
Solutions) identificando sus principales diferencias. Revisión general de pruebas de
campo recientes de inyección de CDG.
Estudiar la evolución del diámetro hidrodinámico del CDG en función de
concentración de polímero, relación polímero: agente entrecruzador, y tiempo; y su
relación con la viscosidad del sistema.
Análisis de pruebas de desplazamiento de CDG e interpretación de los posibles
mecanismos de funcionamiento en medios porosos.
Interpretación de los resultados de la aplicación del sistema CDG como proceso EOR
a escala de campo.
1.1.3 Justificación
Una considerable fracción de la producción actual de petróleo proviene de yacimientos
convencionales maduros (o avanzada historia de producción), debido a que la tasa de
sustitución de las reservas producidas por nuevos descubrimientos se ha reducido de
forma constante en las últimas décadas [1]. Para satisfacer la creciente necesidad de
4 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
energía en todo el mundo, los recursos de petróleo recuperables en yacimientos
maduros que se pueden producir económicamente mediante la aplicación de tecnologías
avanzadas de EOR, jugarán un papel clave en el cumplimiento de la demanda de
energía en los próximos años.
La tecnología CDG podría ser una tecnología viable de EOR para muchos yacimientos
de hidrocarburos. Sin embargo, aún puede considerarse nueva o desconocida en la
industria a pesar de haber sido patentada en los años 70 [2].
Mack et al. (1994) [3], presentan los primeros resultados de campo derivados de una
campaña de inyección de CDG en 29 yacimientos en la región de las Rocallosas (Rocky
Mountains), Wyoming, Estados Unidos. Ellos definen CDG como una solución acuosa
con una concentración de polímero en el rango de 100 a 1.200 ppm, y una relación
polímero: entrecruzador (citrato de aluminio) entre 100:1 a 20:1. Mack et al., indican que
a dichas concentraciones se forma una solución de geles separados, por la mezcla de
interacciones principalmente intra-moleculares que genera la presencia del entrecruzador
(en literatura también conocido como Crosslinker) y entrecruzamientos mínimos inter-
moleculares que conectan un número relativamente pequeño de moléculas. Los
resultados de campo muestran 22 casos exitosos de los 29 proyectos, con un incremento
del recobro de aceite (%OOIP – Petróleo original in situ) entre 1.3% y 18.2%; con una
correspondiente reducción en la producción de agua. Basados en los casos no exitosos,
los autores afirman que un sistema de CDG no debería aplicarse cuando la cantidad total
de sólidos disueltos en el agua de inyección excede los 25.000 mg/L.
No obstante, la inyección de polímeros se ha evaluado desde los años 60s, y con mayor
relevancia en los años 80s, pasando por estudios experimentales, modelamiento
matemático y la implementación a diferentes escalas en yacimientos de hidrocarburos.
Sumado a lo anterior, Seright et al. (2006) [4] discuten los beneficios del CDG como
proceso de EOR comparado con la inyección de polímeros. Los autores afirman que la
aplicación de los geles de dispersión coloidal no puede ser considerada como superior o
similar a la inyección de polímeros, debido a que cuestionan la penetración/propagación
profunda del CDG en el medio poroso y el subsecuente alto factor de resistencia. Los
autores además aluden a que el CDG actúa como un gel convencional para bloquear
canales de alta permeabilidad en las zonas cercanas a la cara del pozo, mientras el
polímero convencional penetra en el yacimiento para mejorar la eficiencia de barrido.
Capítulo 1 5
Actualmente, en Colombia se realizan los primeros pilotos de inyección de CDG en la
zona del valle superior del magdalena, en el campo Dina Cretáceos [5]. Por lo anterior, y
sumado a las discusiones mencionadas sobre la inyección de polímeros vs. CDG, nace
el interés de este proyecto con el objetivo de estudiar las características del sistema CDG
en un proceso de EOR y contribuir con el mejor entendimiento de la tecnología y ser
considerada como una opción viable entre los diferentes procesos químicos de recobro
mejorado de petróleo.
2. Marco Teórico
En este capítulo se presentan los conceptos básicos relacionados con el recobro químico
mejorado de petróleo, y en especial, los aspectos relevantes para entender y diferenciar
la tecnología denominada Geles de Dispersión Coloidal (CDG), objeto de estudio del
presente trabajo.
2.1 Inyección de Agua
Dependiendo de la vida de producción de un yacimiento, el recobro de aceite puede ser
clasificado en tres fases: primaria, secundaria y terciaria [6]. El recobro primario
considera los procesos donde se recupera aceite por empuje energético natural del
yacimiento. Estos procesos no requieren inyección de ningún fluido externo o calor como
energía de empuje. Las fuentes de energía natural incluyen expansión de la roca y el
fluido, gas en solución, influjo de agua o empuje hidráulico, expansión de la capa de gas,
y drenaje gravitacional. El recobro secundario incluye la inyección de fluidos externos,
agua y/o gas específicamente, con el propósito principal de sostenimiento de presión del
yacimiento y eficiencia del barrido volumétrico. El recobro terciario, acorde a la presente
clasificación, se define como los procesos desarrollados después del recobro secundario,
caracterizados por la inyección de fluidos especiales, como químicos, gases miscibles, o
inyección de energía termal. Aunque esta clasificación es válida para un gran número de
yacimientos, la misma no aplica para yacimientos de crudos extra pesados que no fluyen
naturalmente y requieren de procesos térmicos de recobro mejorado como mecanismo
de producción.
La inyección de agua se considera uno de los procesos de recuperación secundaria de
hidrocarburos más conocidos e implementados en la industria del petróleo. Una fracción
significante del aceite actual producido en el mundo se atribuye a la inyección de agua.
Entre otros factores, entre las principales razones por las cuales la inyección de agua se
presenta como uno de los procesos más éxitos y usados en el mundo se encuentran [7]:
8 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
La disponibilidad general de agua como fluido de inyección
El bajo costo comparado con la inyección de otros fluidos
La facilidad de la inyección de agua a los yacimientos
Eficiencia para el mantenimiento de la presión (fluido incompresible)
La alta eficiencia con la que el agua desplaza ciertos aceites
Sin embargo, diversos procesos de recobro mejorado de aceite, los cuales se podrían
describir como más sofisticados y complejos que la inyección de agua, han sido
desarrollados en los últimos años. Lo anterior, en un esfuerzo de la industria por
recuperar reservas de aceite que no ha sido posible extraer por métodos de producción
primarios o por ineficiencias de los procesos de recobro secundario, para el caso en
estudio, de la inyección de agua.
2.2 Recobro Mejorado de Petróleo
Existen diferentes definiciones para el concepto de recobro mejorado de petróleo, por sus
siglas en inglés EOR (Enhanced Oil Recovery), que se relaciona con los procesos IOR
(Improved Oil Recovery), los cuales suelen confundirse o han sido usados en la última
década de forma intercambiable. Además, por la ambigua traducción al español de
ambos términos, frecuentemente la industria no suele diferenciarlos. Sin embargo, en la
actualidad ambos términos o procesos pueden diferenciarse a partir de sus definiciones.
Sheng (2011) [6] define el recobro mejorado de aceite - EOR (Enhanced Oil Recovery)
como aquellos procesos que involucran la inyección de gases o químicos y/o energía
termal al yacimiento. Los cuales no están restringidos a una fase en particular de la vida
del yacimiento, como se definió previamente.
Por su parte, Lake (1989) [8], define los procesos EOR como el recobro de aceite por la
inyección de materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento. Donde
también destacan que la definición de EOR no está restringida a una fase en particular
de la vida productiva del yacimiento. Por lo anterior, redefinen el término de recobro
terciario, como cualquier técnica aplicada después del recobro secundario. La definición
de EOR excluye los procesos de inyección de agua. Por otra parte, agentes como
metano en procesos de empuje de gas a alta presión, o la inyección de dióxido de
Capítulo 2 9
carbono en un yacimiento con alto contenido natural de CO2, no satisfacen la definición.
Sin embargo, ambos se consideran procesos EOR. Por lo general, los casos de EOR que
caen fuera de la definición están claramente clasificados por la intención del proceso.
El término, de sus siglas en inglés IOR (Improved Oil Recovery), se refiere a cualquier
proceso o práctica que mejora la recuperación de petróleo. Por lo tanto, IOR incluye los
procesos EOR, pero además también puede incluir otras prácticas como inyección de
agua, procesos de mantenimiento de presión, perforación inter espaciada (infill) y pozos
horizontales, entre otros métodos de producción [9] [10] .
Por lo tanto, IOR se considera un término general que implica mejorar la recuperación de
petróleo por cualquier medio; EOR se refiere a un concepto más específico y puede
considerarse un subconjunto de IOR.
2.1.1. Clasificación de los métodos EOR
Los métodos EOR se pueden clasificar de forma general en termales, químicos e
inyección de gases miscibles o solventes [9] [8] [6].
1. Procesos térmicos. Incluye estimulación con vapor o “huff & puff”, inyección continua
de vapor, inyección de vapor asistida por drenaje gravitacional o SAGD (de sus siglas
en inglés Steam Assisted Gravity Drainage) y combustión in situ, también conocida
como inyección de aire. Otras tecnologías actuales no implementadas a escala
comercial incluyen métodos de inyección con solventes, combinación de inyección de
solvente o gases con vapor y calentamiento electromagnético, entre otros.
2. Proceso químicos. Métodos que incluyen la inyección de componentes que afectan la
tensión interfacial o las interacciones existentes entre roca-aceite-salmuera en el
yacimiento, como surfactantes y alcalinos (o soluciones cáusticas), la inyección de
polímeros (p.e. control de movilidad) y sus mezclas (p.e. surfactante-polímero o SP y
álcali- surfactante-polímero o ASP). Los surfactantes involucrados en la inyección de
espumas se pueden incluir en diferentes categorías, incluso en aquellas para
conformance en cercanías de pozos inyectores (p.e Inyección de vapor) o en
profundidad en inyección de gases.
3. Procesos de inyección de gases. Estos procesos se asocian a esquemas de
inyección de gas usando gases como dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2) o
10 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
gases de hidrocarburos (p.e. metano o gases enriquecidos). Los procesos pueden
ser desarrollados bajo esquemas de inyección continua o inyección alternada de
agua y gas o WAG (de sus siglas en inglés Water-Alternating-Gas. Finalmente, la
inyección de gases puede desarrollarse bajo condiciones miscibles o inmiscibles
según las propiedades del crudo, presión del yacimiento y/o del gas de inyección.
2.3 Factores que controlan la recuperación de aceite
Los principales factores que controlan la recuperación de aceite por la inyección de un
fluido se pueden clasificar en cuatro [7]: aceite in situ al inicio del proceso de inyección,
eficiencia de barrido areal, eficiencia de barrido vertical y eficiencia de desplazamiento.
Aceite in situ al inicio del proceso de inyección de fluidos. El aceite in situ (oil-in-
place) al tiempo inicial de la inyección de agua y/u otro fluido, depende del volumen
poroso inundable y la saturación de aceite. El volumen poroso inundable está
condicionado por el espesor neto, determinado a partir de la permeabilidad y la
porosidad. Por otro lado, una inundación exitosa requiere la presencia de aceite
suficiente para formar un banco que pueda ser desplazado por el flujo del fluido de
inyección en la formación.
Eficiencia de barrido areal (EA). Fracción de cierta área del yacimiento que el fluido de
inyección puede contactar. Esta eficiencia depende de las propiedades de flujo
relativas del aceite, el agua y/o el fluido de inyección (movilidades de los fluidos), del
patrón de inyección, la distribución de presión entre los pozos productores e
inyectores, y la permeabilidad direccional.
Eficiencia de barrido vertical (EV). Se refiere a la fracción de la formación en el plano
vertical que puede ser contactada por el fluido de inyección. Esta eficiencia depende
del grado de estratificación vertical existente en el yacimiento.
