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Proceso de Recuperación mejorada
con la tecnología de inyección de
químicos (ASP) para yacimientos
altamente heterogéneos. Pruebas de
laboratorio.
VÍCTOR MATIÁS-PÉREZ, SIMÓN LÓPEZ-RAMÍREZ, CECILIA DE LOS
ANGELES DURAN-VALENCIA, FERNANDO BARRAGÁN-AROCHE
Resumen

Este trabajo forma parte del proyecto SENER-CONACYT No. 0185183
“Proceso de Recuperación Mejorada con la Tecnología de
Inyección de Químicos (ASP) con Aplicación Mediante Prueba
Piloto en el Campo Poza Rica”.

Se muestra el beneficio de la inyección de químicos (ÁlcaliSurfactante-Polímero) a nivel de laboratorio en muestras de roca
que provienen de un campo carbonatado altamente
heterogéneo.

Se muestran resultados de pruebas realizadas para medir la tensión
interfacial del tensoactivo propuesto, así como estudios reológicos
para determinar la viscosidad del polímero. Todo ello con
metodología experimental que simulan las condiciones del
yacimiento, esto es, condiciones de alta presión y temperatura.
Base de la tecnología (ASP)
Banco de aceite
Agua
Polímero
Surfactante + àlcali
Metodología experimental

Desplazamiento en
muestra de roca de
agua, tensoactivo y
polímero.
Característic
a
Diámetro
(cm)
Longitud
(cm)
Área
transversal
(cm2)
Tapón
3.8
5.0
11.3
Resultados

Las
curvas
de
permeabilidad
relativa muestran un
comportamiento
típico de medio
mojable por aceite.

Factor
de
recuperación
relativamente bajo,
conforme
a
lo
esperado
para
medios
carbonatados.
Resultados


Recuperación adicional del
9% con tensoactivo.
Recuperación adicional del
18% con polímero.
Resultados
Tensión Interfacial
100
IFT(mN/m)
10
1
0
0,1
0,2
0,4
0,6
0,8
1
CONCENTRACIÓN (%W)
1,2
1,4
Resultados
0.1% w Polímero
1,00
30°C
40°C
50°C
60°C
70°C
80°C
1,00
30°C
40°C
50°C
60°C
70°C
80°C
0,10
0,10
1
1
10
100
Velocidad de corte (s-1)
10
Velocidad de corte (s-1)
1 % w Polímero
100
2% w Polímero
Viscosidad (cP)
100
Viscosidad (cP)
0.5% w Polímero
10,00
Viscosidad (cP)
Viscosidad (cP)
10,00
100
10
30°C
40°C
50°C
60°C
70°C
1
1
10
Velocidad de corte (s-1)
100
80°C
30°C
10
1
40°C
50°C
60°C
70°C
10
Velocidad de corte
100
(s-1)
80°C
Conclusiones




Las curvas de permeabilidad relativa muestran que se trata de una roca
carbonatada mojable al aceite. Este tipo de rocas tienen baja recuperación
cuando se desplaza agua. La recuperación máxima alcanzada por un proceso de
recuperación secundaria es del 61% del aceite original in situ.
El tensoactivo mostrado presenta una recuperación adicional del 8.8% respecto al
aceite original in situ, lo cual se considera aceptable dado que fue aplicado una
vez que el agua por sí sola fue incapaz de extraer petróleo. Se muestra además
que la cantidad de tensoactivo aplicado, esto es, apenas del 0.1% peso es
económicamente viable.
El polímero presenta una recuperación de aceite aún mayor al que se obtiene con
el tensoactivo, es decir, del 18.2 % del aceite original in situ. Definitivamente el
polímero está mejorando la forma en que el frente ataca las zonas de aceite no
barridas ni por el agua, ni por el tensoactivo. El hecho de que la concentración
también es relativamente baja, del 0.5% peso, también lo hace económicamente
viable.
El proceso de recuperación mejorada presentado en este trabajo con
experimentos a nivel de laboratorio y a condiciones de yacimiento muestra que es
factible aplicar un proceso ASP en yacimiento carbonatados altamente
heterogéneos.