EVALUACIÓN PRUEBA PILOTO DE INYECCIÓN DE POLÍMERO EN UN YACIMIENTO DE CRUDO EXTRA PESADO PARA MEJORAR EL FACTOR DE RECOBRO

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1 EVALUACIÓN PRUEBA PILOTO DE INYECCIÓN DE POLÍMERO EN UN YACIMIENTO DE CRUDO EXTRA PESADO PARA MEJORAR EL FACTOR DE RECOBRO Andrés Steven Medina Hernández Universidad Nacional de Colombia Facultad Nacional de Minas, Escuela de Química y Petróleos Medellín, Colombia 2017

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3 EVALUACIÓN PRUEBA PILOTO DE INYECCIÓN DE POLÍMERO EN UN YACIMIENTO DE CRUDO EXTRA PESADO PARA MEJORAR EL FACTOR DE RECOBRO Andrés Steven Medina Hernández Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de: Magister en Ingeniería de Petróleos Director: Ph.D. Farid Cortes Línea de Investigación: Recobro Mejorado de Hidrocarburos Universidad Nacional de Colombia Facultad Nacional de Minas, Escuela de Química y Petróleos Medellín, Colombia 2017

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5 A mi familia y mi esposa que con su apoyo y motivación fueron la fuerza para el cumplimento de esta meta.

6 VI Resumen y Abstract Resumen En este trabajo se evalúa la factibilidad de la implementación de un proyecto de inyección de polímero en un campo de crudo extra pesado mediante la evaluación de pruebas experimentales a 15 muestras de soluciones poliméricas (pruebas de viscosidad, compatibilidad, degradación mecánica, estabilidad termo-química y eficiencia de barrido). La condición fundamental para la inyección de polímeros en el campo objeto de este estudio, es la resistencia del polímero a las pruebas experimentales a una alta temperatura del yacimiento (105 C), solo los polímeros de la muestra 12 y la muestra 9 lograron superar esta condición. Los polímeros de las muestras 1, 2, 3, 10 y 11 no presentaron estabilidad térmico-química a la temperatura evaluada. Todos los polímeros evaluados superaron las pruebas de compatibilidad, excepto las muestras 4 y 5 que formaron una emulsión muy estable con el crudo del campo evaluado, por lo que fueron descartados. Los polímeros de las muestras 6, 7, 8, 13, 14 y el Biopolímero no superaron la prueba de viscosidad e igualmente fueron descartados. Para la implementación de la prueba piloto, partiendo de los resultados obtenidos en la etapa experimental se seleccionó el polímero utilizado en la muestra 12. Los resultados a nivel de producción incremental asociada a la inyección de polímero muestran una producción incremental importante, sin embargo, aún no se evidencia un impacto sustancial que permita evaluar el verdadero valor del recobro químico implementado, lo cual se podría explicar con la poca cantidad de volúmenes porosos inyectados que actualmente tiene el piloto. Palabras clave: Inyección, Polímero, Recobro, Temperatura, Viscosidad.

7 Resumen y Abstract VII Abstract This work evaluates the feasibility of the implementation of a polymer flooding project in an extra-heavy oil field by evaluating experimental tests on 15 samples of polymer solutions (viscosity tests, compatibility, mechanical degradation, screen factor, thermochemical stability and scanning efficiency). The fundamental condition for the polymer flooding in the field of this study is the resistance of the polymer to the experimental tests at a high temperature of the reservoir (105 C), only the polymers of sample 12 and sample 9 were able to overcome this condition. The polymers of samples 1, 2, 3, 10 and 11 showed no thermal-chemical stability at the temperature evaluated. All the polymers tested passed the compatibility tests except for samples 4 and 5 which formed a very stable emulsion with the oil of the field evaluated and were discarded. The polymers of samples 6, 7, 8, 13, 14 and Biopolymer did not pass the viscosity test and were also discarded. For the implementation of the pilot test, based on the results obtained in the experimental stage, the polymer used in sample 12 was selected. The results at incremental production level associated with the polymer flooding show an important incremental production, however, yet there is no substantial impact to evaluate the true value of the chemical recovery implemented, which could be explained by the small amount of injected porous volumes that the pilot currently has. Keywords: Polymer Flooding, Screen Factor, Recovery, Temperature, Viscosity

8 VIII Contenido Contenido Resumen... VI Lista de figuras... X Lista de tablas... XII Introducción Marco teórico Generalidades inyección de polímeros Mecanismos de la inyección de polímeros Propiedades visco-elásticas de los polímeros Polímeros usados Polímeros sintéticos Biopolímeros Estabilidad solución polimérica Degradación química Degradación mecánica Degradación biológica Criterios técnicos de selección (Screening) Formación Salinidad del agua de formación y divalentes Temperatura de yacimiento Permeabilidad de la formación Características de los fluidos Problemas asociados a la inyección de polímeros Inyección de polímeros en yacimientos de crudo pesado Selección de polímero Metodología empleada Pruebas fase estática Caracterización basica de los polímeros Realación de filtrabilidad y compatibilidad con el petróleo crudo de la formación Viscosidad de las soluciones polímericas Screen factor Degradación mecánica Estabilidad termo-química... 36

9 Contenido IX 2.3 Pruebas fase dinámica Comportamiento reológico Eficiencia de desplazamiento en medio poroso Prueba piloto inyección de polímero Implementación en campo de la inyección de polímero Generalidades del yacimiento y piloto de inyección Monitoreo piloto de inyección Evaluación de volúmenes incrementales de aceite Conclusiones y recomendaciones Conclusiones Recomendaciones Bibliografía... 71

10 X Lista de figuras Lista de figuras Figura 1-1: Resumen etapas de recobro [1]... 3 Figura 1-2: Resumen etapas de recobro y factor de recobro asociado [2]... 4 Figura 1-3: Resumen desarrollo de tecnologías EOR a nivel mundial [2]... 5 Figura 1-4: Ecuación relación de movilidad [3]... 6 Figura 1-5: Efecto de la elasticidad del polímero sobre el recobro de petróleo [3]... 7 Figura 1-6: Frente de propagación solución de polímero (Elasticidad: HPAM- 4>HPAM-3>HPAM>2>HPAM-1) [3]... 8 Figura 1-7: Aceite residual en la garganta de poro despues de a: agua; b: glicerina (sin elasticidad); c: HPAM [3]... 9 Figura 1-8: Pefiles de velocidad de agua y una solución de HPAM en un capilar [3] Figura 1-9: Ilustración del mecanismo hilo de aceite [3] Figura 1-10: Comportamiento de flujo de fluido visco-elástico [3] Figura 1-11: Estructura química de HPAM [3] Figura 1-12: Estructura de un polímero unido hidrofóbicamente [3] Figura 1-13: Composición química de los polímeros [3] Figura 1-14: Estructura de KYPAM [3] Figura 1-15: Estructura química de la goma de xantano [3] Figura 1-16: Efecto de la salinidad sobre la viscosidad del polímero [5] Figura 2-1: Viscosidad de soluciones poliméricas de 3000 ppm en agua de planta de tratamiento a 7.1 s -1 y 80 C Figura 2-2: Viscosidad de soluciones poliméricas preparadas en agua de planta de tratamiento calculadas a 7.1 s -1 y Figura 2-3: Representación esquemática del aparato para la medición del Screen Factor Figura 2-4: Screen factor de soluciones poliméricas en agua de planta de tratamiento a temperatura ambiente Figura 2-5: Comparación de perdida de viscosidad y de screen factor por degración mecánica para soluciones poliméricas preparadas en agua de planta de tratamiento Figura 2-6: Degradación mecánica de soluciones poliméricas de 2000 ppm preparadas en agua de planta de tratamiento Figura 2-7: Degradación térmico-química en agua tipo I sin O 2 disuelto Figura 2-8: Degradación térmico-química en agua de planta de tratamiento sin O 2 disuelto Figura 2-9: Degradación térmico-química en agua de planta de tratmiento con 0.8 ppm O 2 disuelto... 38

11 Lista de figuras XI Figura 2-10: Viscosidad en evaluación de estabilidad térmico-química de soluciones poliméricas de 3000 ppm de los polimeros asociados a las muestras 9, 12 y 16 en salmuera sintética sin oxígeno disuelto Figura 2-11: Perdida de viscosidad en evaluación de estabilidad térmico-química de soluciones poliméricas de 3000 ppm de los polimeros asociados a las muestras 9, 12 y 16 en salmuera sintética sin oxígeno disuelto Figura 2-12: Viscosidad versus velocidad de corte de soluciones poliméricas (1500, 2000 y 2500 ppm) de las muestras 9 y 12 preparadas en salmuera tipo I y calculadas a 100 C Figura 2-13: Viscosidad versus velocidad de corte de soluciones poliméricas (1500, 2000 y 2500 ppm) de las muestras 9 y 12 preparadas en salmuera tipo II y calculadas a 100 C Figura 2-14: Comparación eficiencia de desplazamiento aplicando los procedimientos para los composite 1, 2 y Figura 3-1: Comportamiento de las variables de inyección periodo Septiembre 2015 a Septiembre Figura 3-2: Comportamiento propiedades de la solución polimérica para el periodo Septiembre 2015 a Septiembre Figura 3-3: Comparación registros perfil de inyección pozo inyector de polímero Figura 3-4: Volúmenes porosos de solución polimérica inyectados en el tiempo Figura 3-5: Producción acumulada de los 5 pozos que conforman el patrón de inyección... 60