Eficiencia de desplazamiento (ED). Representa la fracción de aceite que el fluido de
inyección puede desplazar en una porción de yacimiento inundado.
El aceite acumulado desplazado por la inyección de agua (ND), y en general por cualquier
método de recobro mejorado (sección 2.2), puede ser calculado a cualquier tiempo de la
vida del proyecto a partir de la ecuación:
Capítulo 2 11
𝑁𝐷 = 𝑁 𝑥 𝐸𝐴 𝑥 𝐸𝑉 𝑥 𝐸𝐷 (1)
Donde N= Aceite in situ al inicio del proceso de inyección EA= Eficiencia de barrido areal EV= Eficiencia de barrido vertical ED= Eficiencia de desplazamiento
Se destaca que el producto EA x EV se denomina eficiencia volumétrica de barrido y
representa la fracción total del volumen del patrón que puede ser contactado por el fluido
de inyección. En general, las heterogeneidades del yacimiento se pueden considerar
como los factores que mayor influencia en el desempeño de un proyecto de recobro
secundario o mejorado. La heterogeneidad vertical y areal de los yacimientos se
consolidan como los dos principales tipos de heterogeneidades que afectan la eficiencia
volumétrica de barrido [11].
Heterogeneidad vertical. Un yacimiento puede exhibir diferentes capas en la sección
vertical con grandes contrastes en sus propiedades. La estratificación puede ser el
resultado de diversos factores, incluyendo el cambio en el ambiente de depositación,
cambios en la fuente de depositación, o en la segregación de partículas. La inyección
de agua en un sistema estratificado fluirá de forma preferencial en aquellas capas
con mayor permeabilidad y se moverá a mayor velocidad. En consecuencia, al tiempo
que irrumpe el agua en las zonas de alta permeabilidad, una fracción significativa en
las zonas de baja permeabilidad no ha sido contactada. Una irrupción temprana de
agua en los pozos productores conlleva a disminuir el límite económico del campo.
Heterogeneidad areal. Incluye la variación areal de las propiedades de la formación
(h, k, Ф, Swc), factores geométricos como la posición, conductividad de fracturas o
condiciones límites debido a la presencia de una capa de gas o agua. El cálculo de la
eficiencia de barrido areal se realiza a partir de la definición indirecta de la
heterogeneidad, como el intento de localizar fallas a partir de registros de pozos. En
consecuencia, es un parámetro con alta incertidumbre, y por lo general, considerado
como desconocido.
La eficiencia de desplazamiento (ED), como se mencionó, representa la fracción de aceite
móvil, es decir Soi- Sor, que ha sido desplazada de la zona de barrido en un momento
12 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
dado o a ciertos volúmenes porosos inyectados. La eficiencia de desplazamiento sólo
puede acercarse al 100% si la saturación residual de aceite (Sor) se reduce a cero [12].
Las tres eficiencias (ED, EA y EV) incrementan durante la inundación del yacimiento y
alcanzan un valor máximo al límite económico de los proyectos.
Acorde a lo anterior, los procesos EOR de inyección de químicos tienen dos objetivos
principales: incrementar el número capilar para movilizar aceite residual y mejorar la
eficiencia de desplazamiento y disminuir la relación de Movilidad “M”, para mejorar las
eficiencias de desplazamiento areal y vertical.
2.3.1. Relación de movilidad
La movilidad se define como la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento
[7]. La relación de movilidad se considera como una de las características más
importantes de un proceso de inyección de agua o de cualquier otro fluido (procesos
EOR). Como se mencionó, la eficiencia areal de barrido en un proceso de inyección de
fluidos, depende entre otros factores, de dicha relación.
La relación de movilidad se define en términos de la permeabilidad efectiva y la
viscosidad del fluido desplazante y desplazado, envueltos en el proceso de inyección,
1. Agua desplazando aceite. Para una inyección convencional de agua, el agua
desplaza aceite, por lo tanto, la relación de movilidad se expresa como:
Capítulo 2 13
𝑀 =𝑘𝑤 𝜇𝑤⁄
𝑘𝑜 𝜇𝑜⁄=
𝑘𝑤𝜇𝑜
𝑘𝑜𝜇𝑤=
𝑘𝑟𝑤𝜇𝑜
𝑘𝑟𝑜𝜇𝑤
(4)
Donde ki= Permeabilidad efectiva de la fase i (w: agua y o: aceite). µi= Viscosidad de la fase i Kri= Permeabilidad relativa de la fase i.
Es importante resaltar que las permeabilidades relativas al agua y el aceite, en la
ecuación (4) están definidas a dos puntos separados en el yacimiento. Debido a que el
aceite desplazado se está moviendo delante del frente de agua, en la parte no invadida
del patrón, kro debe ser evaluado a la saturación inicial de agua Swi. Por su parte, krw debe
ser evaluada a una saturación de agua promedio en el área barrida (𝑆𝑤̅̅̅̅ ) [11].
La relación de movilidad, en términos generales, se clasifica como favorable o
desfavorable [7]. Cuando M es igual a 1, las movilidades de la fase desplazante y el
aceite son iguales, por lo tanto ambas tienen la misma restricción a fluir en el yacimiento.
Cuando M<1, el aceite fluye mejor que el agua y es más fácil para el agua desplazar el
aceite. Esta condición resulta en altas eficiencias de barrido y un alto recobro de aceite.
Al contrario, cuando M>1, el agua fluye mejor que el aceite. Por lo tanto, el
desplazamiento de aceite se clasifica como menos efectivo. En general, las eficiencias de
barrido y el recobro de aceite tienen a decrecer en función del incremento de la relación
de movilidad.
2. Agua mejorada desplazando aceite (procesos EOR). El control de la movilidad se
posiciona como uno de los conceptos más importantes en cualquier proceso de
recuperación mejorada de petróleo. El control de la movilidad se puede lograr a
través de la inyección de productos químicos para cambiar la viscosidad del fluido de
desplazamiento (inyección de polímeros – Capitulo 2.4), o para reducir de forma
preferencial la permeabilidad relativa de un fluido específico, a través de la inyección
de geles obturantes, [6].
2.3.2. Número Capilar
El número capilar se define como la relación entra las fuerzas viscosas y la fuerza de
tensión interfacial, como se presenta a continuación:
14 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
𝑁𝐶 =𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎𝑠 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑎𝑠
𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑓𝑎𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠=
𝑣𝜇
𝜎
(5)
𝑁𝐶 = (𝑘𝑜
∅ 𝜎) (
∆𝑃
𝐿)
(6)
Donde µ= Viscosidad del fluido desplazante σ= Tensión interfacial.
v= Velocidad Darcy Ф= Porosidad Ko= Permeabilidad efectiva del fluido deslazado (aceite). ∆p/L= Gradiente de presión.
La reducción de la saturación de aceite residual se logra con el incremento del número
capilar. El número capilar se puede incrementar por [12]:
Incremento del gradiente de presión, ∆P/L.
Incremento de la viscosidad del fluido desplazante.
Disminución de la tensión interfacial entre el fluido de inyección y el fluido
desplazado.
La reducción en la tensión interfacial entre el fluido desplazante y deslazado se considera
la única opción práctica en la reducción de la saturación residual de aceite mediante el
aumento del número capilar. El número capilar debe exceder el número capilar crítico
para movilizar aceite residual. Así, reduciendo la tensión interfacial a cero, el número
capilar tiende a infinito, indicando desplazamiento completamente miscible.
Entre los procesos EOR que tienen como objetivo incrementar el número capilar se
encuentra la inyección de micelares – polímeros, procesos alcalino-surfactante-polímero
(ASP) o procesos surfactante-polímero (SP).
Capítulo 2 15
2.4 Inyección de Polímeros
Este método EOR consiste en la adición de polímero al agua del proceso de inyección
para disminuir su movilidad. El efecto de la adición de polímero, por tanto, se refleja en el
incremento de la viscosidad de la fase acuosa, al igual que decrece su permeabilidad, lo
cual causa una relación de movilidad más baja. Una relación de movilidad cercana a 1,
se considera favorable, lo que indica que el fluido inyectado no puede viajar más rápido
que el fluido desplazado. La disminución de la relación de movilidad, por tanto,
incrementa la eficiencia del proceso de inyección de agua a través de una mayor
eficiencia volumétrica de barrido. La saturación irreducible de aceite no decrece, sin
embargo, la inyección de polímeros conlleva al aumento del petróleo barrido [8].
Se consideran como los dos polímeros más utilizados en aplicaciones IOR/EOR la
poliacrilamida (material sintético) en su forma parcialmente hidrolizada (HPAM) y el
biopolímero Xanthan [13]. Ambos tipos de polímero, HPAM y Xanthan, reducen la
movilidad el agua por el incremento de la viscosidad y la reducción de la permeabilidad
efectiva. La reducción de la permeabilidad al agua es medida en pruebas de
desplazamiento en laboratorio y los resultados se expresan en dos factores de reducción
de la permeabilidad: factor de resistencia (RF) y factor de resistencia residual (RFF).
Factor de resistencia (RF): describe la reducción de la movilidad del agua y se define
como la relación entre la movilidad de la salmuera con referencia a la movilidad de la
solución de polímero, con ambas movilidades medidas a las mismas condiciones,
como expresa la siguiente ecuación:
𝑅𝐹 =𝜆𝑤
𝜆𝑃=
𝑘𝑤 𝜇𝑤⁄
𝑘𝑃 𝜇𝑃⁄
(7)
Donde λw= Movilidad del agua kw= Permeabilidad efectiva al agua. µw= Viscosidad del agua λp= Movilidad de la solución polimérica kp= Permeabilidad efectiva de la solución polimérica µp= Viscosidad de la solución polimérica
16 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
Factor de resistencia residual (RRF): describe la reducción de la permeabilidad al
agua después de la inyección de polímeros. Este factor de reducción de la
permeabilidad se define como la relación entre la movilidad del agua inyectada antes
y después de la inyección de polímeros, de la siguiente manera:
𝑅𝑅𝐹 =𝜆𝑤(𝐴𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙í𝑚𝑒𝑟𝑜𝑠)
𝜆𝑤(𝐷𝑒𝑠𝑝𝑢é𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙í𝑚𝑒𝑟𝑜𝑠)
(8)
Esta reducción en la permeabilidad se debe principalmente a la retención de las
moléculas de polímero en la roca yacimiento. Dicha alteración en permeabilidad es una
combinación de la adsorción y del entrampamiento mecánico de las moléculas del
polímero, lo cual no es totalmente reversible. Por lo tanto, una fracción de polímero, y los
beneficios que proporciona, permanecen en el yacimiento después de que se detiene su
inyección y se retorna a la inyección de agua siempre y cuando no exista una
canalización severa entre pozos inyectores y productores [12]. Lo anterior, se conoce
como proceso de retención de polímeros. Resulta difícil cuantificar el porcentaje de los
polímeros inyectados que se adsorben y el porcentaje que queda atrapado en los
espacios de poros pequeños, ya que solamente se puede medir la concentración de
polímeros producida, que también incluye la pérdida de polímero por el flujo de fluidos
fuera del o los patrón(es) de inyección.
Por otro lado, el espacio poroso de la roca productiva ofrece una variedad de tamaños
poros y de gargantas de poro. Las cadenas largas de la molécula del polímero pueden
fluir a través de las gargantas de poros más grandes pero pueden quedar atrapadas
cuando la garganta al otro extremo es más pequeña. También se puede producir el
entrampamiento cuando el flujo se restringe o se detiene. Cuando esto sucede, la
molécula del polímero puede perder su forma alargada y se enrosca (p.e. disminución de
efectos de tasas de corte).