12 XII Lista de tablas Lista de tablas Tabla 1-1: Resumen de criterios de screening para inyección de polímeros [4] Tabla 1-2: Proyectos de inyección de polímeros en yacimientos de crudo pedaso [4] 22 Tabla 2-1: Relación de polímeros para evaluación a condiciones de yacimiento Tabla 2-2: Caracterización básica de los polímeros recibidos Tabla 2-3: Relación de filtrabilidad y compatibilidad de los polímeros recibidos con crudo de formación Tabla 2-4: Screen factor de soluciones poliméricas en agua de planta de tratamiento a temperatura ambiente Tabla 2-5: Estabilidad mecánica de soluciones poliméricas de 1000 ppm en agua de planta de tratamiento (T. 30 C) Tabla 2-6: Estabilidad mecánica de soluciones poliméricas de 2000 ppm en agua de planta de tratamiento (T. 30 C) Tabla 2-7: Estabilidad mecánica de soluciones poliméricas de 3000 ppm en agua de planta de tratamiento (T. 30 C) Tabla 2-8: Estabilidad térmico-química de soluciones polméricas de 3000 ppm de los polímeros asociados a las muestras 9, 12 y 16 en salmuera sintética sin oxígeno disuelto Tabla 2-9: Estabilidad mecánica de soluciones poliméricas de 2000 ppm de los polímeros asociados a la muestra 12 y muestra 9 preparadas en salmuera sintética de la planta de tratamiento Tabla 2-10: Viscosidad de soluciones poliméricas de la muestra 12 y muestra 9 preparadas en agua real y en salmuera sintética de la planta de tratamiento Tabla 2-11: Ecuaciones de potencia para construcción de curvas reológicas Tabla 2-12: Propiedades petrofísicas composite Tabla 3-1: Resumen propiedades de yacimiento Tabla 3-2: Programa de monitoreo y seguimiento piloto de inyección de polímero Tabla 3-3: Distribución de caudales de inyección de solución polimérica de acuerdo al perfil de inyección Tabla 3-4: Volúmenes porosos de solución polimérica necesarios por capa de yacimiento versus volúmenes porosos inyectados con corte a Agosto de Tabla 3-5: Cumplimiento variables técnicas de inyección y producción incremental... 61

13 Introducción El objetivo principal de una operadora a nivel mundial es incrementar al máximo el factor de recobro del yacimiento que se encuentren explotando, para tal fin y dependiendo de las diversas características del yacimiento tales como: mecanismos de producción, geología, geoquímica y características físico químicas de los fluidos producidos, se establecen planes de implementación de métodos de recobro con el fin de aumentar la producción de hidrocarburos. Actualmente, gran parte de las reservas de hidrocarburos a nivel mundial se encuentran en yacimientos de crudo pesado y extra pesado. La extracción de crudos extra pesados representa un gran desafío para la industria petrolera debido a las características físicas y químicas que este tipo de crudo presenta lo cual dificulta la producción del mismo bajo técnicas convencionales (recobro primario) y demandan la implementación y desarrollo de tecnologías (recobro secundario y terciario) que permitan la extracción de los crudos extra pesados manteniendo un equilibrio desde el punto de vista técnico, económico y ambiental. El recobro químico surge como una alternativa de recobro mejorado que permite aumentar la recuperación de hidrocarburos en yacimientos de crudos extra pesados, este tipo de recobro presenta buenas ventajas desde el punto de vista técnico y económico para crudos extra pesados, además de que puede ser implementado usando menos recursos que otros métodos de recobro cuando ya se ha implementado inicialmente el sostenimiento de presión en el yacimiento mediante la inyección de agua.

14 2 Introducción Convencionalmente la inyección de polímeros se ha establecido como un proceso de recobro mejorado posterior a la ejecución de la inyección de agua (waterflooding); este tipo de recobro químico tiene como objetivo principal la adición de polímeros al agua inyectada con el fin de aumentar la viscosidad del fluido de desplazamiento para así de esta manera mejorar la eficiencia de barrido del frente de desplazamiento, sin embargo, la implementación de este tipo de recobro presenta algunas limitantes técnicas, por lo cual debe ser evaluada la estabilidad de la solución polimérica desde el punto de vista químico, térmico, mecánico y biológico. Para la evaluación de este caso estudio, se tiene un campo con un yacimiento de crudo extra pesado (8.2 API) a una profundidad de ft (TVD) y a una temperatura de yacimiento de100 C; características que no se encuentran dentro de los parámetros técnicos establecidos para implementar la inyección de polímeros como método de recobro. Debido a que el campo motivo de estudio ha presentado un depletamiento acelerado en su presión de yacimiento (Presión inicial 3500 psi, presión actual 1200 psi), esto ha impactado negativamente el factor de recobro del mismo y por ende disminuido las reservas recuperables del yacimiento, por esta razón, actualmente se encuentran en proceso de implementación métodos de recobro mejorado; uno de ellos es la inyección de agua, con el cual se busca sostener la presión del yacimiento e incrementar el factor de recobro, sin embargo, la implementación de este tipo de recobro en crudos extra pesados presenta limitantes debido a las desfavorables relaciones de movilidad agua/crudo lo cual puede terminar en problemas de digitación (fingering) y por ende en ineficientes barridos que afectan negativamente el principio de operación del método de recobro inyección de agua y a su vez el factor de recobro. De acuerdo a lo anteriormente expuesto y con el fin de fortalecer el desempeño del proyecto de inyección de agua en el campo estudio, el objetivo de esta iniciativa es evaluar la efectividad de la utilización de polímeros bajo las condiciones del yacimiento expuestas anteriormente (crudo extra pesado, profundidad y especialmente la temperatura del yacimiento la cual podría degradar el polímero) y de esta manera valorar si se genera el efecto esperado de una mejor relación de movilidad agua/crudo lo cual se verá reflejado en un frente de barrido más homogéneo y por ende en un incremento en el factor de recobro del campo objeto de este estudio.

15 1. Marco Teórico Uno de los objetivos principales de cualquier empresa operadora es recuperar la mayor cantidad de aceite posible. En estudios realizados se ha determinado que los campos petrolíferos por lo general tienen un factor de recobro de un 5 a un 25% del aceite original en las etapas primarias de producción (lo cual incluye el mecanismo natural de empuje del yacimiento y sistemas de levantamiento artificial) dejando así un 60% de aceite remanente en el mismo. Para extraer estos remanentes, han surgido métodos de recobro secundario y terciario que incluyen la inyección de agua, de gas miscible y no miscible, surfactantes, polímeros, entre otros como se ilustra en la Figura 1-1 y Figura 1-2. Figura 1-1: Resumen etapas de recobro [1].

16 4 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Figura 1-2: Resumen etapas de recobro y factor de recobro asociado [2]. Para la mayoría de los yacimientos de petróleo, especialmente para formaciones heterogéneas, al menos la mitad de las reservas de hidrocarburos quedan en el yacimiento posterior a una intensiva inyección de agua, esto debido a la desfavorable relación de movilidad entre el agua y el aceite. Una vez se forma una trayectoria de flujo preferencial entre el pozo inyector y el productor, esta canalización conllevara a que el agua inyectada no realice un barrido eficaz y genere un bajo recobro del petróleo remanente en la formación. Con el fin de cubrir las zonas de aceite que fueron sobrepasadas, el polímero se utiliza generalmente para espesar el agua de inyección y hacer que la movilidad del agua y el aceite sean comparables. A través de la inyección de polímero, se corrige la pobre relación de movilidad hallada en la inyección de agua convencional y, por consiguiente, propiciar una significativa mejora en la eficiencia de barrido de los procesos de inyección de agua. Entre todos los métodos EOR, la inyección de polímeros se considera una de las tecnologías más prometedoras debido a su viabilidad técnica y comercial, como lo muestra la Figura 1-3.

17 Marco teórico 5 Figura 1-3: Resumen desarrollo de tecnologías EOR a nivel mundial [2]. En lo que respecta a la inyección de polímeros, la eficiencia global de recuperación de aceite se rige generalmente por dos sub eficiencias, la eficiencia de recuperación macroscópica y microscópica. La eficiencia de recuperación macroscópica se refiere al volumen que los agentes inyectados o inundantes (polímero) son capaces de barrer; Mientras que la eficiencia de recuperación microscópica es una medida de la efectividad que presenta el fluido desplazante (polímero) en la movilización del aceite atrapado a la escala de poros por fuerzas capilares. En otras palabras, cualquier mecanismo que pueda mejorar la eficiencia de recuperación de aceite a escala macroscópica o microscópica es beneficioso para aumentar la producción de petróleo A continuación se presentara una descripción general acerca de los principios técnicos bajo los cuales se rigen los mecanismos de inyección de polímeros, así como una breve descripción de los polímeros utilizados en los procesos de inyección de recobro químico.

18 6 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro 1.1 Generalidades inyección de polímeros En esta sección se realizara una breve explicación que permita comprender el principio técnico del funcionamiento de la inyección de polímeros en lo que respecta a la mejora en la eficiencia de barrido y el desplazamiento de fluidos Mecanismos de la inyección de polímeros El objetivo principal de la inyección de polímeros es el control de la movilidad de la fase acuosa (polímero inyectado), siendo este parámetro el que permite evaluar la eficiencia de recuperación a nivel macroscópico. La razón de movilidad se define como la movilidad de la fase desplazante (solución polimérica) dividida sobre la movilidad de la fase desplazada (aceite) como se ilustra en la Figura 1-4. Figura 1-4: Ecuación relación de movilidad [3]. La razón de movilidad es el parámetro clave para cuantificar el contraste de movilidad entre la fase acuosa y la fase aceite. El concepto de relación de movilidad señala condiciones de movilidad favorable cuando M es menor o igual a 1, esta condición indicaría condiciones favorables para obtener un óptimo barrido en el yacimiento. Para valores de M mayores a 1 el frente de fluido desplazante comienza a ser inestable y puede llegar a generar digitación viscosa lo que ocasionaría un desplazamiento de aceite ineficiente. En lo que respecta a la inyección de polímeros, el objetivo es mejorar la relación de movilidad mediante un incremento de la viscosidad de agua. Además del incremento de la viscosidad otro mecanismo que puede facilitar el mejoramiento a nivel macroscópico de la eficiencia de barrido es la reducción de la permeabilidad, dicha reducción de permeabilidad afecta principalmente la permeabilidad relativa al agua y a su vez afecta pero en menor grado la permeabilidad relativa al aceite.

19 Marco teórico 7 Algunas de las razones que explican el efecto de disminución de permeabilidad se encuentran asociadas a las siguientes causas: 1) Segregación de las trayectorias (agua / aceite); 2) Encogimiento y alargamiento del polímero; 3) La adsorción de polímero por parte de los poros de la formación; y 4) La alteración de la humectabilidad, sin embargo se estima que los efectos 1 y 3 son los principales agentes que causan una disminución en la permeabilidad relativa al agua. Finalmente, pruebas de laboratorio han demostrado que ha mayor elasticidad de la solución polimérica aumenta la resistencia al flujo en el medio poroso teniendo como resultado una mejora en la eficiencia de barrido, así como también una posible mejora en la eficiencia de desplazamiento del aceite residual que se encuentra inmovilizado por las fuerzas capilares y configuración de la roca como se ilustra en la Figura 1-5. Igualmente, la elasticidad de la solución polimérica también puede mantener la estabilidad del frente de propagación y de esta manera minimizar el fenómeno de digitación (fingering) como se muestra en la Figura 1-6. Figura 1-5: Efecto de la elasticidad del polímero sobre el recobro de petróleo [3].

20 8 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Figura 1-6: Frente de propagación solución de polímero (Elasticidad: HPAM-4>HPAM- 3>HPAM-2>HPAM-1) [3] Propiedades visco-elásticas de los polímeros A nivel microscópico se ha demostrado que la inyección de polímeros puede incrementar la eficiencia de desplazamiento al movilizar saturaciones de aceite residuales atrapadas por fuerzas capilares, lo cual se atribuye principalmente a la estabilidad de las soluciones poliméricas, quienes generalmente muestran un comportamiento viscoso cuando fluyen a través de tubos capilares de diámetro constante, sin embargo, en medios porosos donde los diámetros capilares son irregulares, las cadenas poliméricas son haladas (estiradas) y contraídas lo cual muestra el comportamiento elástico de la solución polimérica, esta condición genera un flujo que puede ser elongacional o extensional, de tal manera en dichos flujos la viscosidad aparente y la velocidad de corte (shear rate) se incrementan, generando para este tipo de flujo una viscosidad que aumenta en función del esfuerzo de corte.

21 Marco teórico 9 Los mecanismos más reconocidos que explican el mejoramiento de la eficiencia de desplazamiento a nivel microscópico durante la inyección de polímeros son cuatro. El primero de ellos se denomina efecto de extracción (pulling effect), el cual muestra que un fluido elástico a nivel de espacios reducidos o sin salida como por ejemplo las gargantas porales, además de los esfuerzos de cizalla resultantes de las largas cadenas moleculares, se generan esfuerzos normales adicionales entre el aceite y la solución polimérica; por lo tanto las moléculas de polímero imponen una fuerza mayor sobre las gotas de aceite sacándolas de estos canales sin salida. La cantidad de aceite residual extraído estaría en función de la elasticidad del fluido motriz, como se muestra en la Figura 1-7. Figura 1-7: Aceite residual en la garganta de poro después de a: agua; b: glicerina (sin elasticidad); c: HPAM [3]. El segundo mecanismo llamado efecto de raspado (stripping effect) parte del escenario de que en medios porosos humectables al aceite, el aceite residual se une a la superficie de la roca en forma de una película continua de aceite. Se ha evidenciado que en las paredes capilares los fluidos no newtonianos (fluido elástico) presentan un mayor gradiente de velocidad respecto a los fluidos newtonianos (Figura 1-8). Por lo tanto se produce una fuerza más fuerte durante el flujo de las soluciones poliméricas en comparación con el agua, lo que facilita de esta manera raspar (o pelar) las películas de aceite de la superficie de la roca e igualmente dicha condición promueve una alteración de la humectabilidad de la roca haciendo que el medio poroso pase a ser más humectable al agua y de esta manera aumentar la eficiencia de desplazamiento de aceite a nivel microscópico.

22 10 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Figura 1-8: Perfiles de velocidad de agua y una solución de HPAM en un capilar [3]. Por otra parte, el tercer mecanismo que permitiría el mejoramiento de la eficiencia de desplazamiento a nivel microscópico se refiere al efecto hilo de aceite (Oil thread). El aceite, al ser extraído por el polímero de los espacios sin salida (gargantas de poro), lo extrae en forma de columnas de aceite para luego formar hilos de aceite, sin embargo, debido a la alta tensión interfacial entre el aceite y la solución polimérica, la larga columna de aceite podría ser desestabilizada y rota en gotas de aceite las cuales posiblemente serian re atrapadas por las fuerzas capilares. Es allí donde las soluciones poliméricas elásticas son capaces de estabilizar estos hilos de aceite como resultado de los esfuerzos normales; la fuerza normal que soporta la superficie convexa del hilo de aceite es mayor que la fuerza normal que soporta la superficie cóncava, dando como resultado la estabilización de los hilos de aceite y de esta manera evitar que se deformen y por ende mejorar la eficiencia de desplazamiento. Adicionalmente, esta fuerza incrementa con el número Deborah (N Deh ), el cual es número adimensional comúnmente empleado para describir la elasticidad de soluciones poliméricas en medios porosos (Figura 1-9).

23 Marco teórico 11 Figura 1-9: Ilustración del mecanismo hilo de aceite [3]. Finalmente, el cuarto mecanismo que ayudaría a mejorar la eficiencia de desplazamiento a nivel microscópico se basa en el comportamiento de flujo de los polímeros como función de la tasa de corte. El tipo de flujo de un polímero en un medio poroso puede ser dividido en tres regiones: Newtoniano, adelgazamiento por cizallamiento y espesamiento por cizallamiento como se muestra en la Figura Cuando las moléculas de un polímero fluyen a través de cuerpos y gargantas de poro, el campo de flujo experimenta elongación y contracción. El fenómeno de espesamiento por cizallamiento (shear thickening) se produce cuando la velocidad de flujo es tan alta que las moléculas de polímero no tienen suficiente tiempo de relajación para volver a enrollarse y adaptar la geometría de flujo. Las cadenas de polímero estiradas dan como resultado una alta viscosidad aparente (espesamiento por cizallamiento). Este fenómeno puede ayudar a que el fluido impulsor desplace más rápidamente el aceite móvil y a su vez desplace más eficientemente el aceite que se encuentre en heterogeneidades a menor escala en donde el desplazamiento de aceite bajo estos escenarios es bastante difícil, de tal manera, el espesamiento por cizallamiento no solo mejora la eficiencia de desplazamiento microscópico sino que a su vez mejora la eficiencia de barrido a nivel macroscópico.

24 12 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Figura 1-10: Comportamiento de flujo de fluido visco-elástico [3]. 1.2 Polímeros Usados Los dos tipos de polímeros que mayormente se usan en el recobro químico son los polímeros sintéticos y los biopolímeros Polímeros sintéticos Los polímeros sintéticos son poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM) y sus derivados. Las poliacrilamidas se obtienen por una hidrolisis parcial de PAM o copolimerizacion de acrilato de sodio y acrilamida. La estructura química del HPAM se muestra en la Figura 1-11: Figura 1-11: Estructura química de HPAM [3].

25 Marco teórico 13 En la mayoría de los casos, el grado de hidrólisis de los monómeros de acrilamida oscila entre el 25 y el 35%. El hecho de que las unidades monómeras tengan que ser hidrolizadas está probablemente relacionado con la formación de la sal correspondiente. Las cargas negativas en la estructura del polímero debido a la hidrólisis, son responsables de la repulsión eléctrica de las cadenas de polímero, lo que da lugar a un aumento de la viscosidad. Por otra parte, el grado de hidrólisis no puede ser demasiado alto, de lo contrario, HPAM se vuelve demasiado sensible a la salinidad y la dureza de la salmuera (efecto de blindaje). Sin embargo, debido las duras condiciones presentes en la mayoría de los yacimientos de petróleo, los problemas y las limitaciones surgen con el uso de la HPAM convencional debido a la importante degradación química y mecánica que esta presenta. Por lo tanto, se han propuesto en el mercado otros polímeros tolerantes tales como los polímeros unidos hidrofóbicamente y los biopolímeros. Los polímeros que se unen hidrofóbicamente se basan en el concepto de asociación entre grupos hidrófobos que se incorporan en el esqueleto de los polímeros. Estos grupos hidrófobos pueden estar distribuidos al azar o en bloque, y acoplados en uno o en ambos extremos. Cuando el polímero se disuelve en agua, los grupos hidrófobos asociados forman micro-dominios, lo que conduce a un aumento del volumen hidrodinámico y, por consiguiente, produce una capacidad de espesamiento mejorada. La estructura química de un polímero unido hidrofóbicamente se muestra en la Figura Figura 1-12: Estructura de un polímero unido hidrofóbicamente [3].

26 14 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Se han presentado una nueva clase de polímeros para EOR, que contienen nvp (n-vinilpirrolidona) y ATBS (Acrilamido tert-butil sulfonato). La presencia de nvp puede mejorar la estabilidad térmica de los polímeros, mientras que la función de ATBS es mejorar ambos, la estabilidad térmica y la tolerancia a la salinidad. La Figura 1-13 muestra la estructura química de nvp y ATBS así como los nombres comerciales de los polímeros. Figura 1-13: Composición química de los polímeros [3]. KYPAM es un polímero EOR comercial, es un polímero EOR típico tolerante a la salinidad, el cual es funcional por diferentes tipos de grupos. La estructura básica de KYPAM se muestra en la Figura Figura 1-14: Estructura de KYPAM [3].

27 Marco teórico 15 Donde R1, R2 y R3 podrían ser H o alquilo. A representa un grupo funcional iónico que es tolerante a Ca2 + y / o Mg2 +. La elasticidad de KYPAM está controlada por R1, R2 y R3, y R4 determina la tolerancia a la salinidad de KYPAM Biopolímeros Además de los polímeros sintéticos, otro tipo de polímero usado frecuentemente es el biopolímero, tal como goma de xantano. La goma de xantano es un polimerasacárido que se produce por fermentación de 10 materiales viscoelásticos y viscoplásticos de glucosa o fructosa por diferentes bacterias. La estructura química de la goma de xantano, como se muestra en la Figura 1-15, muestra la presencia de dos unidades de glucosa, dos unidades de manosa y una unidad de ácido glucurónico con una relación molar de 2, Los estudios de difracción de rayos X demostraron que el esqueleto de xantano tiene una estructura helicoidal donde las cadenas laterales se pliegan a lo largo de la hélice. El peso molecular medio de la goma de xantano usado en los procesos de EOR es de 1-15 millones. Figura 1-15: Estructura química de la goma de xantano [3].