Entre los factores que afectan el proceso de inyección de polímeros, también
encontramos el Volumen de Poro Inaccesible (IPV). En ocasiones, el flujo de las
moléculas del polímero a través del medio poroso se ve limitado por gargantas de poro
pequeñas que solamente permiten el paso de agua o salmuera. Estas aperturas
Capítulo 2 17
reducidas que no entran en contacto con las moléculas del polímero fluyente forman lo
que se denomina el volumen de poro inaccesible (IPV). Este fenómeno de volumen de
poro inaccesible es reportado por Dawson et al. (2013) [14], quienes demostraron que
todos los espacios de poros pueden no ser accesibles a las moléculas de los polímeros y
que esto permite a las soluciones de polímeros avanzar y desplazar petróleo a una tasa
más rápida de lo previsto en base a la porosidad total. Hasta un 30% del volumen de
poro total puede no estar accesible a las moléculas del polímero. Como resultado, la
porosidad efectiva de la solución del polímero es menor que la porosidad del yacimiento
real.
2.4.1. Viscosidad Aparente
Cuando un fluido Newtoniano (agua o aceite) se somete a fuerzas de cizallamiento, se
deforma o fluye [11]. Existe una resistencia al flujo que se define como la relación entre la
fuerza de cizallamiento (shear stress) y la tasa de flujo (shear rate). Para un fluido
newtoniano, está relación se establece constante y se define como la viscosidad
aparente del fluido. La viscosidad aparente se expresa con la siguiente relación
matemática:
𝜇𝑎𝑝𝑝 =𝑆ℎ𝑒𝑎𝑟 𝑠𝑡𝑟𝑒𝑠𝑠
𝑆ℎ𝑒𝑎𝑟 𝑟𝑎𝑡𝑒 =
𝜏
𝑣
(9)
Para el flujo de fluidos newtonianos en un medio poroso, la viscosidad puede
simplificarse en términos de la ecuación de Darcy, de la siguiente manera:
𝜇𝑎𝑝𝑝 = 𝑘 ∆𝑝 𝐿⁄
𝑞 𝐴⁄
(10)
La viscosidad aparente, además, puede expresarse en términos del factor de resistencia
(RF):
𝜇𝑎𝑝𝑝 = 𝜇𝑤 𝑅𝐹 (11)
La viscosidad aparente definida incluye el efecto de la reducción de permeabilidad debido
a la adsorción o al entrampamiento mecánico del polímero.
18 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
El flujo de los fluidos No Newtonianos no puede ser caracterizado por un solo valor
constante de viscosidad como el calculado con las ecuaciones (9) o (10), debido a que la
relación entre el shear stress y el shear rate no es una constante. El flujo de los fluidos
No Newtonianos puede seguir unos de los siguientes modelos de fluidos complejos:
Fluidos plásticos, fluidos dilatantes, o fluidos pseudo-plásticos [15].
Los fluidos plásticos necesitan un diferencial de presión para fluir, y su viscosidad
decrece con el incremento de la tasa de flujo. Los fluidos dilatantes se caracterizan por
viscosidades aparentes que incrementan con el incremento del shear rate o velocidad de
flujo. Las soluciones poliméricas generalmente se clasifican como fluidos pseudo-
plásticos bajo la mayoría de condiciones de inyección en un yacimiento [13] [16]. Este
tipo de fluidos presenta una mayor viscosidad aparente cuando fluye a bajas velocidades
y una menor viscosidad cuando fluye a altas velocidades.
La viscosidad de la solución polimérica puede estimarse a partir de los factores de
resistencia y resistencia residual, por medio de la siguiente relación:
𝜇𝑃 = 𝜇𝑤 (𝑅𝐹
𝑅𝑅𝐹)
(12)
A pesar del complejo comportamiento del flujo de soluciones poliméricas, las
viscosidades aparentes de estos fluidos se establecen significativamente mayores que la
viscosidad del agua, incluso a altos shear rates.
2.5 Inyección de Geles Obturantes
La inyección de geles se clasifica como una técnica de conformance químico, empleada
para mejorar la eficiencia areal y vertical de los procesos de inyección de agua. Su
objetivo principal se basa en aumentar la resistencia al flujo en zonas de alta
permeabilidad o con fracturas, para que el fluido inyectado posteriormente contacte
zonas no barridas.
En pozos productores se utilizan para suprimir flujos indeseables de la formación, como
cierre de zonas de agua (Procesos de Water Shut-Off) o para limitar la producción de
arena.
Capítulo 2 19
El proceso se basa en la inyección al yacimiento de un polímero capaz de gelificarse
cuando entre en contacto con un agente reticulante o entrecruzador (iones metálicos
multivalentes), en la cual el ion metálico forma enlaces con el polímero [17]. Una vez
inyectado y ubicado la solución en el yacimiento, el proceso de gelificación se lleva a
cabo y se forma un gel inmóvil. Cuando se reactiva la inyección de agua, por ejemplo, se
produce una nueva distribución del flujo, contactando zonas antes no barridas, y
mejorando así la eficiencia volumétrica de barrido.
Una de las tecnologías de conformance químico más aplicada se conoce como geles
Marcitsm, compuesta de cromo (III) – carboxilato con una acrilamida-polímero (CC / AP)
desarrollado por Marathon Oil Company [18] [19] En este caso, el triacetato crómico
(CrAc3) como un agente de reticulación (entrecruzador) ocupa los grupos carboxilo de
polímero, formando una estructura de gel de tres dimensiones resistente a la salinidad
del agua y a la dureza.
2.6 Geles de Dispersión Coloidal (CDG)
En los años 1970s y 1980s, la compañía Phillips Petroleum investigó diferentes procesos
por medio de la combinación de poliacrilamidas – polímeros con cationes multivalentes –
agente entrecruzador [2] [20]. La estrategia se basó en incrementar la adsorción del
polímero en el yacimiento, resultando en factores de resistencia residual (RFF) más altos
comparados con la inyección de polímeros convencionales. Phillips reportó la aplicación
exitosa en el campo North Burbank Unit (NBU), Oklahoma, del proceso de inyección
secuencial o en baches de químicos in-depth de polímero alternado con citrato de
aluminio (AlCit) [21].
Durante el periodo de 1985 y 1994, el proceso propuesto y patentado por la empresa
Phillips Petroleum fue modificado. En lugar de inyectar alternadamente la solución de
polímero y el ion multivalente (entrecruzador) en baches, ambos químicos fueron
mezclados en superficie e inyectados al yacimiento con resultados alentadores, el
proceso fue referenciado como Geles de Dispersión Coloidal, por sus siglas en inglés
CDG (Colloidal Dispersión Gels) [22]. La co-inyección de la solución de polímero (HPAM)
20 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
y el agente entrecruzador (AlCit) simplificaba la operación en campo y permitía la
inyección de mayores volúmenes de químicos.
Un gel rígido, como los mencionados en la sección 2.5 (anterior), tienen muy poca
fluidez, con altos valores de viscosidad (>10,000 cp). Por otra parte, en procesos de
inyección de polímeros, el principal objetivo es el de incrementar la viscosidad del agua.
Los sistemas CDG (también llamados micro geles) se podrían considerar un intermedio
entre ambos, con una viscosidad media, y lo más importante, que puede fluir bajo cierto
gradiente de presión [6]. Entre las principales características del CDG primero se
encuentra que alcanzan mayores viscosidades que un polímero convencional a la misma
concentración, y segundo, se pueden obtener mayores factores de resistencia y
resistencia residual.
Una solución de HPAM se compone de cadenas de polímeros con un radio
hidrodinámico que depende, entre otros, de la salinidad de la solución. En agua
destilada, los grupos de polímero – carboxilos, cargados negativamente, se repelen entre
sí, y las moléculas de polímero se extienden [23]. Cuando se incrementa la salinidad, los
sitios con cargas negativas se cubren, y la molécula de polímero se enrolla, generando
una reducción en la viscosidad de la solución [13]. Es importante destacar que la
formación de CDG (o sistemas similares) depende del tipo de polímero empleado [24]
[25]. Sin embargo, es poco lo que se documentado en la literatura respecto a las
diferencias fundamentales de polímeros (HPAM) y entrecruzadores de cationes
multivalentes.
En la presencia de iones di- o trivalentes, las reacciones de entrecruzamiento o
reticulación toman lugar, y se generan dos o tres grupos de polímero – grupos carboxilo –
que pueden unirse a un solo catión. Cuando estos grupos carboxilo se localizan dentro
de una molécula de polímero única se denomina entrecruzamiento intra-molecular. Por
el contrario, si estos grupos carboxilo se localizan en diferentes moléculas de polímero,
se denomina entrecruzamiento inter-molecular (Figura 1). A altas concentraciones de
polímero y agente entrecruzador, una red continúa de enlaces da lugar a la formación de
un gel [23].
Capítulo 2 21
a). Estructura esquemativa del polímero.
b). Estructura de polímero por
entrecruzamiento intra-molecular.
c). Solución de polímeros dominada por entrecruzamiento
intramolecualr y algunos entrecruzamientos inter-
moleculares.
Figura 1. Esquema de interacciones del polímero con entrecruzador (AlCit).
El CDG se forma a bajas concentraciones de polímero y agente entrecruzador. El agente
entrecruzador son los metales, tales como el citrato de aluminio y el triacetato de cromo.
Las concentraciones de polímero varían de 100 a 1.200 ppm, comúnmente entre 400 a
800 ppm. La relación polímero agente entrecruzador varía de 20:1 a 60:1. En tal intervalo
de concentración, no hay suficiente polímero para formar una red continua,
específicamente un gel rígido no podría formarse. En cambio se espera la formación de
una solución de paquetes de gel separados, donde una mezcla de entrecruzamientos
intra-moleculares predominantes y mínimos entrecruzamientos inter-moleculares
conectan un número relativamente pequeño de moléculas [6].
22 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
Por el contrario, en un gel rígido, las reticulaciones forman una red continúa de moléculas
de polímero, a través de entrecruzamientos inter-moleculares predominantes. Los Geles
de Dispersión Coloidal llevan su nombre a la naturaleza de la suspensión de paquetes
individuales de moléculas de polímero entrecruzadas o "coloides". Debido a las relativas
bajas concentraciones de polímero y agente entrecruzador, la tasa de formación del gel
es lenta, del orden de días o semanas, para soluciones almacenadas en laboratorio.
La presión de transición se estableció como un parámetro importante en la
caracterización cualitativa de los sistemas CDG [26]. Por debajo de la presión de
transición, el gel no puede fluir a través de un filtro o malla. Por encima de la presión de
transición, el gel fluye como un polímero entrecruzado. El tiempo de gelificación y la
estabilidad se incluyen entre los parámetros importantes del CDG. El tiempo de
gelificación podría ser de hora a semanas, el cual debe ser lo suficientemente grande
para que durante su inyección el gel se comporte como una solución de polímero no
entrecruzado en la que pueda fluir en profundidad en la formación. En parte, la fluidez se
podría lograr mediante el alto gradiente de presión cerca de la cara del pozo, el cual es
más alto que la presión de transición.
Mack y Smith (1994) [22] reportaron un resumen de 29 proyectos de CDG en la región de
las Rocallosas (Rocky Mountains) en los Estados Unidos con resultados alentadores.
Más recientemente se reportan aplicaciones económicamente exitosas en el campo
Daqing en China (2006) [27], en Argentina en los campos Loma Alta Sur [28] y el Tordillo
[29], y en Colombia en el campo Dina Cretáceos [5]. Sin embargo, a pesar de los
numerosos resultados de campo exitosos reportados en la literatura, existe una
controversia respecto a la eficiencia de recobro de los sistemas CDG. Además, la
fenomenología asociada a su funcionamiento durante su transporte en el medio poroso
aún no ha sido estudiada y/o reportada en un mayor nivel de detalle. Estos dos aspectos,
hacen parte de la motivación para el desarrollo del presente trabajo.