28 16 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Debido a su estructura única, la goma de xantano es bastante resistente a la cizalladura mecánica y a la salinidad. Las propiedades químicas y físicas de la goma de xantano relacionados con el uso de EOR han demostrado menos pérdida de viscosidad cuando se expone a condiciones duras de yacimiento en comparación con HPAM y polímeros hidrófobos. La hidroxietilcelulosa (HEC) es otro biopolímero que se ha implementado en campos petrolíferos. HEC se produjo a partir de celulosa insoluble por modificación química. A diferencia de la goma de xantano, HEC es un biopolímero producido sintéticamente y por lo tanto no contiene residuos celulares, lo cual ha sido implicado como una causa de la formación de taponamiento. Como resultado de la característica no iónica y la estructura rígida, HEC es capaz de soportar altas concentraciones de sal, temperatura y cizalladura mecánica. HEC es particularmente adecuado para inyecciones de polímeros a baja temperatura, pero con formaciones de alta salinidad, resultantes de su tolerancia a altas salinidades, donde HPAM e incluso los polímeros hidrófobos se descartan debido a la precipitación. 1.3 Estabilidad solución polimérica Previo a la implementación de un proyecto de inyección de polímeros es de vital importancia evaluar el desempeño del polímero desde todo punto de vista en el medio poroso, de tal manera es de gran relevancia valorar la estabilidad de la solución polimérica desde tres puntos de vista principalmente: estabilidad química, mecánica y biológica, de allí se determinara el nivel de degradación del polímero y por ende la eficiencia del mismo como método de recobro Degradación química Diversos factores pueden generar la degradación química del polímero, sin embargo, los dos más importantes son la oxidación y los efectos de los iones férricos. La cantidad de oxígeno en la solución polimérica puede ser reducida mediante la implementación de eliminadores de oxígeno junto con metanol o tiourea con el fin de proteger el polímero de cualquier entrada adicional de oxígeno en la solución.

29 Marco teórico 17 Cuando hay oxígeno, Fe 2+ es oxidado a Fe 3+, produciendo el radical libre O2 -. O2 - reacciona con HPAM para producir peróxido y de esta manera romper la columna vertebral del HPAM. O2 - además reacciona con Fe 3+ para generar Fe 2+ el cual es más oxidado para producir Fe 3+ y O2 -. Esta reacción en cadena reduce significativamente la viscosidad del polímero. Fe 2+ trabaja como un catalizador y es el único componente que se ha descubierto puede reducir la viscosidad del polímero casi a la viscosidad del agua muy rápidamente. Las poliacrilamidas hidrolizadas interactúan fuertemente con cationes metálicos divalentes (por ejemplo Ca2+ y Mg2+); este fenómeno esta comúnmente asociado con la reducción en la viscosidad de la solución, formación de geles o precipitados. Por lo tanto, la salinidad reduce la eficacia viscosificante del polímero. La eficacia de los iones divalentes o multivalentes para reducir las viscosidades es mucho más alta que la de los iones monovalentes, es por ello que el contenido divalente en el agua de mezcla del polímero o en el agua del yacimiento debe ser bajo Degradación mecánica La degradación mecánica describe la ruptura de una molécula como resultado de un esfuerzo de cizallamiento sobre la macromolécula en la región de alta tasa de flujo cerca al pozo. Este es un efecto a corto plazo en los alrededores de las perforaciones, en el yacimiento cerca al wellbore, y en algunos de los equipos de manipulación de polímeros, choques y otras estructuras. Esta degradación puede tener un gran efecto sobre la reducción de la viscosidad del polímero Degradación biológica La degradación biológica es más predominante en biopolímeros, sin embargo esta también puede ocurrir en polímeros sintéticos. Las HPAM pueden ser fuente de alimentación para las bacterias sulfato reductoras. A medida que los polímeros se degradan por causas químicas y mecánicas, generan cadenas cortas que son utilizadas por la bacterias y por ende se favorece el desarrollo bacteriológico. El método más utilizado para el manejo de la degradación biológica es el uso de biocidas.

30 18 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro 1.4 Criterios técnicos de selección (Screening) Muchos parámetros pueden afectar los procesos de inyección de polímeros, sin embargo los más críticos son la temperatura de yacimiento, la salinidad del agua de formación, contenido de divalentes, contenido de arcilla, viscosidad del aceite y permeabilidad de la formación. Algunos criterios técnicos de selección para la inyección de polímeros se resumen en la Tabla 1-1, los cuales son la unión de criterios empíricos, basados en proyectos de campo y conocimientos técnicos Formación La mayor parte de proyectos de inyección de polímeros son llevados a cabo en yacimientos de areniscas; pocas aplicaciones han sido implementadas en yacimientos de carbonato debido a que los polímeros anionicos tales como las poliacrilamida hidrolizadas tienen una alta adsorción en carbonatos Salinidad del agua de formación y divalentes. Los criterios técnicos de selección (Screening) proveen una guía para la salinidad y divalentes asociados al agua de formación, sin embargo, independientemente del tipo de polímero la salinidad impacta negativamente a la viscosidad del polímero, de tal manera, a mayor salinidad menor viscosidad final de la solución polimérica, como se muestra en la Figura 1-16.

31 Marco teórico 19 Tabla 1-1: Resumen de criterios de screening para inyección de polímeros [4].

32 20 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Figura 1-16: Efecto de la salinidad sobre la viscosidad del polímero [5] Temperatura de yacimiento La profundidad del yacimiento y la temperatura del mismo están relacionadas entre sí como un solo criterio de selección, ya que la temperatura del yacimiento se encuentra en función de la profundidad del mismo. Al presentar altos valores de temperatura en el yacimiento, se puede presentar tendencia a la floculación, la aceleración de reacciones de descomposición y la adsorción de la roca. Partiendo del tipo de polímero se establecen rangos de temperatura en los cuales se garantiza una solución polimérica estable, estudios han demostrado que temperaturas inferiores a los 93.3 C garantizan tal condición, sin embargo la temperatura promedio registrada en proyectos de inyección de polímeros es de 46.1 C Permeabilidad de la formación La permeabilidad es un criterio crítico para la inyección de polímeros debido a que formaciones con bajos valores de permeabilidad pueden impedir que las moléculas de polímero fluyan a través de los poros o gargantas de poro. Se considera que valores de permeabilidad entre 50 y 250 md son buenos. Valores de permeabilidad moderada (entre 15 y 50 md) causan presiones de inyección más altas.

33 Marco teórico 21 Al igual que la permeabilidad, la heterogeneidad del yacimiento juega un papel importante como criterio de selección; la combinación de los conceptos de variación de permeabilidad y heterogeneidad del yacimiento resultan un mejor criterio para evaluar la aplicabilidad de la inyección de polímeros. Los yacimientos heterogéneos son buenos candidatos debido a que en este tipo de yacimiento la solución polimérica reduce la permeabilidad de la roca y la solución polimérica tiende a llegar a áreas del yacimiento que no han sido barridas o que presentan un barrido ineficaz Características de los fluidos La viscosidad del aceite quien directamente controla la relación de movilidad del agua y del aceite; para la mayoría de los proyectos de inyección de polímeros y criterios de selección (Screening) no debe ser superior a 150 cp. Para crudos con viscosidades más altas se debe validar que las teorías convencionales en lo que respecta a los mecanismos de inyección de polímeros sean aplicables a este tipo de crudos. 1.5 Problemas asociados a la inyección de polímeros Una de las desventajas que presenta este método de recobro es el daño de formación asociado a la inyección de polímeros, esto debido a que la adsorción de polímero es prácticamente irreversible y los polímeros adsorbidos permanentemente dañaran la formación (para remediar este daño, se tendría que tomar una gran cantidad de volúmenes porosos de fluido de desplazamiento para desorber el polímero). El aceite que no pueda ser barrido y sea dejado en la formación posterior a la inyección de polímeros, será más difícil de recuperar mediante la implementación de otros métodos de recobro debido a que luego de la inyección de polímeros la permeabilidad de la formación ha sido reducida. Por otra parte, en los proyectos de inyección de polímero se ha evidenciado que cuando hay presencia de polímeros en el agua producida, se presenta una declinación de las partículas suspendidas pero un gran incremento en la concentración de aceite. El principal problema de la producción de polímero es que estabiliza las emulsiones agua/aceite y de esta manera dificulta la reducción de aceite a un nivel tal que permita que el agua tratada pueda cumplir las especificaciones de calidad y la misma pueda ser reinyectada.

34 22 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Finalmente, la inyección de polímeros es un método de recobro que en resumen a nivel técnico presenta las siguientes desventajas: son sensibles a la salinidad, pueden llegar a generar taponamiento en la formación, su principal criterio técnico (aumento de la viscosidad) es susceptible a los esfuerzos y a las altas temperaturas. 1.6 Inyección de polímeros en yacimientos de crudo pesado. La inyección de polímeros en crudo pesado actualmente representa un gran reto para este tipo de recobro debido a que el mismo presenta principalmente dos limitantes para su implementación en este tipo de crudos. La primera de ellas hace referencia a la parte operativa (cantidad de química, materiales, etc.) y la segunda a la inyectividad. Al tener un crudo pesado este presenta valores por encima de los 150 cp, propiedad que se encuentra por encima de los criterios de selección (screening), lo cual implicaría generar un polímero altamente viscoso para que el mismo pueda generar un eficiente barrido sobre este tipo de crudos pesados, lo cual demandaría gran cantidad de polímero para alcanzar la viscosidad deseada (concentraciones mayores a 2000 ppm) y a su vez para solucionar los problemas de inyectividad se requerirían equipos con especificaciones superiores a los convencionales. No obstante, a nivel mundial, diversos proyectos han demostrado que a pesar de estas limitantes, se ha logrado implementar la inyección de polímeros como método de recobro en crudos pesados obteniendo buenos resultados (Tabla 1-2) Tabla 1-2: Proyectos de inyección de polímeros en yacimientos de crudo pesado [4].