2.7 Soluciones de Polímeros Enlazados (LPS)
LPS, siglas en ingles de Linked Polymer Solutions, a veces confundido en la literatura
con CDG, fue definido por Aarra et al. (2005) [24] como un sistema con propiedades de
una solución coloidal simple con tamaño de partículas en el orden de 20 a 60 nm.
Capítulo 2 23
La tecnología LPS se desarrolla específicamente a partir del polímero con referencia
Flopaam 3630S, un HPAM de alto peso molecular de la compañía SNF Floerger y citrato
de aluminio (AlCit) como agente entrecruzador [30].
El sistema LPS, consiste en un sistema diferente al CDG, pero ambos términos se han
utilizado en la literatura bajo la suposición de sistemas iguales, basados en que ambos
parten de la formulación de un polímero HPAM (específico para cada sistema)
entrecruzado con citrato de aluminio. Sin embargo, la principal diferencia radica en el
comportamiento de viscosidad de cada sistema. El CDG aumenta la viscosidad [31] el
LPS disminuye la viscosidad [32] con la presencia del agente entrecruzador (AlCit),
respecto a la solución polimérica base. Sin embargo, ambos sistemas pueden
propagarse en el medio poroso [23] [24] [30] [32] [5].
3. Estado del Arte
En este capítulo se presenta el estado del arte relacionado con las tecnologías de
microgeles para procesos EOR, y en especial del sistema CDG. En la primera parte del
estado del arte, se presentan los trabajos relacionados con el estudio de la
caracterización a escala de laboratorio y modelamiento de dichos sistemas. En la
segunda parte, se resumen los resultados publicados de la inyección de CDG en
diferentes campos, haciendo especial énfasis en proyectos documentados
recientemente.
3.1 Estudios Experimentales y Modelamiento
Ranganathan et al. (1997) [33] investigan el CDG, formado por HPAM (Tiorco HiVis® 350)
y citrato de aluminio, como sistema modificador de la permeabilidad a fondo en
empaques de arena no consolidados. Determinan la viscosidad de las soluciones
poliméricas, incluyendo la línea base de polímero sin agente entrecruzador, como función
de la concentración, tasa de corte (shear rate) y el tiempo. Las concentraciones utilizadas
fueron de 300, 900, 1.500 y 3.000 ppm, a una relación de polímero–entrecruzador de
20:1. Encuentran un decrecimiento de la viscosidad de la solución con el tiempo,
sugiriendo un cambio en la conformación del polímero en solución o un deterioro del
mismo. El gelante mantiene un comportamiento de adelgazamiento con la tasa de corte
(shear rate), denominado en inglés como shear thinning. Posteriormente, estudian el
tamaño del agregado de gel del sistema CDG por el método de diálisis de membrana. En
la anterior técnica, ubican la solución en un lado de una celda de diálisis separada del
otro por una membrana de tamaño específico. La solución se deja el tiempo suficiente
para que las concentraciones de ambos lados de la membrana alcancen el equilibrio, y
analizan la concentración de polímero en ambos lados para determinar la difusión a
través de la membrana. El tamaño del agregado se mide como función del tiempo
26 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
requerido para alcanzar el equilibrio. El experimento se realiza con diferentes diámetros
de poro de la membrana. Ranganathan et al. (1997) no observan un crecimiento
significativo de los gelantes pasadas 12 horas, con un diámetro promedio medido entre
0.5 micrones para el D50 y 2.2 micrones para el D90. A continuación, evalúan la
modificación de la permeabilidad por la gelificación in-situ del sistema CDG en empaques
no consolidados de arena. Desarrollaron varios experimentos de desplazamiento y en la
mayoría de los casos, utilizaron mallas en la cara y salida con el fin de confinar los
empaques, y en los puertos de los medidores de presión. Los diferenciales de presión
fueron medidos en diferentes secciones de los empaques. La mayoría de los
experimentos se llevaron a cabo con una tasa de avance frontal de 2 pie/día. Cabe
resaltar que en la mayoría de las pruebas tuvieron problemas de taponamiento de las
pantallas, por una costra de filtrado (filter cake) del sistema CDG, las cuales debieron ser
retiradas o limpiadas durante la corrida de los mismos. A pesar de lo anterior, indican que
la solución de gel fluye en forma similar a la solución de polímero convencional, aunque
con mayor pérdida de viscosidad del primero. Sin embargo, el gel se retiene en el medio
poroso principalmente en la cara del empaque y en las malla. La retención aparenta ser
mayor cuando se deja mayor tiempo de reacción del gelante antes de ser inyectado. Los
agregados además tienden a retenerse en las interfaces entre las regiones de alta
permeabilidad y en espacios vacíos. Posterior a la limpieza de las mallas y de retirar el
agregado taponante, no encuentran reducción de la permeabilidad en profundidad. Solo
reportan una mayor resistencia al flujo en la entrada del medio poroso. Por otro lado,
además de encontrar que la viscosidad de los efluentes es menor que la solución
inyectada, la retención del citrato de aluminio la consideran como una cantidad
significante.
Smith et al. (2000) [34], investigan la posibilidad de inyectar Geles de Dispersión Coloidal
(CDG) en el campo Daqing en China, por medio de pruebas de laboratorio y simulación
numérica. La heterogeneidad del campo, junto con la relación de movilidad, limita la
producción de aceite por inyección de agua, de ahí la importancia de implementar un
método EOR. En el campo se han aplicado diferentes tecnologías EOR como la
inyección de polímeros y surfactantes. Sin embargo, la inyección de polímeros no resultó
del todo eficiente debido a la alta de heterogeneidad del yacimiento causando la
producción de altas concentraciones polímero. El propósito del estudio fue demostrar que
el CDG podría generar mejores resultados en recobro de aceite que la inyección de
Capítulo 3 27
polímero convencional. La evaluación de sistema CDG no mostro signos de gelificación
después de 24 horas. Sin embargo, después de 1 semana se formó alrededor del 75%
de la muestra y después de 2 semanas el gel se formó totalmente. Para las pruebas de
laboratorio utilizaron la formulación de 700 ppm de polímero (Referencia DQ12,
manufacturado en campo) a una relación de 40:1 polímero – agente entrecruzador
(citrato de aluminio), en agua fresca. En las pruebas encuentran que el factor de
resistencia (RF) para el CDG y el polímero es similar en tasas de inyección entre 0.5 a 1
ml/min, pero para altas tasas (2 - 4 ml/min), el polímero muestra un RF más alto. La gran
diferencia entre el polímero y el CDG se reportó en el factor de resistencia residual
(RFF). Smith et al. (2000), reportan un RRF del CDG más alto que el polímero
convencional (entre 4 a 5 veces mayor), sugiriendo un impacto más fuerte en la roca
después de inyectado el CDG. Las pruebas de adsorción dinámica muestran una
adsorción/retención del polímero del 30-40%, y de un 73% del aluminio, para el sistema
CDG. Sin embargo, a pesar de la alta adsorción del agente entrecruzador, el hecho de
determinar concentraciones considerable del mismo a la salida del núcleo, indica que
éste se fluye a través del medio poroso conjuntamente con el polímero en forma de CDG.
Las observaciones experimentales, sugieren que la roca y el polímero compiten por el
aluminio. Por otro lado, la adsorción de sólo polímero convencional es cerca de un 25%
de la adsorción que presento el mismo en el sistema CDG, es decir, disminuye de forma
considerable. Adicionalmente, se realizaron dos sets de pruebas de desplazamiento en
sistemas de tres núcleos en paralelo, para los cuales el sistema CDG recupero un 9.6%
más de aceite comparado con la inyección de polímero convencional. Los resultados
sugieren, que la inyección de polímero convencional tiene un mayor impacto durante su
inyección, donde recupera más aceite que el sistema CDG. Por otro lado, el CDG tiene
mayor impacto después de que se ha adsorbido/retenido en el medio poroso, es decir,
con la inyección de agua post-flujo. Finalmente, concluyen que el CDG recupera aceite
adicional con 30% menos polímero que la inyección de polímero convencional, lo cual
hace más eficiente el proceso EOR.
Chen et al. (2003) [35], investigan los sistemas CDG formados a partir de HPAM y los
agentes entrecruzadores de acetato de cromo y aldehído fenólico (phenolic aldehyde)
utilizando microscopía de fuerzas atómicas. El microscopio de fuerza atómica o AFM (de
sus siglas en inglés Atomic Force Microscope), es un instrumento mecano-óptico capaz
de detectar fuerzas del orden de los nano Newton. Ellos definen el CDG como sistemas
2. Prueba - Núcleo 2: Inyección de CDG añejado una semana a temperatura
ambiente (25°C).
El trabajo experimental fue similar para ambas pruebas se resume a continuación:
1. Saturación del núcleo con agua sintética del Campo Dina. Determinación de la
permeabilidad al agua. Presión de confinamiento de 450 psi.
86 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
2. Inyección de aceite con una viscosidad de 8.7 cp, hasta saturación irreducible de
agua (Swi).
3. Inyección de agua a 1 cc/min hasta alcanzar saturación irreducible de aceite
(Sorw). La tasa de inyección de agua se incrementa (2 y 3 cc/min) hasta no
observar la producción de aceite. Se finaliza con inyección de agua a una tasa de
1 cc/min.
4. Inyección del sistema CDG a diferentes tasas de inyección. Sistema a 600 ppm y
una relación polímero- entrecruzador (citrato de aluminio) de 20:1, preparado en
agua sintética del Campo Dina Cretáceos. Las concentraciones y relación
polímero-entrecruzador se seleccionaron de acuerdo a lo reportado por Spildo y
colaboradores (2009 y 2010) [38] [23]:
a. Etapa I: 1cc/min.
b. Etapa II: 2cc/min.
c. Etapa III: 3cc/min.
d. Etapa IV: 1cc/min.
5. Todas las pruebas se realizaron a temperatura ambiente (25°C).
6. El desarrollo de las pruebas de desplazamiento incluyo lo siguiente:
a. Monitoreo del diferencial de presión durante las diferentes etapas de las
pruebas.
b. Inyección de trazador antes y después de la inyección de CDG.
c. Determinación de la concentración de polímero y del citrato de aluminio en
los fluidos producidos.
El crudo utilizado en las pruebas fue de 36°API, con una viscosidad de 8.7 cp (@ 25°C &
shear rate de 10/s).
En la Tabla 4 se presentan las propiedades básicas de los núcleos Berea utilizados para
las pruebas de desplazamiento.
En las siguientes figuras se presenta el seguimiento de ambas pruebas de
desplazamiento, donde las figuras numeradas con (a) representan la inyección de CDG
fresco, y las (b) la inyección de CDG añejado una semana a 25°C. En dichas figuras se
incluye el diferencial de presión observado (Figura 28 y Figura 29), el recobro incremental
de aceite (Figura 30), el perfil de la concentración de polímero y aluminio en los efluentes
(Figura 31), el análisis de los resultados de trazadores (Figura 32 y Figura 33) por el
Capítulo 6 87
método de los momentos - MoM [53], e imágenes de las muestras antes y después de la
inyección de CDG (Figura 34 y Figura 35).
Tabla 4. Características de los núcleos Bereas – Pruebas DK.
Parámetro Núcleo 1 Núcleo 2
Longitud 5.96” (15.15 cm) 5.94” (15.08cm)
Diámetro 1.48” (3.76 cm) 1.48” (3.76 cm)
Porosidad 0.23 0.24
Volumen poroso 38.61 cc 39.48 cc
Permeabilidad al agua (Salmuera) 2,123 mD 2,089 mD
Swi 0.2 0.2
Sorw 0.4 0.4
Figura 28. Diferencial de presión observado durante la prueba de desplazamiento 1 – Campo DK.