35 2. Selección de polímero Con el fin de evaluar una alternativa de recobro mejorado para un campo con un yacimiento de crudo extra pesado mediante la posible implementación de un proyecto de inyección de polímeros, se trazó una estrategia de evaluación a nivel experimental de un grupo de polímeros con el objetivo de establecer si alguno de los mismos se ajustaba a las condiciones de yacimiento del campo evaluado (especialmente a la alta temperatura de yacimiento) sin perder significativamente sus propiedades físicas, mecánicas y químicas y por ende mantener el principio técnico de la inyección de polímero cuyo objeto es el control de la movilidad. Para tal fin, se realizó dicha evaluación experimental a un grupo de 15 muestras de polímero los cuales fueron sometidos a diversas pruebas con el fin de analizar su estabilidad química y mecánica. Las pruebas fueron clasificadas en dos fases. Inicialmente una fase estática en la cual los polímeros serán sometidos a diversas pruebas con el fin de determinar sus propiedades en estado estático. Las pruebas que se realizaron en esta fase fueron las siguientes: Caracterización básica de los polímeros. Relación de filtrabilidad. Compatibilidad con el petróleo crudo de la formación Viscosidad de las soluciones poliméricas Screen factor Degradación mecánica Estabilidad termo-química

36 24 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro De acuerdo a los resultados obtenidos en esta fase inicial; los polímeros que surtieron exitosamente la primera fase de evaluación continuaron a la segunda fase de pruebas, la cual se denomina fase dinámica y tiene como objetivo evaluar la eficiencia de cada polímero en un estado dinámico, es decir, evaluar su desempeño y eficiencia de barrido en un medio poroso. Las pruebas que se realizaron en esta fase fueron las siguientes: Comportamiento reológico. Eficiencia de desplazamiento en medio poroso. 2.1 Metodología empleada Las pruebas realizadas, se realizaron bajo los parámetros establecidos en la API RP63 de 1990 (Recommended Practices for Evaluation of Polymers Used in Enhanced Oil Recovery Operations) [6]. 2.2 Pruebas fase estática Caracterización básica de los polímeros. En la Tabla 2-1 se relacionan las muestras a las cuales se les realizo la etapa inicial de evaluación. Tabla 2-1: Relación de polímeros para evaluación a condiciones de yacimiento. CODIFICACIO N POSIBLE COMPOSICIO N Muestra 1 HPAM Muestra 2 HPAM Muestra 3 HPAM Muestra 4 La tex Muestra 5 La tex Muestra 6 HPAM-Sulfonada Muestra 7 HPAM-Sulfonada Muestra 8 HPAM-Sulfonada Muestra 9 HPAM-Sulfonada Muestra 10 HPAM-Sulfonada Muestra 11 HPAM Muestra 12 HPAM-Sulfonada Muestra 13 HPAM-Sulfonada Muestra 14 HPAM-Sulfonada Muestra 15 Biopoli mero -Polisaca rido

37 Selección polímero 25 Para la caracterización básica de los polímeros, los parámetros evaluados fueron espectro infrarojo y porcentaje de humedad; para los polímeros clasificados como tipo poliacrilamida se evaluó el porcentaje de hidrolisis. En la Tabla 2-2 se resumen los resultados obtenidos: Tabla 2-2: Caracterización básica de los polímeros recibidos. CODIFICACION % HUMEDAD % HIDROLISIS POSIBLE ESTRUCTURA Muestra Muestra Muestra POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA Muestra POLIBUTADENO Muestra POLIBUTADENO Muestra * Muestra * Muestra * Muestra * Muestra * Muestra * Muestra * Muestra * Muestra * POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA PRECENSIA DE GRUPO SULFONADO POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA PRECENSIA DE GRUPO SULFONADO POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA PRECENSIA DE GRUPO SULFONADO POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA PRECENSIA DE GRUPO SULFONADO POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA PRECENSIA DE GRUPO SULFONADO POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA PRECENSIA DE GRUPO SULFONADO POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA PRECENSIA DE GRUPO SULFONADO POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA PRECENSIA DE GRUPO SULFONADO BIOPOLIMERO - - POLISACARIDO *Valores obtenidos que daría valores inferiores a los reales por no ser apto para poliacrilamidas sulfonadas.

38 26 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Relación de filtrabilidad y compatibilidad con el petróleo crudo de la formación La Tabla 2-3 exhibe los resultados de la relación de filtrabilidad y compatibilidad con crudo del campo estudio para cada solución polimérica evaluada. Todos los polímeros evaluados obtuvieron una relación de filtrabilidad que no superó 1.1; sin embargo, las muestras 4 y 5 tipo latex presentaron tendencia a formar emulsión y por ende incompatibilidad con el crudo de formación y por esta condición no continuaron el proceso de evaluación (excepto la prueba de viscosidad). Tabla 2-3: Relación de filtrabilidad y compatibilidad de los polímeros recibidos con crudo de formación. CODIFICACION Radio de filtrabilidad Compatibilidad Crudo Ima genes ejemplo Muestra Compatible Muestra Compatible Muestra Compatible Muestra Compatible Muestra Compatible Muestra Muestra Compatible Compatible Compatible: separacio n de las dos fases Muestra Compatible Muestra Compatible Muestra Compatible Muestra Biopolimero 0.6 Compatible Compatible Incompatible: No separacio n de fases Muestra 4 - Incompatible Muestra 5 - Incompatible

39 Selección polímero Viscosidad de las soluciones poliméricas En lo que respecta a la viscosidad de las soluciones poliméricas elaboradas con cada muestra de polímero, este parámetro se llevó a cabo utilizando el viscosímetro Brookfield LVT con adaptador UL, a una velocidad de corte de 7.1 s-1. La temperatura máxima de operación del equipo es de 80 C. Inicialmente se midió la viscosidad a 80 C de soluciones poliméricas de 3000 ppm preparadas en agua de la planta de tratamiento. De aquí se seleccionaron aquellos polímeros que desarrollaron en esta condición una viscosidad mayor a 20 cp. Con estos polímeros se prepararon soluciones poliméricas a concentraciones de 250, 300, 400, 500, 800, 1000, 2000 y 3000 ppm en agua de la planta de tratamiento, a las cuales se les midió viscosidad a temperaturas entre 30 C y 80 C. Con esta información se realizaron curvas de viscosidad vs temperatura para cada solución polimérica y se realizó la predicción de la viscosidad de las mismas soluciones a 100 C, considerando que la temperatura de la formación del yacimiento estudio se encuentra en ese orden. El viscosímetro Brookfield LTV con el adaptador UL (Norma API 63) solo registra medidas de viscosidad hasta los 100 cp, de acuerdo a lo anterior, los resultados con valores de 100 cp podrían llegar a tener valores superiores. La Figura 2-1 muestra los resultados de viscosidad a 7.1 s -1 y 80 C para soluciones poliméricas a 3000 ppm preparadas con agua de la batería (planta de tratamiento) del campo estudio. Figura 2-1: Viscosidad de soluciones poliméricas de 3000 ppm en agua de planta de tratamiento a 7.1 s -1 y 80 C.

40 28 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Como parámetro de evaluación se tiene que la viscosidad del crudo extrapesado del campo estudio es de 324 cp a 100 C; siguiendo lo establecido en estudios experimentales, para obtener una buena eficiencia de recobro para un crudo de 430 cp se requiere una viscosidad efectiva de la solución polimérica entre 10.7 y 21.8 cp (teniendo como referencia la tesis de Jinxum Wang de 2009, pág. 76 [7]), lo que equivaldría a una viscosidad bulk entre 16 a 39 cp. De acuerdo a lo anterior, para las pruebas posteriores solo se seleccionaron las soluciones poliméricas que mostraron valores de viscosidad superiores a 20 cp. Teniendo presente lo anteriormente expuesto, para los 7 polímeros que presentaron viscosidades superiores a 20 cp se realizó el cálculo de la viscosidad a 100 C para soluciones poliméricas con concentraciones de 250, 300, 400, 500, 800, 1000, 2000 y 3000 ppm preparadas en agua de la planta de tratamiento. Para obtener la viscosidad a 100 C, inicialmente se obtuvieron los valores de viscosidad a temperaturas entre 30 C y 80 C. Posteriormente se analizó el comportamiento de la viscosidad en función de la temperatura para cada solución polimérica y concentración en donde se evidencio que la viscosidad medida disminuyo linealmente con el incremento de la temperatura, al graficar estos resultados, el comportamiento se ajusta a una tendencia polinómica de orden dos o tres. Partiendo de este análisis se realizó la predicción de la viscosidad de cada solución polimérica y concentración a 100 C (Figura 2-2). Información detallada de la viscosidad a diferente temperatura y concentración se reportará más adelante solo para los polímeros que presentaron estabilidad térmico-química.

41 Selección polímero 29 Figura 2-2: Viscosidad de soluciones poliméricas preparadas en agua de planta de tratamiento calculadas a 7.1 s -1 y 100 C Screen factor El screen factor es bastante útil para detectar la degradación de la fracción de mayor peso molecular en la distribución de peso molecular del polímero y que no necesariamente se evidencia con cambios de viscosidad. Para este fin se utilizó un aparato de dos bulbos, construido de acuerdo con la recomendación API RP 63 (Figura 2-3).Las mediciones se realizaron a temperatura ambiente, para lo cual se utilizaron 5 mallas de 100 mesh (150 µm). El objetivo de esta prueba es registrar el tiempo que tarda cada solución polimérica, previamente filtrada a través de una malla de acero inoxidable de 325 mesh (45 µm), en atravesar los dos bulbos del aparato usado para la prueba. Igualmente se realizó esta medición al agua de preparación (previamente filtrada por 0.45μm), como blanco y para el cálculo del Screen factor de cada solución polimérica.