Durante la inyección de CDG fresco (Figura 28) se observa un incremento gradual del
diferencial de presión que corresponde a la inyección de un sistema de viscosidad de
aproximadamente 12 cp a una tasa de inyección relativamente alta (1 cc/min) para
estándares de pruebas de desplazamiento (típicamente de 0.1 cc/min). Un aspecto
interesante a destacar, es que al incrementar la tasa de inyección a 2 cc/min (después de
inyectar 2 VP de CDG fresco) inicialmente se observa el esperado incremento de la
88 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
presión. Sin embargo, la presión en lugar de continuar incrementando se estabiliza
alrededor de las 170 psi. Este comportamiento también se observa al incrementar la tasa
de inyección a 3 cc/min donde la presión se estabiliza ligeramente alrededor de los 210
psi. Cuando la tasa de inyección se reduce nuevamente a 1 cc/min, el diferencial de
presión disminuye (como es de esperarse de acuerdo a la Ley de Darcy) a niveles
similares cuando se finalizó la inyección de CDG durante la primera fase del experimento
a la misma tasa de inyección (1 cc/min). Sin embargo, a partir de este momento (≈ 5 VP
de CDG inyectados) se puede observar el incremento de la presión del sistema con una
tendencia similar a la observada al inicio de la inyección de CDG a la misma tasa de
inyección (1 cc/min). Este comportamiento puede inferir que el aumento del esfuerzo de
corte podría estar influenciando la formación del CDG, ya que se asume que después de
inyectar 2 VP (77.22 cc) aún no se han generado (menos de 2 horas de interacción en el
medio poroso) una formación representativa de especies de radios hidrodinámicos
mayores a los 100-200 nm de acuerdo a lo observado en sistemas CDG de 600 ppm y
40:1 (Figura 12) y de 400 ppm y 20:1 Figura 18. Por lo tanto, los efectos de diferenciales
de presión observados en este experimento pueden estar influenciados principalmente
por los efectos viscosos y degradación mecánica del polímero y no necesariamente a la
formación de aglomerados (complejos Al-polímero). Respecto a los cambios de
tendencia de incremento de los diferenciales de presión (P) al inicio y al final de la
inyección de CDG fresco a 1 cc/min, se sugiere lo siguiente:
Durante la primera fase de inyección de CDG fresco, se puede inferir una alta
saturación/pérdida del entrecruzador (reactivo limitante) y flujo de polímero en el
volumen poroso accesible limitando la posibilidad de desarrollarse la interacciones
observadas en pruebas de botella descritas en el Capítulo 5. Este punto será
discutido nuevamente cuando se discutan los resultados de las concentraciones de
aluminio y polímero en los efluentes de los experimentos (Figura 31).
A medida en que se incrementa el volumen de inyección de CDG se podría
incrementar la probabilidad de que ocurran las interacciones Al-polímero formándose
aglomerados que también puede explicar el incremento de P combinado con los
efectos viscosos de la solución inyectada.
Al reducir la tasa a 1 cc/min ya el medio poroso se encuentra saturado promoviendo
la formación más rápida de CDG observándose un mayor incremento de la presión
Capítulo 6 89
(adsorción/retención de aglomerados). Esto puede inferirse por el aumento del P
(alto RRF) cuando se inicia la inyección de agua después de la inyección de 6.35 VP
de CDG fresco (600 ppm a 20:1). Aspecto que será discutido posteriormente al
evaluar el perfil de la concentración de polímero y aluminio en los efluentes (Figura
31) y el análisis de los resultados de trazadores (Figura 32 y Figura 33).
Por otra parte, cuando se observa el comportamiento de P en el experimento de
inyección de CDG añejado por una semana (Figura 29), claramente se evidencian
incrementales de presión aproximadamente 4 veces (>800 psi) a la observada durante la
inyección de un volumen CDG fresco (< 220 psi) a condiciones experimentales similares
(Figura 28).
Figura 29. Diferencial de presión observado durante la prueba de desplazamiento 2 – Campo DK.
En este segundo experimento el comportamiento del ∆P es justificado en base a los
resultados presentados en el Capítulo 5 de este trabajo. Añejar la solución de CDG por
una semana, conlleva a un incremento de la viscosidad a valores a los 140 cp si usamos
como referencia a las viscosidades presentadas en la Figura 4 y Figura 14 si utilizamos
como referencia a los sistemas CDG de 600 ppm a 40:1 (155 cp @ día 7) y de 400 ppm a
90 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
20:1 (140 cp @ día 7). Esto debido a que en el presente trabajo no se preparó la solución
de CDG de 600 ppm a 20:1 y que fue considerada para poder comparar con los estudios
reportados por Spildo et al. (2008 y 2010) [23] [38] . A su vez, al día 7 se puede sugerir
que la distribución de tamaño de aglomerados del sistema CDG debe ser similar (1 a 30
nm @ día 7) a la identificada en los sistemas CDG de 600 ppm a 40:1 y de 400 ppm a
20:1 mostrada en la Figura 13 y Figura 18, respectivamente. Por lo tanto, la alta
viscosidad y presencia importante de partículas/aglomerados de tamaños menores a los
30 nm pueden explicar el comportamiento de presión de este experimento Figura 29 Un
aspecto resaltante, son los efectos del incremento de las tasas de inyección (2 y 3
cc/min) en los ∆P registrados durante la inyección de CDG añejado por una semana.
Estos resultados sugieren que una vez formado el CDG (aglomerados, microgeles o
complejos Al-polímero), los mismos no pueden fluir en el medio poroso causando el
taponamiento en la cara del núcleo tal y como se observa en la Figura 34.
La dificultad de fluir sistemas CDG añejados por una semana, también pueden explicar el
menor factor de recobro incremental de aceite (4.6%) comparado con el generado por la
inyección de CDG fresco o recién preparado (14.6%) según se presenta en la Figura 30
y lo reportado por Castro et al., (2013) [5]. Estos resultados resultan consistentes con los
reportados por Spildo et al (2008) [38] para los sistemas LPS.
Figura 30. Recobro Incremental de Aceite por la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado por una semana a diferentes tasas de inyección.
Capítulo 6 91
Los resultados de las concentraciones de Aluminio (Al) y polímero (HPAM) en los
efluentes de los experimentos discutidos con anterioridad (Figura 31) fueron previamente
discutidos previamente por Manrique et al. (2014) [44]. Comparando el perfil de
concentraciones de Al y HPAM, nuevamente se evidencian marcadas diferencias entre
ambos experimentos (inyección de CDG fresco vs. añejado una semana).
Figura 31. Concentración de polímero y aluminio como función de los PV producidos durante las pruebas de desplazamiento por la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.
Interpretando los resultados del experimento de inyección de CDG fresco, se puede
resumir lo siguiente (Figura 31a):
La concentración de polímero prácticamente alcanza su máximo y se mantienen
aproximadamente constante (260-270 ppm) antes de haber inyectado el primer VP.
Esto sugiere que parte del polímero que no ha interaccionado con Al (formación de
aglomerados o complejos) fluye con mayor velocidad debido a su menor adsorción
(comparada con la del Al) y al volumen inaccesible del medio poroso (al polímero).
Por el contrario, la concentración de Al le toma alcanzar un valor constante (11-13
ppm) una vez alcanzada la inyección de 3.5 VP de CDG. Este comportamiento se
puede interpretar por la adsorción e interacción del Al con el HPAM hasta alcanzar un
posible equilibrio debido a que a partir de la inyección de 3.5 VP de CDG ambos
componentes (Al y HPAM) fluyen y se producen en una misma relación (polímero-
entrecruzador de 22.5:1) independientemente de las tasas de inyección empleadas (1
92 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
a 3 cc/min). Estos resultados también son consistentes con los reportados por Spildo
et al. (2010) [23] y donde se demuestra que LPS (y CDG en este caso) se pueden
propagar en el medio poroso.
Respecto a la magnitud de las concentraciones producidas de Al y HPAM, los
resultados reportados por Spildo et al. (2010) [23] y Manrique et al. (2014) [44] no
pueden ser comparados debido a que los estudios de Dina se realizaron en presencia
de aceite y se desconoce el efecto que esto puede tener en la formación de CDG en
el medio poroso y/o en los errores que la presencia de aceite pueda causar en el
análisis de polímero en los fluidos de producción del experimento. Sin embargo, lo
que se puede confirmar es que en ambos estudios se demuestra que existe una
retención de Al y HPAM debido a la interacción de ambos para formar CDG
(agregados o microgeles).
Por otra parte, al evaluar los resultados del experimento de inyección de CDG después
de añejado por una semana, se puede concluir lo siguiente (Figura 31b):
Las concentraciones de Al y HPAM presentan un comportamiento inverso al
experimento de inyección de CDG fresco. La concentración de polímero alcanza su
máximo (≈120 ppm) después de 2 VP de CDG (1 semana añejado) inyectados.
Adicionalmente, la concentración de HPAM en este experimento es 50% menor
comparada con el observado en el experimento de inyección de CDG fresco (Figura
31a). Lo anterior sugiere que la dificultad del polímero de fluir en el medio poroso se
debe a la filtración de aglomerados o microgeles (Figura 34) ya formados previo a su
inyección.
En este caso, la elución de Al alcanza su máximo (≈3 ppm) después de 1.5 VP
inyectados de CDG siendo solo un 25% del máximo de la concentración de Al
determinada (11-13 ppm) en el experimento de inyección de CDG fresco (Figura
31a).
A partir de 2 VP porosos inyectados de CDG, se infiere que ambos componentes (Al
y HPAM) fluyen y se producen en una misma relación polímero-entrecruzador pero
en este caso dependiendo de la tasa de inyección empleada. La relación polímero-
entrecruzador producida entre los últimos 4.36 VP de CDG inyectados varía entre
28:1 y 40:1. Estos resultados permiten concluir que los CDG una vez formados
Capítulo 6 93
pueden retenerse en el medio poroso explicando el comportamiento de diferenciales
de presión observados en este experimento (Figura 29).
Con el fin de evaluar los posibles cambios de los volúmenes porosos de las muestras de
Berea después de la inyección de CDG (fresco vs. añejado por una semana), los
experimentos incluyeron la inyección de trazadores (Figura 32 y Figura 33). Sin embargo,
la inyección de trazadores (Bromuro de sodio - NaBr) se realizó en diferentes etapas de
los experimentos. Por lo tanto, los mismos no pueden ser comparados por lo que deben
ser discutidos independientemente.
Figura 32. Registro de detección de trazadores antes y después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.
La inyección de trazadores (concentración de Br-) en el experimento de inyección de
CDG fresco, se realizó a condiciones de saturación de agua (Sw) del 100% y después
de la inyección de CDG donde se reporta el factor de recobro incremental de aceite del
14.6% (Figura 30 a). Por lo tanto, la disminución del VP de la muestra de Berea e
irrupción temprana de trazador se debe tomar en cuenta la presencia de aceite y de CDG
retenido en el medio poroso en el experimento Post-CDG. Aun cuando se puede
interpretar que el menor tiempo de ruptura después de la inyección de CDG fresco
(cuadrados rojos de la Figura 32 a), se puede correlacionar directamente con la
disminución del volumen poroso contactado (estimado en un 34%) por el trazador (Figura
33 a), las condiciones a las cuales los trazadores fueron inyectados presentan un mayor
94 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
nivel de incertidumbre en la evaluación del análisis de trazadores de esta prueba. Por
otra parte, en el experimento de inyección de CDG añejado durante una semana la
inyección de CDG se realizó después de la inyección de agua o condiciones de aceite
residual (Sorw) y posteriormente después de la inyección de CDG. En esta caso, los
resultados si pueden compararse destacándose pocos cambios entre ambas curvas de
trazadores (Figura 32 b). En este caso se estimó que el volumen poroso sólo se
disminuyó cerca del 7% por la inyección de CDG (Figura 33 b). Sin embargo, los
pequeños cambios observados parecen no haber afectado significativamente la
estructura porosa de la muestra. Lo cual puede explicarse al taponamiento de la muestra
en el punto de inyección como claramente se evidencia en el la Figura 34 b).
Figura 33. Volumen Contactado por el trazador antes y después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.
Figura 34. Núcleos antes y después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.
Capítulo 6 95
En la Figura 34 se muestra en ejemplo de los núcleos de Berea antes y después de
utilizado en la prueba de inyección de CDG fresco (Figura 34 a) y el núcleo después de
inyectar CDG añejado por una semana (Figura 34 b). En este último, claramente se
observa el taponamiento de la cara de inyección del núcleo. Esto explica el menor
recobro de aceite en esta prueba de desplazamiento (Figura 30 b). Estos resultados
demuestran que los sistemas CDG no puede ser añejados para su inyección (ni a escala
de laboratorio ni de campo) a diferencia de los sistemas LPS reportado por Spildo et al.
(2009 y 2010) [38] [23]. Los resultados observados con el sistema de CDG añejado por
una semana también es consistente a lo reportado por Ranganathan et al. (1997) [33],
donde indican que la retención de CDG aparenta ser mucho mayor cuando se deja
mayor tiempo de reacción del gelante antes de ser inyectado. Finalmente y para tener
posibles evidencias de los efectos de la inyección de CDG (fresco y añejado por una
semana), ambos muestras de núcleo fueron abiertas según se muestra en la Figura 35.
No se evidencian mayores daños en ambas muestras, aunque se observa una mayor
concentración de CDG en la entrada de ambos núcleos (Flechas indicativas de entrada
de flujo en Figura 35 a y b).
Figura 35. Núcleos después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.
Adicionalmente a las observaciones de los experimentos desarrollados para soportar el
proyecto de Dina Cretáceos discutidos con anterioridad, se pueden resaltar los siguientes
comentarios:
Para ambos casos se pudieron inyectar lo volúmenes porosos diseñados, cumpliendo
con el protocolo experimental sin mayores restricciones.
La inyección de CDG añejado una semana implica el desarrollo de mayores
diferenciales de presión, muy superiores a los observados en la inyección de CDG
96 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
fresco. Aspecto que demuestra su diferencia de los sistemas LPS comúnmente
confundidos como CDG en la literatura.
En la prueba de desplazamiento con CDG fresco, las etapas I y IV de inyección de
CDG (llevadas a cabo a una tasa de inyección de 1cc/min), se lograron ajustar con un
polinomio de segundo orden (Tabla 5) similar a los reportados para los casos de
campo estudiados por Manrique y colaboradores (2014) [44]. Por otra parte, las
etapas II y III presentan una tendencia diferente del diferencial de presión. Sin
embargo, los volúmenes porosos inyectados fueron menores (Figura 28). Aunque el
comportamiento de presión observado es similar al reportado para casos de campo,
aun no se tiene un claro entendimiento si este comportamiento puede o no estar
relacionado con la formación de CDG in situ y/o por efectos viscosos. En este caso
se asume que en la inyección de CDG fresco, los aglomerados o microgeles aún no
se han formado completamente debido a la poca duración de la inyección de CDG.
Tabla 5. Ajuste del incremental del diferencial de presión en las etapas I y IV de inyección de CDG fresco
Etapa Ecuación Ajustada R2
Etapa I (1cc/min) -11.065x2+156.85x-430.41 0.9857
Etapa IV (1cc/min) -17.102x2+348.34x-1925 0.9972
De forma similar, los diferenciales de presión observados en la prueba de
desplazamiento del CDG añejado una semana se pueden ajustar con una expresión
matemática similar (Tabla 6), con R-Cuadrados superiores al 0.96 (Figura 29). La
diferencia en este caso es que la respuesta de inyección ya considera la inyección de
CDG pre-formados a diferencia del experimento de inyección CDG fresco y la co-
inyección de polímero y entrecruzador en proyectos de campo. Por lo tanto, este
comportamiento típico de incrementales de presión observado durante la inyección
de CDG debe ser evaluado con mayores detalles.
Tabla 6. Ajuste del incremental del diferencial de presión durante la inyección de CDG añejado por una
semana
Etapa Ecuación Ajustada R2
Etapa I (1cc/min) 7.7652 x2+77.746x-481.07 0.9967
Etapa II (2cc/min) 61.841x2-814.4x+3190.7 0.9614
Etapa III (3cc/min) -21.543x2+446.61x-1550.4 0.9797
Capítulo 6 97
Etapa IV (1cc/min) -59.827x2+1318.4x-6422.5 0.9876
La inyección de CDG fresco presenta mejores resultados en el recobro incremental
de aceite con más bajos diferenciales de presión, respectivamente un 14.6%,
respecto al 4.6% obtenido con la inyección de CDG añejado (Figura 30). Este
comportamiento es esperado y se aproxima a las condiciones de inyección de
campo.
Se puede inferir que la inyección del sistema CDG fresco conlleva una mayor
dinámica de interacción entre el polímero y el agente entrecruzador en su flujo por el
medio poroso. Lo anterior incluye la competencia del polímero y la roca por el
aluminio, acorde a lo reportado por Smith y colaboradores en sus observaciones
experimentales (2000) [34]. Además de que los efectos de tortuosidad del medio
porosos, las restricción de presión capilar, entre otros, afectarán la formación del
sistema CDG y el tamaño de radio hidrodinámico que desarrollará durante su flujo en
el medio poroso. Dicha dinámica de la formación del CDG en el tiempo, conlleva a
una mayor divergencia de flujo a escala poral
Por otra parte, el CDG añejado trae una estructura pre-formada, obtenida en una
botella de almacenamiento, con espacio libre para el desarrollo de las interacciones
entre el polímero y el agente entrecruzador. Lo anterior, se puede relacionar
directamente con los resultados presentados en el Capítulo 5, donde la dinámica de
interacción ocurre en la botella, y para el final de la semana de añejamiento el
sistema CDG tendrá un tamaño de diámetro hidrodinámico definido. Al inyectarse al
medio poroso, se puede intuir que ciertos agregados de CDG no podrán penetrar
algunas gargantas de poro, mientras otras serán taponadas, limitando su flujo y
propagación en el medio poroso.
Es importante destacar, que los experimentos discutidos en esta sección se enfocaron a
demostrar las diferencias entre los sistemas LPS y CDG, además de validar la
propagación de CDG a diferentes condiciones reportadas en la literatura. Sin embargo, la
mayoría (por no decir todos) los estudios documentados en la literatura han considerado
esquemas de inyección de CDG a condiciones no representativas a escala de campo. En
los proyectos de campo el polímero y el entrecruzador son co-inyectados en superficie y
el tiempo de interacción prácticamente se limita de 1 a 4 horas previo su ingreso en la
98 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
formación dependiendo de la tasas de inyección. Por lo tanto, en la siguiente sección se
discutirán experimentos recientes que tratan de considerar esquemas de inyección
similares a las utilizadas a escala de campo.
6.2 Campo Tello.
El Campo Tello pertenece la Cuenca del Valle Superior del Magdalena en Colombia, y
fue seleccionado por la compañía Ecopetrol junto al Campo Dina Cretáceos como
candidatos a tecnologías de recobro mejorado por métodos químicos. A partir de las
experiencias obtenidas en el Campo Dina Cretáceos y posterior al desarrollo de 7
tratamientos tipo “conformance” de geles obturantes para modificar los perfiles de
inyección de agua [54], Ecopetrol inició la inyección a escala piloto del sistema CDG en
Campo Tello a partir de Junio del 2013 [47].
Como parte de la evaluación de los pilotos en campo, los estudios de laboratorio
continuaron incorporando nuevas variables evidenciadas durante la experiencia
operacional obtenida operando la inyección de CDG desde Junio del 2011 en el campo
Dina Cretáceos. Entre los estudios más recientes, se destaca la inyección simultánea de
polímero y agente entrecruzador como estrategia de simular la inyección de sistemas
CDG a escala de campo y donde los agentes químicos son mezclados en superficie
típicamente muy cerca de los pozos inyectores. Lo anterior conlleva a muy bajos tiempos
de interacción entre el polímero y el entrecruzador (generalmente < 4 horas). En base a
las características de la calidad del agua de inyección del Campo Tello se requirió del
uso de acetato de cromo (Cr(Ac)3) para la formación de CDG estables. La co-inyección
de polímero y entrecruzador se realizó en una muestra de núcleo del campo Tello a
condiciones yacimiento [47]. La prueba de desplazamiento se caracterizó por lo
siguiente:
Se co-inyecto el polímero (HPAM) con el agente entrecruzador, para formar el CDG
in-situ.
La co-inyección de los químicos se realizó a temperatura ambiente (25°C), utilizando
bombas de inyección independientes para el polímero y el agente entrecruzador.
Capítulo 6 99
Tanto el polímero como el agente entrecruzador se inyectan a través de líneas
independientes y se mezclan a la entrada del núcleo a temperatura de yacimiento
(75°C). Empleando este esquema de inyección, el objetivo fue demostrar la formación
de CDG in situ sin que ocurra la mezcla entre el HPAM y el Cr(Ac)3 antes de ingresar
al medio poroso. Este esquema de inyección representa condiciones más adversas a
las que ocurren en campo, donde ambos compuestos se mezclan en las líneas de
inyección y en la tubería del pozo inyector durante pocas horas (típicamente < 4
horas) antes de ingresar a la formación.
Se varían los caudales de inyección de cada bomba de inyección (etapas de la
prueba) para controlar la relación polímero–entrecruzador obteniendo sistemas CDG
a diferentes concentraciones químicas, lo cual es una variable característica para
controlar la inyectividad de CDG en campo.
Los estudios reológicos en muestras de CDG preparadas con una solución de
polímero de 600 ppm y relación polímero:entrecruzador de 20:1 generan una
viscosidad de aproximadamente 90 cp a temperatura de yacimiento (75°C) y a una
tasa de corte de 10 seg-1. Dicho valor es usado para posteriores cálculos y análisis de
las pruebas de desplazamiento.
Es importante resaltar, que se asume que durante la prueba de desplazamiento el
polímero y el entrecruzador se mezclan en una proporción del 50% en el medio
poroso. Esta suposición puede ser una limitación para la interpretación de las
pruebas. Sin embargo, se asume que al inyectar con bombas independientes y en
presencia de válvula de contra presión, resulta la opción más viable a considerar para
la interpretación de la prueba de desplazamiento.
El experimento se realizó en un núcleo saturado en agua sintética de formación del
campo Tello en ausencia de aceite (Sw = 100%). El objetivo fundamental de la
prueba, fue demostrar la formación de sistemas CDG in-situ sin ser pre-mezclados
previo a su ingreso en el medio poroso. Adicionalmente, se trató de demostrar los
efectos de cambiar las tasas de inyección y relaciones polímero-entrecruzador en la
inyectividad del sistema, variables críticas utilizadas en pruebas de campo de
acuerdo a lo reportado por Manrique et al.(2014) [44].
La interpretación de los resultados de la prueba fueron soportados por la inyección de
trazadores en diferentes etapas del experimento.
100 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
En la Figura 36 se presenta el protocolo experimental seguido en la prueba de
desplazamiento.
Figura 36. Protocolo de la prueba de desplazamiento en un núcleo de Campo Tello.
Previo a la discusión de los resultados de la prueba de desplazamiento reportada para el
campo Tello, es importante destacar que se asume que el sistema CDG entre HPAM y
Cr(Ac)3 presenta un comportamiento similar a los presentados en el capítulo 5 del
presente trabajo y según lo reportado por Díaz y colaboradores (2015) [46] donde
recientemente reportan la formación de agregados similares a los identificados en el
presente estudio. Sin embargo, las condiciones experimentales reportadas para el campo
Loma Alta Sur [46] son diferentes a las del campo Tello. Por lo tanto, es importante
considerar esta diferencia en el momento de interpretar la prueba de desplazamiento a
discutir a continuación.