42 30 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Figura 2-3: Representación esquemática del aparato para la medición del Screen Factor. La Tabla 2-4 y Figura 2-4 registran los resultados del screen factor para los soluciones poliméricas preparadas con agua de la planta de tratamiento del campo estudio. Tabla 2-4: Screen factor de soluciones poliméricas en agua de planta de tratamiento a temperatura ambiente. Concnetración Poli mero (ppm) Screen Factor soluciones polimericas en agua de planta de tratamiento (Tamb) Muestra 1 Muestra 2 Muestra 4 Muestra 9 Muestra 10 Muestra 11 Muestra

43 Selección polímero 31 Figura 2-4: Screen factor de soluciones poliméricas en agua de planta de tratamiento a temperatura ambiente Degradación mecánica Para esta prueba la solución polimérica se presuriza a través de un tubo capilar a diferentes caudales de flujo los cuales están en función de la presión aplicada. La velocidad de corte que experimenta la solución polimérica será función del caudal alcanzado por esta en la condición de prueba y que a su vez depende de las propiedades viscoelásticas del polímero evaluado, de tal manera, a la misma presión las soluciones poliméricas experimentan velocidades de corte diferentes. Las tablas 2-5, 2-6 y 2-7 presentan los resultados de viscosidad y screen factor de las soluciones poliméricas de 1000, 2000 y 3000 ppm preparadas en Agua de la planta de tratamiento, antes y después de someterlas al ensayo de degradación mecánica. Igualmente se presentan las reducciones de viscosidad y screen factor a las velocidades de corte alcanzadas en cada caso, para las presiones usadas. Los resultados obtenidos validan los comportamientos teóricos explicados previamente, ya que a mayor velocidad de corte, se evidencio mayor pérdida de viscosidad y screen factor para cada solución polimérica. De otro lado para un mismo polímero, entre mayor sea la viscosidad de la solución polimérica (mayor concentración de polímero), menos experimenta velocidad de corte a la misma presión empleada, como lo muestra la Figura 2-5.

44 32 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Tabla 2-5: Estabilidad mecánica de soluciones poliméricas de 1000 ppm en agua de planta de tratamiento (T. 30 C). Ana lisis Degradacio n mecanica 1000 ppm a 30 C Muestra 1 Muestra 2 Muestra 11 Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Muestra 9 Muestra 12 Muestra 10 Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Ana lisis porcentaje de perdidas por Degradacio n mecanica 1000 ppm a 30 C Muestra 1 Muestra 2 Muestra 11 Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Muestra 9 Muestra 12 Muestra 10 Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor

45 Selección polímero 33 Tabla 2-6: Estabilidad mecánica de soluciones poliméricas de 2000 ppm en agua de planta de tratamiento (T. 30 C). Analisis Degradacio n mecanica 2000 ppm a 30 C Muestra 1 Muestra 2 Muestra 11 Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Muestra 9 Muestra 12 Muestra 10 Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Analisis porcentaje de perdidas por Degradacio n mecanica 2000 ppm a 30 C Muestra 1 Muestra 2 Muestra 11 Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Muestra 9 Muestra 12 Muestra 10 Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor

46 34 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Tabla 2-7: Estabilidad mecánica de soluciones poliméricas de 3000 ppm en agua de planta de tratamiento (T. 30 C). Analisis Degradacio n mecanica 3000 ppm a 30 C Muestra 1 Muestra 2 Muestra 11 Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Muestra 9 Muestra 12 Muestra 10 Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad (cp) Screen Factor Analisis porcentaje de perdidas por Degradacio n mecanica 3000 ppm a 30 C Muestra 1 Muestra 2 Muestra 11 Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) % perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Muestra 9 Muestra 12 Muestra 10 Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) % perdida Screen Factor Presio n (psi) Shear rate (s-1) %perdida Viscosidad (cp) %perdida Screen Factor

47 Selección polímero Muestra 1 2. Muestra 2 3. Muestra 9 4. Muestra Muestra Muestra 11 %P = porcentaje perdida. SF = Screen factor Figura 2-5: Comparación de perdida de viscosidad y de screen factor por degradación mecánica para soluciones poliméricas preparadas en agua de planta de tratamiento.

48 36 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Estabilidad termo-química Teniendo presente los resultados obtenidos en lo que respecta a la degradación mecánica de las soluciones poliméricas a 2000 ppm y los cuales se resumen en la Figura 2-6 e igualmente los resultados de las pruebas realizadas preliminarmente, los polímeros que presentaron mayor viscosidad y menor efecto sobre este parámetro y el screen factor por degradación mecánica son los utilizados en las soluciones poliméricas de las muestras 1, 10 y 11. Figura 2-6: Degradación mecánica de soluciones poliméricas de 2000 ppm preparadas en agua de planta de tratamiento.

49 Selección polímero 37 Para la evaluación de la estabilidad termo-química, se realizaron las siguientes pruebas a los 3 polímeros seleccionados previamente. Se prepararon soluciones poliméricas de 3000 ppm bajo tres condiciones: 1. En agua destilada y desionizada, sin oxígeno disuelto (agua tipo I). 2. En agua de la planta de tratamiento sin oxígeno disuelto. 3. En agua de la planta de tratamiento con 0.8 ppm de oxígeno disuelto. Al llevar a cabo las pruebas para determinar el porcentaje de reducción de viscosidad y screen factor a una temperatura de 100 C, los resultados obtenidos muestran que independientemente del tipo de condición evaluada, los tres polímeros son muy sensibles a la temperatura y ninguno de ellos resistiría la temperatura del yacimiento. Para la condición 1, la Figura 2-7 muestra el efecto de la temperatura y la degradación del polímero sin importar que las soluciones poliméricas fueron preparadas en agua sin presencia de oxígeno disuelto. La figura 2-8 refleja aún más el impacto de la temperatura y la presencia de iones de agua (aunque en bajas concentraciones y condiciones anóxicas) sobre la soluciones poliméricas preparadas bajo la condición 2, es evidente que la degradación de los polímeros aumenta claramente. Finalmente, para la condición 3 la Figura 2-9 refleja notoriamente el impacto negativo de la presencia de oxígeno disuelto, lo cual acelera aún más la degradación del polímero y por ende las soluciones poliméricas pierden su viscosidad. Figura 2-7: Degradación térmico-química en agua tipo I sin O 2 disuelto.

50 38 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Figura 2-8: Degradación térmico-química en agua de planta de tratamiento sin O 2 disuelto. Figura 2-9: Degradación térmico-química en agua de planta de tratamiento con 0.8 ppm O 2 disuelto.

51 Selección polímero 39 Debido a que los polímeros seleccionados presentaron degradación y pérdida de viscosidad al ser sometidos a una temperatura similar a la establecida en el campo estudio, se estableció realizar estas mismas pruebas a los polímeros de las muestras 9 y 12 ya que pese a que no desarrollaron altos valores de viscosidad, tal vez podrían ser más resistentes al efecto de la temperatura. Igualmente se incorporó al estudio un nuevo polímero denominado muestra 16. Para el desarrollo de las pruebas que permitieran evaluar la estabilidad termo-química de los polímeros, se prepararon soluciones poliméricas de 3000 ppm en salmuera sintética equivalente al agua de la planta de tratamiento, las cuales fueron almacenadas en recipientes herméticos y llevadas a la temperatura de yacimiento (105 C). Semanalmente se tomaban muestras a las cuales se les media el contenido de oxígeno y posteriormente eran llevadas a temperatura ambiente y se medía su viscosidad a 7.1 s -1 (Tabla 2-8). Los resultados arrojaron que los polímeros de las muestras 9 y 12 tienen un comportamiento similar, con disminuciones progresivas de la viscosidad e igualmente se visualiza una tendencia a la estabilización posterior a la semana 11 y con una pérdida final de viscosidad acumulada de 33.2% y 30.6% respectivamente (Figuras 2-10 y 2-11). Estos polímeros podrían cumplir el requerimiento de no presentar una degradación significativa por alta temperatura, como lo exige el campo estudio; para determinar la posible concentración de aplicación, deberá tenerse en cuenta las pérdidas de viscosidad asociadas a la temperatura y la degradación mecánica. Respecto a la muestra 16, se evidencio perdidas de viscosidad más pronunciadas y una perdida final acumulada de viscosidad del 68.5% lo cual hace que este polímero no cumpla los requerimientos exigidos por el campo estudio.

52 40 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Tabla 2-8: Estabilidad térmico-química de soluciones poliméricas de 3000 ppm de los polímeros asociados a las muestras 9, 12 y 16 en salmuera sintética sin oxígeno disuelto. Polimero Muetsra 12 Muestra 9 Muestra 16 Tiempo Viscosidad (cp) %perdida de viscosida (cp) Viscosidad (cp) %perdida de viscosida (cp) Viscosidad (cp) %perdida de viscosida (cp) Tiempo Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana Semana

53 Selección polímero 41 Figura 2-10: Viscosidad en evaluación de estabilidad térmico-química de soluciones poliméricas de 3000 ppm de los polímeros asociados a las muestras 9, 12 y 16 en salmuera sintética sin oxígeno disuelto. Figura 2-11: Perdida de viscosidad en evaluación de estabilidad térmico-química de soluciones poliméricas de 3000 ppm de los polímeros asociados a las muestras 9, 12 y 16 en salmuera sintética sin oxígeno disuelto.

54 42 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Estabilidad mecánica de los polímeros asociados a la muestra 12 y muestra 9 preparados en salmuera sintética de la planta de tratamiento y medidos a 30 C y 80 C Se realizaron nuevamente ensayos de estabilidad mecánica, esta vez de soluciones poliméricas de 2000 ppm preparadas en salmuera sintética de la planta de tratamiento y en un rango más amplio de velocidades de corte, empleando presiones de 20 a 200 psi. Las viscosidades fueron medidas a Temperatura ambiente y 80 C antes y después de someter la solución al esfuerzo de corte. La Tabla xx presenta los resultados obtenidos para las soluciones poliméricas de 2000 ppm de los polímeros la muestra 12 y la muestra 9 preparadas en salmuera sintética de la planta de tratamiento. Aunque a la misma presión empleada, la solución polimérica de 2000 ppm de la muestra 12 experimentaría mayor velocidad de corte que la misma solución de la muestra 9, las pérdidas de viscosidad para ambos a una velocidad de corte (SR) de s-1, que es el esperado durante la inyección en el campo estudio, serán muy similares y cercanas al 52%. Sí la concentración es mayor a 2000 ppm, la degradación sería menor, por lo tanto para soluciones poliméricas entre 2000 y 3000 ppm se estima que la pérdida de viscosidad estaría entre 40% y 52%.