En la Tabla 7 se presentan las propiedades básicas del núcleo de Campo Tello utilizado
en la prueba de desplazamiento.
Capítulo 6 101
La Figura 37 presenta el diferencial de presión observado durante la prueba de
desplazamiento en el núcleo del Campo Tello acorde al protocolo descrito anteriormente.
La Figura 38 se presenta la viscosidad aparente calcula a partir de la ecuación (10). En la
Figura 39 se presenta el cambio en la movilidad, con el fin de analizar en conjunto el
cambio k/µ, debido a que las pérdidas de permeabilidad generadas por la inyección de
CDG no son consideradas en el cálculo de la viscosidad aparente.
El experimento incluyo la co-inyección de aproximadamente 23 volúmenes porosos (PV)
del sistema CDG sin mayores restricciones.
Tabla 7. Características del Núcleo de Campo Tello.
Parámetro Valor
Longitud 2.67” (6.78cm)
Diámetro 1.47” (3.73 cm)
Volumen Poroso 14.44 cc
Permeabilidad 267 mD
Figura 37. Diferencial de presión observado en la prueba de desplazamiento en un núcleo de Tello.
I
II
III
IV
102 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
Figura 38. Viscosidad Aparente durante la inyección del sistema CDG – prueba de desplazamiento
Campo Tello.
Figura 39. Comportamiento de la movilidad durante la inyección del sistema CDG – prueba de
desplazamiento Campo Tello.
De las Figura 37, Figura 38 y Figura 39 se pueden resaltar los siguientes comentarios:
• En la etapas I y II se inyecto el mismo sistema CDG, a 600 ppm de polímero y una
relación 20:1 de polímero–entrecruzador. Pero la etapa I se inyectó a una tasa de
inyección de 2 pie/d, mientras la etapa II fue a pie/d. Acorde a la ley de Darcy, con la
disminución de la tasa de inyección de 2 a 1 pie/d, disminuye la respuesta en presión,
0
20
40
60
80
100
120
140
5 10 15 20 25 30 35
Vis
cosi
dad
ap
are
nte
(cp
)
PV
Primera EtapaSegunda EtapaTercera EtapaCuarta Etapa
1
10
100
1000
5 10 15 20 25 30 35
k/µ
(m
D/c
p)
PV
Primera EtapaSegunda EtapaTercera EtapaCuarta Etapa
Capítulo 6 103
de forma específica, el ∆P. En ambas etapas los incrementales del diferencial de
presión se pueden relación con la interacción continúa del polímero y el agente
entrecruzador. El comportamiento en la respuesta de presión puede ajustarse con un
polinomio de segundo orden, similar al reportado en la revisión de pruebas de campo
documentados por Manrique y colaboradores (2014) [44].
• En ambas etapas, I y II, se observa un aumento prolongado de la viscosidad aparente
del sistema (sección 2.4), incluye el efecto de la reducción de la permeabilidad debido
a la adsorción o al entrampamiento mecánico del CDG. Sin embargo, para efectos
prácticos, en la Figura 39 se presenta el cambio de la movilidad durante la inyección
del polímero, la cual decrece rápidamente conforme se inyectan más volúmenes
porosos de CDG. La fuerte caída de la movilidad en los primeros volúmenes de
inyección de CDG, se puede relacionar con el aumento abrupto de la viscosidad al
pasar de inyección de agua al sistema CDG. La subsecuente disminución de la
movilidad en los siguientes volúmenes de CDG inyectados, se pueden relacionar con
la pérdida de la capacidad de flujo de la muestra, es decir, la disminución de la
permeabilidad de la misma. Lo anterior, debido a que el sistema CDG se absorbe en
la roca y/o se puede entrampar de forma mecánica, y por consiguiente disminuir el
volumen disponible al flujo.
• El comportamiento del crecimiento del ∆P en las etapas I y II, sugiere que la tasa de
reacción del sistema CDG no es altamente dependiente de las tasas de inyección.
Sin embargo, dicha hipótesis debe ser validada con experimentos o información
adicional, debido a que el ∆P está afectado, entre otros, por los factores de
resistencia (RF) y resistencia residual (RFF).
• En la etapa III (y en el resto del experimento) se continúa inyectando a una tasa de
inyección de 1 pie/d, pero se cambia la proporción de polímero-entrecruzador. Acorde
al protocolo experimental, el sistema CDG inyectado se compone de 300 ppm de
polímero y una relación polímero–entrecruzador de 6.7:1. Lo anterior, representa un
aumento de la concentración de agente entrecruzador y la consecuente disminución
de la concentración de polímero, comparado con la etapa II. El aumento en la
concentración de agente entrecruzador se refleja en la disminución del ∆P. Dicha
disminución del diferencial de presión se puede relacionar directamente con la
pérdida de viscosidad del sistema, como se observa en la Figura 38. Además, en
consecuencia con el resultado presentado en la Figura 39, al disminuir la viscosidad
se aumenta la movilidad del sistema en flujo. Sin embargo, la etapa III, represento
104 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
solo la inyección de 1 VP, lo cual se puede considerar pequeño para discutir los
resultados obtenidos.
• En la etapa VI se inyectaron aproximadamente 11 VP de un sistema CDG de 900
ppm de polímero y una relación polímero-entrecruzador de 60:1 a 1 pie/d. Lo anterior,
representa la inyección de un sistema CDG con mayor concentración de polímero y
menos concentración de agente entrecruzador que las etapas previas. En dicha
etapa se observa un cambio en la tendencia del diferencial de presión, el cual crece
más rápido comparado respecto a las etapas I y II. Lo anterior puede deberse a
muchos factores, incluyendo la cantidad acumulada de CDG inyectado (≈ 23VP), y el
cambio en la formulación del sistema CDG que sugiere una mayor viscosidad
aparente (mayor viscosidad de la solución de polímero inyectada).
• El RRF para la muestra se estima alrededor de 137.5 después de la inyección de
aproximadamente 50PV, de los cuales 23 fueron de CDG.
Como se mencionó, la prueba de desplazamiento incluyo la inyección de trazador antes y
después de la inyección del sistema CDG, como herramienta para el monitoreo del
cambio de las propiedades del núcleo. En la Figura 40 se presenta el registro obtenido de
la detección de los trazadores. En la Figura 41 y Figura 42 se presentan el análisis de los
resultados de trazadores utilizando el Método de los Momentos (MoM) [53]. Acorde al
análisis de la inyección de trazadores, se enumeran los siguientes comentarios:
Ambos trazadores se inyectaron a la misma tasa, 0.9 cc/min.
Para ambas inyecciones, antes y después del sistema CDG, se recuperó cerca del
100% del trazador.
Se estimó una reducción cercana al 10% en el Volumen Poroso de la muestra de
núcleo de Tello posterior a la inyección de aproximadamente 23 VP de CDG. Lo
anterior se refleja en la disminución del tiempo de ruptura entre una y otra prueba.
Para la primera prueba, el tiempo de ruptura fue cercano a los 130 minutos. Después
de la inyección de CDG, el trazador registró un tiempo de ruptura de 22 minutos
(Figura 40).
Como se observa en la Figura 41, aunque el trazador después de la inyección de
CDG contacta menos volumen poroso, se demora más en hacerlo que el primer
trazador. Lo anterior, sugiere que ambos trazadores viajaron por caminos en el medio
poroso con estructura interna diferente. Es decir, el primer trazador contacta mayor
Capítulo 6 105
volumen poroso, pero por el pico más pronunciado en el registro, se asimila a una
conexión más directa o un flujo cercano a lineal que permite que el 100% de trazador
se produzca en menos tiempo.
El registro del segundo trazador presenta una mayor dispersión, y sugiere que cierta
porción del trazador viajo por un pequeño volumen poroso que llevo a la rápida
irrupción en el efluente, pero el resto del trazador viajo por un camino probablemente
más tortuoso que el primer trazador, de ahí que tomará más tiempo en producirse el
100% del trazador.
• Finalmente, la Figura 42, y conforme al análisis previo, sugiere un cambio en la
hidrodinámica del medio poroso, es decir un cambio en las líneas de flujo
preferenciales. En el primer caso (antes de la inyección de CDG – Línea azul), el
canal por donde viajo el trazador internamente se puede considerar algo más
homogéneo o de flujo lineal. En efecto, el 20% de su volumen poral conduce cerca de
un 30% del caudal, mientras el doble de volumen (40%) conduce cerca del 55% del
caudal. En el segundo caso, el 20% del volumen poral de la muestra conduce cerca
del 45% del caudal, mientras el doble del volumen (40%) conduce cerca del 70% del
caudal. Lo anterior sugiere que la configuración de las líneas de flujo en la muestra
fueron modificadas por la inyección del sistema CDG, y se podría hablar de una
divergencia del flujo en la muestra a escala microscópica. Lo anterior, se puede
relacionar directamente con los factores que afectan el RF y el RFF, como la
adsorción y el entrampamiento mecánico del sistema CDG en el medio poroso.
Figura 40. Registro de detección de trazadores antes y después de la inyección de CDG – prueba de desplazamiento Campo Tello.
106 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
Figura 41. Volumen contactado por el trazador antes y después de la inyección de CDG – Prueba de desplazamiento Campo Tello.
Figura 42. Capacidad de flujo vs. Capacidad de almacenamiento de la muestra antes y después de la inyección de CDG - Prueba de desplazamiento Campo Tello.
En la prueba de desplazamiento se realizó seguimiento a la producción de químicos en
los efluentes. El perfil de producción de polímero, presentado en la Figura 43, fue
Capítulo 6 107
consistente con los cambios en la formulación del sistema CDG inyectado. Sin embargo,
en el efluente no se detectó la presencia del agente entrecruzador- cromo, lo cual podría
indicar su alta adsorción en el medio poroso. Sin embargo, ante la ausencia de
información de la concentración de cromo no es posible estimar las relaciones de los
químicos producidos y relacionarlas con las inyectadas.
Figura 43. Perfil de producción de polímero – prueba de desplazamiento Campo Tello.
Del análisis de la prueba de desplazamiento realizada en un núcleo de Campo Tello se
pueden resumir las siguientes ideas:
El comportamiento del diferencial de presión y las diferentes observaciones de la co-
inyección del polímero y el agente entrecruzador, sugieren la formación in situ del
sistema CDG y su propagación en el medio poroso.
El crecimiento de presión, de forma especial en las etapas I y II, presentan el
comportamiento típico descrito en la literatura a partir de la observación de pruebas
de campo [44].
El sistema CDG parece ser más sensible a la relación entre el polímero y el agente
entrecruzador, que a las tasas de inyección evaluadas. Esta afirmación deberá ser
confirmada con estudios adicionales en base a lo observado en las pruebas de
108 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
desplazamiento del campo Dina descritas en la sección anterior (Sección 6.1) donde
se evidenciaron efectos de las tasas de inyección en los diferenciales de presión
durante la inyección de CDG fresco (Figura 1). Sin embargo, las tasas de inyección (1
a 3 cc/min) y condiciones experimentales fueron muy diferentes recomendándose
una evaluación más consistente de estos efectos.
El análisis de los trazadores antes y después de la inyección de CDG, sugiere un
cambio en la hidrodinámica del medio poroso, es decir, un cambio en las líneas de
flujo preferenciales. Lo que indica que el sistema CDG alteró la configuración de las
líneas de flujo, y se podría hablar de una divergencia del flujo en la muestra a escala
microscópica. Lo anterior, se puede relacionar directamente con la adsorción y el
entrampamiento mecánico del sistema CDG en el medio poroso.
La ausencia del cromo en el efluente de producción indicarían su alta adsorción en el
medio poroso, pero las respuestas en los diferenciales de presión y reducción del
medio poroso sugiere que la posible alta adsorción del cromo no impacta de forma
negativa la formación in-situ del CDG cuando son co-inyectados el polímero y el
agente entrecruzador.
El experimento valida que la inyectividad del sistema CDG puede ser controlada con
las principales variables operaciones usadas en campo, como la concentración,
relación de polímero y agente entrecruzador, y las tasas de inyección.
7. Análisis de los resultados de Campo
En este capítulo se presenta una discusión de los resultados de la aplicación del sistema
CDG como proceso EOR en el Campo Dina Cretáceos de la compañía ECOPETROL
S.A., donde los resultados del piloto de inyección han sido reportados por Castro et al.
(2003) [5], León y sus colaboradores (2015) [47] y el proyecto piloto del Campo Loma
Alta Sur, en Argentina [28] [46] [44]. Ambos casos de campo cuentan con un pozo
inyector que incluyo la inyección de CDG de dos fases, descritos por Manrique y
colaboradores (2014) [44], como pozos con retratamientos evaluando los cambios de
inyectividad en función de los volúmenes de CDG inyectados y tasas de inyección como
se discutirán en esta sección del estudio.
7.1 Campo Dina Cretáceos - Colombia
El proyecto piloto de inyección de CDG inició en el pozo DK-03 – Campo Dina en Junio
del 2011. Para septiembre del 2012 se habían inyectado aproximadamente 437,000Bbls
de CDG (5% del PV del área piloto). El diseño de la inyección de CDG considero una
concentración de 400ppm y una relación polímero:entrecruzador entre 40:1 a 80:1, con el
fin de controlar la máxima presión de inyección (Límite operacional establecido para
operar por debajo de la presión de fractura de la formación). Los resultados de campo
presentaron un incremento importante en el recobro de aceite, la productividad aumento
un 300% y se redujeron los cortes de agua en un valor cercano al 10% (Castro et al,
2005) [5].
Los resultados del proyecto piloto y las experiencias aprendidas durante el desarrollo del
mismo permitieron la ampliación del proyecto de inyección de CDG a otros pozos del
campo. Entre Abril del 2013 y parte del 2015, y parte del 2015, se inyectaron 514,037
Bbls de tratamiento en la segunda fase del proyecto en el pozo DK-03, además se
110 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
inyectaron 926,938 Bbls, 1,284,031 Bbls y 330,422 Bbls, de tecnología CDG en los
pozos DK-06, DK-04 y DK-32, respectivamente.
De los resultados publicados de dicho proyecto se pueden destacar y analizar las
siguientes características:
1. No se detecta producción de polímero en los pozos productores de los
patrones de inyección:
Durante el proyecto, en el pozo DK-4 se inyectó el mayor volumen acumulado de CDG,
correspondiente a 1,284,031 Bbl y 89,273 Kg de polímero, cercano al 15% de su
volumen poroso estimado. Por su parte, el pozo con el mayor volumen inyectado
respecto a su volumen poroso fue el DK-6, valor cercano al 20%. A pesar de las grandes
cantidades inyectadas, especialmente en los pozos DK-04 y DK-06, no se ha detectado
la producción de polímero en los pozos productores de los patrones, después de un año
del inició de la inyección y cuando se ha retornado a la inyección de agua. Lo anterior,
implica la retención total del sistema CDG en el piloto de inyección del Campo Dina
Cretáceos. La retención del sistema CDG se puede deber al factor combinado de la
adsorción del mismo en la roca y/o la retención mecánica en las gargantas de poro. Sin
embargo, debido a las bajas concentraciones de polímero (400 ppm) inyectadas y altos
volúmenes porosos no se puede descartar que no reportar la producción de polímero sea
una consecuencia (además de su retención en el medio poroso) de altas diluciones y
limitaciones de las técnicas analíticas para la determinación de polímeros en aguas de
producción.
2. Incrementales de Aceite:
A febrero del 2015 se reportaron 100 Mbbls de aceite incremental en los pozos (3)
afectados en primera línea por el inyector DK-3. En general se estima el incremento del
factor de recobro sobre el OOIP (petróleo original en sitio de sus siglas en inglés) de las
cuatro áreas piloto entre el 7.9% y el 13.5%, y entre el 0.9 y el 1.6% para todo el OOIP
del Campo. Como se puede observar en la Figura 44, la tendencia de declinación del
campo ha cambiado en los últimos dos años desde que se expandió el proyecto piloto de
1 a 4 pozos inyectores según lo reportado por León y colaboradores (2015) [47].
Capítulo 7 111
Figura 44. Respuesta de producción de aceite Campo Dina Cretáceos [47].
En base a la respuesta de incrementales de producción de aceite sin detectarse la
producción de polímero con la inyección de hasta 20% del volumen poroso, conllevan a
enmarcar una diferencia de dicho sistema con la inyección de polímero convencional.
Por lo general, en un proyecto de inyección de polímero, los pozos productores
típicamente muestran señales de bajas concentraciones de polímero antes de cualquier
respuesta significativa en el corte de aceite. Adicionalmente, las concentraciones de
polímeros detectadas en pozos productores pueden alcanzar concentraciones cercanas
a las inyectadas, especialmente en casos con altas canalizaciones por la presencia de
intervalos de altas permeabilidades. Los proyectos de inyección de polímeros en el
campo Tambaredjo en Surinam (Manichand y Seright, 2014) [55] y en el campo Marmul
en Omán (Thakuria et al., 2013) [56] representan dos ejemplos de proyectos que
reportan la producción de importantes concentraciones de polímero. En la Figura 45 se
presenta la el área piloto y la producción de polímero reportada en el proyecto del campo
112 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
Figura 45. Área piloto y producción de polímero reportada en el proyecto de inyección de polímero en el campo Tambaredjo en Surinam – Tomado de Manichand y Seright, 2014 [55].
La inyección de polímero en Tambaredjo se inició en Septiembre del 2008 utilizando
concentraciones de polímero variables pero iguales o menores a 1,000 ppm. La irrupción
de polímero se reporta a mediados del 2010. Los tiempos de irrupción pueden estar
influenciados por el espaciamiento de pozos combinado con las bajas tasas de inyección
reportadas (160 a 350 bbls/d). Sin embargo, el aspecto a resaltar son las
concentraciones de polímero reportadas y que en algunos casos llegan a alcanzar las
concentraciones de polímero inyectadas. Nuevamente, este comportamiento es
característico de este tipo de proyectos y el manejo de polímero en instalaciones de
producción puede variar en complejidad. Sin embargo, es un aspecto que no ha sido
ampliamente documentado en la literatura.
El proyecto de inyección de polímeros en el campo Marmul en Omán [56], es otro buen
ejemplo de la producción de polímeros en este tipo de proyectos. Sin embargo, en este
caso el proyecto es de mayor escala incluyendo 27 pozos inyectores y se espera una
mayor producción por el número de patrones involucrados en el proyecto. En la Figura 46
se presenta la producción de polímero en función del tiempo y del volumen poroso
inyectado. Se puede observar claramente las altas concentraciones de polímero
producidas con respecto a las inyectadas (1,500 a 2,000 ppm). La línea roja de la Figura
46 representa el promedio de las tendencias de producción de polímero de todos los
pozos del proyecto y no un promedio ponderado de la concentración de polímero. La alta
producción de polímero sugiere la presencia de altas canalizaciones entre pozos
inyectores y productores de este campo. Sin embargo, en este caso el proyecto reporta
Capítulo 7 113
importantes reducciones en la productividad de pozos (de hasta el 50%) debido a la
formación de emulsiones requiriendo de intervenciones y/o cierres de pozos además del
incremento de los costos de operación del proyecto de acuerdo a lo reportado por Al
Kalbani y colaboradores (2014) [57].
Figura 46. Producción de polímero en función del tiempo y el volumen poroso inyectado en el campo Marmul en Omán – Tomado de Thakuria y colaboradores (2013) [56].
De la Figura 46 se puede destacar la alta producción de polímero después de inyectado
el 20% del volumen poroso comparado con los resultados observados en el campo Dina
Cretáceos. Sin embargo, se hace difícil establecer comparaciones entre ambos proyectos
debido a las diferencias en condiciones de inyección (p.e. tasas de inyección y
concentraciones de polímero, espaciamiento de pozos), pero permite establecer una
diferencia entre ambos procesos de recobro respecto al comportamiento de producción
de polímero y sus posibles impactos en la productividad de pozos y el manejo de fluidos
de producción. Por lo tanto, se puede concluir de manera preliminar que tanto la
inyección de polímero como la inyección de CDG pueden generar incrementales de
114 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
producción de petróleo. La mayor diferencia se observa en las concentraciones de
polímero empleadas y el comportamiento de producción del mismo.
3. Inyectividad – Perfiles de inyección:
La inyectividad de sistemas CDG, comparada con la inyección de polímero ha sido una
de las áreas de mayores controversias discutidas en la literatura. De allí que esta sea
otra de las variables importantes que debe ser discutida y re-evaluada considerando
nuevas evidencias de la formación de aglomerados entre el polímero y el entrecruzador
en los sistemas CDG.
(a) DK-4. (b) DK-32
Figura 47. Distribución de Inyección Agua Antes y Después de la inyección de CDG.
Para el caso de inyección de CDG en el campo Dina, en los 4 pozos inyectores, se
realizó el seguimiento de los volúmenes inyectados por intervalo y unidad mediante la
adquisición de múltiples registros de inyección para determinar la distribución vertical de
inyección. Esto permitió identificar la inyección preferente por una de las unidades (B1) y
en donde se estima que se inyectó aproximadamente el 73% del CDG, de acuerdo a lo
reportado por Léon y colaboradores (2005) [47]. Por ejemplo, en los pozos DK-4 y DK-
32, después de la inyección respectiva de 1,284,031 Bbls y 330,422 Bbls, se puede
observar cambio en el perfil de inyección, aunque la inyección continúo
preferencialmente por la unidad B1. Lo anterior se observa en la Figura 47, donde las
barras verdes indican la condición del pozo antes de la inyección de CDG, y las barras
azules la condición después de su inyección. Estos cambios no se observaron en los
otros 2 pozos inyectores (DK-03 y DK-06). A pesar de las diferencias observadas en los
distintos pozos inyectores, se puede sugerir que el CDG si puede influenciar el flujo de
Capítulo 7 115
fluidos en el medio poroso afectando los perfiles de inyección. Sin embargo, es
importante destacar las diferencias en las tasas de inyección, completaciones e
intervalos perforados de los pozos inyectores en Dina. Por lo tanto, los posibles cambios
en los perfiles deben ser analizados e interpretados con mayor detalle.
Cabe resaltar, que las arenas B (TKGBAS, B1, B2, y B3) representan las mejores
unidades productoras en la formación Monserrate del Valle Superior del Magdalena,
correspondiente al Campo Dina Cretáceos. Dichas unidades presentan altos valores de
permeabilidad y se consideran los principales intervalos de producción del campo Dina.
Por otra parte, es bien conocida la relación entre la permeabilidad y la distribución de
tamaños de poro y de gargantas de poro. En este sentido, se considera importante
establecer de manera preliminar una comparación entre las distribuciones de tamaño
observadas en los sistemas de CDG con las distribuciones de tamaños de poro y
gargantas de poro que caracterizan los intervalos productores del campo Dina. Para las
arenas B se reportan tamaño de garganta entre 5 y 8 micras y donde se estima que
tienen la capacidad de almacenar aceite. Por su parte, las unidades A son de baja
productividad y está asociadas a granos finos a muy finos que representan intervalos de
menor permeabilidad [58]. Conforme a la anterior información, en la Figura 48 se
presenta los análisis de la geometría poral sobre 11 muestras de los pozos DK-2, DK-3,
DK-10, DK-12 y DK-18 del campo Dina.
Figura 48. Relación tamaño de garganta de poro y permeabilidad en diferentes unidades de flujo – Muestras del Valle Superior del Magdalena.