55 Selección polímero 43 Tabla 2-9: Estabilidad Mecánica de soluciones poliméricas de 2000 ppm de los polímeros asociados a la muestra 12 y muestra 9 preparadas en salmuera sintética de la planta de tratamiento. Estabilidad meca nica de Solucio n polimerica de 2000 ppm preparada en salmuera sintetica de la planta de tratamiento Muestra 12 Viscosidad antes y despue s del esfuerzo de corte medidas at. amb Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad 7.1 s-1 % Perdida de viscosidad Viscosidad antes y despue s del esfuerzo de corte medidas a 80 C Shear rate (s- 1) Viscosidad 7.1 s-1 % Perdida de viscosidad Muestra 9 Viscosidad antes y despue s del esfuerzo de corte medidas at. amb Presio n (psi) Shear rate (s-1) Viscosidad 7.1 s-1 % Perdida de viscosidad Viscosidad antes y despue s del esfuerzo de corte medidas a 80 C Shear rate (s- 1) Viscosidad 7.1 s-1 % Perdida de viscosidad

56 44 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Viscosidad de soluciones poliméricas de la muestra 12 y muestra 9 preparadas en agua real y en salmuera sintética de la planta de tratamiento, medidas de 30 C hasta 80 C. La Tabla 2-10 presenta los valores de viscosidad de las soluciones poliméricas de 2000 ppm de la muestra 12 y la muestra 9, preparadas en agua real y en salmuera sintética de la planta de tratamiento, medidas cada 10 C, desde 30 C hasta 80 C. La viscosidad de las soluciones es mayor cuando se prepara en salmuera sintética de la planta de tratamiento, que es a base de cloruros, que cuando se prepara en agua real. Las diferencias son causadas por la presencia de carbonatos y bicarbonatos en el agua real, los cuales ocasionan disminución de viscosidad alcanzada por el polímero, respecto a la obtenida cuando se prepara en salmuera sintética que no presenta esos componentes. En promedio para los dos polímeros la viscosidad en agua real sería un 31% menor a la lograda en salmuera sintética de la planta de tratamiento. Tabla 2-10: Viscosidad de soluciones poliméricas de la muestra 12 y muestra 9 preparadas en agua real y en salmuera sintética de la planta de tratamiento. Solucio n polimerica de 2000 ppm Muestra 12 Temperatura ( C) Viscosidades 7.1 seg-1 Salmuera sintetica planta tratamiento Viscosidades 7.1 seg-1 Agua real planta de tratamiento Muestra 9 Temperatura ( C) Viscosidades 7.1 seg-1 Salmuera sintetica planta tratamiento Viscosidades 7.1 seg-1 Agua real planta de tratamiento

57 Selección polímero Pruebas fase dinámica Comportamiento reológico De acuerdo a los resultados obtenidos en la fase estática, los polímeros de las muestras 9 y 12 son los que cumplen el requerimiento de no presentar una degradación significativa por alta temperatura como lo exige el campo estudio. Con el fin de realizar un análisis completo en el cual se simulen las condiciones de entorno en las cuales se debe desempeñar el polímero; el comportamiento reológico de las soluciones poliméricas 9 y 12 se evalúa tanto en el agua de preparación del polímero como también en el agua de formación, esto con el fin de tener en cuenta las pérdidas de viscosidad relacionadas a la dilución de la solución polimérica con el agua de formación. Para tal fin, se realizan curvas de viscosidad versus velocidad de corte a diferentes concentraciones de solución polimérica las cuales fueron preparadas en dos tipos de salmuera: 1. Salmuera tipo I: salmuera sintética que simula el agua de la planta de tratamiento. 2. Salmuera tipo II: salmuera sintética que simula agua de formación del campo estudio. Nuevamente la determinación de viscosidad se llevó a cabo utilizando el viscosímetro Brookfield LVT con adaptador UL, a una velocidad de corte de 7.1 s-1. Las curvas reológicas de viscosidad versus velocidad de corte (shear rate) se determinaron mediante el uso de un reómetro Anton Paar. De las muestras 9 y 12 se prepararon soluciones poliméricas a concentraciones de 1500, 2000 y 2500 ppm en salmuera tipo I y II y se les midió la viscosidad a temperaturas entre 30 C y 80 C y velocidades de corte entre 0.1 y 200 s 1. Con la información adquirida se construyeron curvas de viscosidad versus temperatura para cada solución polimérica y se realizó la predicción de la viscosidad de las mismas soluciones a 100 C. Todas las curvas de viscosidad (μ) versus velocidad de corte (shear rate SR) de estos polímeros se ajustan a una ecuación de potencia del tipo μ = K(SR) (n 1). La Tabla 2-11 presenta las ecuaciones de potencia, el K y el n para cada una de las soluciones evaluadas.

58 46 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Tabla 2-11: Ecuaciones de potencia para construcción de curvas reológicas. Concentración Muestra 12 en salmuera tipo I Muestra 12 en salmuera tipo II Muestra 9 en salmuera tipo I Muestra 9 en salmuera tipo II ppm Ecuacion de ajuste K n Ecuacion de ajuste K n Ecuacion de ajuste K n Ecuacion de ajuste K n 1500 y = 40,85x-0,35 40,85 0,65 y = 16,815x-0,237 16,815 0,763 y = 21,521x-0,273 21,521 0,727 y = 7,7019x-0,133 7,702 0, y = 87,741x-0,434 87,74 0,566 y = 38,824x-0,341 38,824 0,659 y = 47,151x-0,352 47,151 0,648 y = 16,221x-0,214 16,22 0, y = 154,18x-0, ,2 0,507 y = 64,21x-0,374 64,21 0,626 y = 77,493x-0,398 77,493 0,602 y = 32,286x-0,322 32,29 0,678 Las Figuras 2-12 y 2-13 presentan las curvas de viscosidad versus velocidad de corte para las soluciones poliméricas de 1500, 2000 y 2500 ppm de los polímeros de la muestra 9 y la muestra 12 preparadas en salmueras tipo I y II. En todas las concentraciones el polímero de la muestra 12 desarrolla mayor viscosidad que el polímero de la muestra 9. Las diferencias son más notorias a menor velocidad de corte y a mayor salinidad, es decir si se toma el rango entre 4 y 50 s-1, la viscosidad en salmuera sintética tipo I de las soluciones del polímero de la muestra 12 sería entre 85% (a velocidades de corte más bajas) a 35% (a velocidades de corte de 50 s-1) más alta que la de las soluciones de la misma concentración del polímero de la muestra 9. Si la salinidad del agua es mayor, como es el caso de la salmuera tipo II, la viscosidad de las soluciones del polímero de la muestra 12 sería entre 120% (a velocidades de corte más bajas) a 43% (a velocidades de 50 s-1) más alta que la de las soluciones de la misma concentración del polímero de la muestra 9. A velocidades de corte superiores a 50 s-1 la diferencia en viscosidad tiende a disminuir, pero sin ser menor al 20%. El comportamiento reológico se simula no solo en el agua en el que se va a preparar el polímero, sino también en el agua de formación, de modo que en el proceso de simulación se tenga en cuenta las pérdidas de viscosidad asociadas a la dilución de la solución polimérica con el agua de formación. En términos generales se observa que el polímero de la muestra 12 experimentaría pérdidas menores en un 18% respecto al polímero de la muestra 9.

59 Selección polímero 47 Figura 2-12: Viscosidad versus velocidad de corte de soluciones poliméricas (1500, 2000 y 2500 ppm) de las muestras 9 y 12 preparadas en salmuera tipo I y calculadas a 100 C. Figura 2-13: Viscosidad versus velocidad de corte de soluciones poliméricas (1500, 2000 y 2500 ppm) de las muestras 9 y 12 preparadas en salmuera tipo II y calculadas a 100 C.

60 48 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Eficiencia de desplazamiento en medio poroso Para llevar a cabo esta prueba se tienen 3 composites con las propiedades presentadas en la Tabla 2-12, dichos composite fueron elaborados con un corazón perteneciente a un pozo del campo objeto de estudio. Tabla 2-12: Propiedades petrofísicas composite. Muestras Presión de Confinamiento (psi) Longitud (cm) Dia metro (cm) Vol. Poroso (cm3) Porosidad (cm3) Permeabilidad Klinkenberg (md) Permeabilidad al Aire (md) Composite Composite Composite Los composite fueron sometidos a un proceso de restauración de mojabilidad, para tal fin se utilizó una muestra del crudo extrapesado con viscosidad de 775 cp a 100 C del campo objeto de estudio. Para la evaluación de la eficiencia de desplazamiento por agua y por solución polimérica, se utilizó como fluido saturante crudo vivo perteneciente al campo objeto de estudio. Para la evaluación de la eficiencia de desplazamiento se diseñaron las siguientes pruebas: 1. Composite 1: prueba para determinar eficiencia de desplazamiento por solo inyección de agua (salmuera sintética que asimila el agua de la planta de tratamiento) el cual se consideró como línea base. 2. Composite 2: prueba para determinar eficiencia de desplazamiento mediante la inyección de agua (salmuera sintética que asimila el agua de la planta de tratamiento) hasta irrupción de la misma (breakthrough: BT) seguido por un bache de 0.7 volúmenes porosos de solución polimérica de la muestra 12 con una concentración de 2000 ppm seguido de la inyección de 20 volúmenes porosos de salmuera sintética.

61 Selección polímero Composite 3: se realiza el mismo procedimiento del composite 2 solo que se utiliza solución polimérica de la muestra 9. Para cada prueba los composite fueron saturados inicialmente con 1.2 volúmenes porosos de crudo vivo correspondiente al campo objeto de estudio. Los resultados obtenidos demuestran la viscosificación del agua de inyección y el aumento en la eficiencia de desplazamiento de crudo extra pesado. Finalmente, al comparar la eficiencia de desplazamiento entre los polímeros de la muestras 9 y 12 (Figura 2-14), la solución polimérica de la muestra 12 presento una mejor eficiencia de barrido (11.6 respecto a la muestra 9). Dicho resultado puede estar relacionado a las propiedades petrofísicas de cada composite, especialmente a la permeabilidad y/o con las propiedades de cada solución polimérica. Figura 2-14: Comparación eficiencia de desplazamiento aplicando los procedimientos para los composite 1, 2 y 3.

62 50 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro

63 3. Prueba piloto inyección de polímero Debido a que el campo objeto de estudio ha venido presentando un depletamiento acelerado en su presión de formación, esto ha impactado negativamente el factor de recobro del mismo y por ende disminuido las reservas recuperables del yacimiento, por esta razón, actualmente se encuentran en proceso de implementación métodos de recobro mejorado; uno de ellos es la inyección de agua, con el cual se busca sostener la presión del yacimiento e incrementar el factor de recobro, sin embargo, la implementación de este tipo de recobro en crudos extra pesados presenta limitantes debido a las desfavorables relaciones de movilidad agua/crudo lo cual puede terminar en problemas de digitación (fingering) y por ende en ineficientes barridos que afectan negativamente él factor de recobro. Con el objetivo de mejorar la eficiencia de barrido que presenta la inyección de agua mediante la viscosificación del agua de inyección, se llevó a cabo una prueba piloto de inyección de polímero teniendo en cuenta los resultados experimentales obtenidos y los casos de éxito registrados a nivel mundial en la implementación de este tipo de recobro químico en crudos pesados.

64 52 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro 3.1 Implementación en campo de la inyección de polímero La implementación de la prueba piloto tiene como objetivo probar la factibilidad y respuesta de la inyección de agua mejorada con polímero en un patrón de inyección. La puesta en marcha de este piloto implico un análisis técnico económico que diera viabilidad al mismo y conllevo a cambios operacionales y logísticos (conversión de un pozo productor a inyector, adecuación de locaciones y equipos, re-programación de pruebas de producción a pozos afectados por el patrón de inyección) Generalidades del yacimiento y piloto de inyección En la Tabla 3-1 se presentan información básica del yacimiento perteneciente al campo objeto de estudio: Tabla 3-1: Resumen propiedades de yacimiento. PROPIEDAD MEDICIÓN RANGO DE PERMEABILIDAD (md) RANGO DE POROSIDAD (%) ESPESOR (ft) SW INICIAL (%) TEMPERATURA ( F) PRESIÓN (psi) MECANISMO PRIMARIO Gas en solución (Cp) PRESIÓN INICIAL (psi) FT TVDSS PRESIÓN ACTUAL (psi) FT TVDSS

65 Prueba piloto inyección de polímero 53 El piloto de inyección de polímero cuenta con un pozo inyector y cinco pozos productores afectados como frente de primera línea. El área patrón es de 40 acres el cual presenta un esquema de cinco puntos invertido. Se estima una presión entre 1000 y 2200 psi, esto debido a las limitaciones operacionales que presentan la facilidades disponibles en campo. En lo que respecta al polímero a ser utilizado, partiendo de los resultados obtenidos en la etapa experimental se seleccionó el polímero utilizado en la muestra 12, de acuerdo a sus resultados en lo que respecta a viscosidad, compatibilidad, degradación mecánica, estabilidad termo-química y eficiencia de barrido. Finalmente, para la prueba piloto se estima un caudal de inyección entre 2500 y 4000 bpd con una concentración de la solución polimérica entre 1500 y 2500 ppm a condiciones de superficie y con una viscosidad en cabeza de pozo inyector entre 30 a 40 centipoises. 3.2 Monitoreo piloto de inyección Con el objetivo de mantener un adecuado control sobre las variables de inyección que permitan mantener la calidad y eficiencia de la solución polimérica se estableció un programa de monitoreo el cual se muestra en la Tabla 3-2.

66 54 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Tabla 3-2: Programa de monitoreo y seguimiento piloto de inyección de polímero Programa de monitoreo y seguimiento Cumplimiento Actual Frecuencias Planeado Frecuencia en pruebas de producción Quincenal Quincenal Frecuencia Gradientes dinámicos de presión en pozos con sensor. Diario Diario Frecuencia de Perfiles de inyección Trimestral Trimestral Frecuencia de Perfiles de producción Semestral Seguimiento de eventos en pozos inyectores Diario Diario Seguimiento de eventos de planta de inyección Diario Diario Pruebas Fall-Off Anual Anual Seguimiento calidad de agua de inyección Sólidos suspendidos, Grasas y aceites Semanal Semanal H 2 S, CO 2 Semanal Semanal O 2, Ph,Fe Semanal Semanal Bacterias, Turbidez Semanal Semanal Tamaño de partículas Semestral La inyección de agua en el pozo inyector se inició el día 29 de junio de 2015; el día 20 de septiembre de 2015 comenzó la inyección de agua mejorada con un caudal de 5991 BPD. Durante el periodo de evaluación Septiembre de 2015 a Septiembre de 2016 se han presentado los siguientes eventos que ha impacto el piloto de inyección de polímero como se muestra en la Figura 3-1.

67 Prueba piloto inyección de polímero Limpieza de la PSU para evitar taponamiento. 2. Malas condiciones de la calidad de agua, se realiza limpieza de líneas y tanques (PSU) y se baja la concentración de polímero de 2000 a 1400 ppm. 3. Se normaliza la viscosidad a valores aproximados de 30 cp. Se incrementa concentración de solución polimérica final a 2000 ppm y caudal a 6000 bls. 4. Se realiza limpieza de la válvula de dosificación de la PSU y al tornillo rebanador. 5. Por problemas de orden público se suspende la inyección de polímero en el pozo inyector. Figura 3-1: Comportamiento de las variables de inyección periodo Septiembre 2015 a Septiembre La presión de inyección en cabeza de pozo al inicio de la inyección se mantuvo estable en 0 psi, a principios del año 2016 esta presión en cabeza comenzó aumentar y actualmente se encuentra alrededor de los 70 psi

68 56 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Respecto a los parámetros de calidad de la solución polimérica, en términos generales se evidencia que parámetros como presión de inyección, concentración de la solución polimérica, viscosidad final, relación de filtrabilidad y la conductividad presentan valores estables y en rangos técnicos que permiten una buena estabilidad de la solución polimérica. Sin embargo, se evidencia que en dos ocasiones el agua de preparación no se encuentra en parámetros de calidad afectando la estabilidad de la solución polimérica (Figura 3-2). 1. Agua de planta de tratamiento en malas condiciones para preparación de solución polimérica 2. Se incrementa concentración de sln final a 2000 ppm y caudal a 6000 bls 3. Se recibe agua turbia, Viscosidades a 8 cp. 4. Limpieza de líneas. Figura 3-2: Comportamiento propiedades de la solución polimérica para el periodo Septiembre 2015 a Septiembre 2016.

69 Prueba piloto inyección de polímero 57 Además del control de parámetros a nivel de superficie en lo que respecta a la calidad de fluidos, solución polimérica y parámetros de operación, es importante contar con un monitoreo y control de las variables en fondo de pozo que están relacionadas con las propiedades petrofísicas del yacimiento. Para tal fin, en el mes de octubre de 2015 se realizó la toma de registros de perfiles de inyección mediante la implementación de dos tipos de tecnologías: Microtorque (MILT), ésta tecnología se basa en las temperaturas transientes, es decir la transición de las temperaturas registradas a través del tiempo de un estado (Pozo inyectando) a otro estado (Pozo cerrado, estático); y Fibra Óptica (DTS), el cual consiste en caracterizar el transiente que se da entre el periodo de inyección y el periodo de cierre, realizando mediciones de temperatura cada 0.83 ft a lo largo de todo el pozo. En el primer registro MILT se observa que el agua inyectada tiene su zona preferente en la subunidad A_4 (47.2%), seguida A_5 (19.8%) y A_2 (16%). En el segundo registro (DTS) reportó que su zona preferente es la subunidad A_4 (45.5%), seguida A_5 (19.1%) y A_2 (15.7%). Comparando estos resultados con los obtenidos en el ILT del mes de Agosto de 2015, estas tecnologías presentan mayor detalle en la distribución de la inyección (Figura 3-3). De acuerdo a lo anterior, en el pozo inyector se tiene el siguiente perfil de distribución de la solución polimérica en las capas del yacimiento como se muestra en la Tabla 3-3. Tabla 3-3: Distribución de caudales de inyección de solución polimérica de acuerdo al perfil de inyección. Capa Qwi Requerido 5000 BPWD Velocidad BWPD Registros ft/dia A_ A_ A_ A_ A_ A_

70 58 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro Figura 3-3: Comparación registros perfil de inyección pozo inyector de polímero. De acuerdo a los resultados obtenidos (Tabla 3-4), se evidencia que los volúmenes porosos inyectados con corte al mes de agosto de solución polimérica son bastantes bajos (Figura 3-4), de tal manera es posible que el frente de desplazamiento no sea lo suficientemente robusto en el yacimiento y por esta razón aun no sean tan evidente y eficaz la eficiencia de barrido en el yacimiento y por ende el factor de recobro aun sea bajo.

71 Prueba piloto inyección de polímero 59 Tabla 3-4: Volúmenes porosos de solución polimérica necesarios por capa de yacimiento versus volúmenes porosos inyectados con corte a Agosto de ILT - DTS A_6 A_5 A_4 A_3 A_2 A_1 A7 VP [MMbbl ] Área [acre] WiCum [Mbbl] VPI [fr] Q real [bwpd] Figura 3-4: Volúmenes porosos de solución polimérica inyectados en el tiempo.

72 60 Evaluación prueba piloto de inyección de polímero en un yacimiento de crudo extra pesado para mejorar el factor de recobro 3.3 Evaluación de volúmenes incrementales de aceite La Figura 3-5 muestra el comportamiento de producción que presentaron los pozos que se encuentran bajo el patrón de inyección de la solución polimérica. 1. Inicio inyección de agua en pozo X1 cercano al pozo inyector de polímero el cual en ese momento era un pozo productor de aceite (Pozo X2). 2. Conversión de pozo X2 a pozo inyector e inicio de inyección de agua. 3. Instalación de sarta selectiva en el pozo X1 con el fin de mejorar perfil de inyección. 4. Inicio inyección de polímero en el pozo X2. 5. Limpieza de líneas. Figura 3-5: Producción acumulada de los 5 pozos que conforman el patrón de inyección.