Sanchezmedina
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Sanchezmedina
FACULTAD DE INGENIERÍA
T E S I S
MAESTRO EN INGENIERÍA
TUTORES:
DR. JESÚS RIVERA RODRÍGUEZ
DR. FERNANDO SAMANIEGO
VERDUZCO
DR. SIMÓN LÓPEZ RAMÍREZ
2010
JURADO ASIGNADO:
TUTOR DE TESIS:
MA
AGRADECIMIENTOS:
A PETRÓLEOS MEXICANOS
POR EL INTERÉS EN PREPARAR A SU PERSONAL TÉCNICO.
A MIS HERMANOS:
PEDRO,
CANDELARIA,
MARTINA,
ROSA ISELA,
IGNACIO,
VICENTE, Y
MARÍA DE JESÚS
POR SU CARIÑO.
Resumen. 1
I. Introducción. 3
i
CONTENIDO
Nomenclatura. 191
Referencias. 194
1
RESUMEN
El Bloque A del campo Ogarrio es uno de los campos importantes del Activo, se
localiza en la porción occidental del estado de Tabasco dentro de la provincia geológica
de las Cuencas Terciarias del Sureste. La estructura es un anticlinal alargado orientado
de Noroeste a Sureste formado por intrusión salina. La zona productora se encuentra
en la formación Encanto a profundidades de 1500 a 2500 m y esta constituida por
secuencias de arenas-lutitas; los yacimientos se encuentran sellados en la parte
superior por cuerpos arcillosos y lateralmente por cambio de facies, acuñamientos,
RESUMEN
2
INTRODUCCIÓN
Las regiones petroleras de nuestro país tienen muchos campos maduros que en
el mejor de los casos algunos pocos han sido explotados por recuperación secundaria,
y en casos excepcionales se ha probado la Recuperación Mejorada, sin que se llegue a
aplicar a escala de campo; por lo que aún se tiene cantidades considerables de
hidrocarburo remanente factible de ser explotado por algún mecanismo de
Recuperación Mejorada.
Los campos petroleros que administra el Activo Cinco Presidentes han sido
explotados por comportamiento primario y por inyección de agua como método de
Recuperación Secundaria, por lo que se cuenta con infraestructura instalada para
inyección de agua, y se tienen proyectos para continuar la inyección de agua en áreas
nuevas de dichos campos. En este sentido se pensó en primera instancia en la
posibilidad de mejorar la eficiencia de desplazamiento del agua de inyección con la
adición de agentes químicos aprovechando la infraestructura instalada.
Aunque la bondad del álcali no se obtiene en todos los crudo; sólo algunos tipos
de crudos con cantidades suficientes de compuestos ácidos orgánicos son idóneos para
reaccionar con el álcali y lograr las bondades anteriores. Por esta razón, se ha tomado
como objetivo de este trabajo analizar la factibilidad de aplicación de la Recuperación
Mejorada por inyección de Alcali, Surfactante y Polímero (ASP), en un campo petrolero
de la Región Sur, efectuando mediciones básicas en el laboratorio utilizando muestras
representativas de la roca y fluidos del yacimiento, que de forma rápida y económica
apoyen en la determinación de continuar con un programa detallado de evaluación del
ASP.
II.- REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA
REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA
- A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado
durante la recuperación secundaria no penetra, debido a su baja permeabilidad,
o porque el patrón de inyección de los pozos no es el favorable. Esto ocasiona
que los fluidos inyectados sigan caminos preferenciales.
6
Tabla 2.1. Métodos de Recuperación Mejorada, Taber, et al.7
Hidrocarburos > 23 41 < 3 0.5 Alto porcentaje > 30 80 Arenisca o Delgado a menos NC > 4000 NC
de C2 a C7 carbonato que tenga echado
CO2 > 22 36 < 10 1.5 Alto porcentaje > 20 55 Arenisca o Amplio rango NC > 2500 NC
de C5 a C12 carbonato
Gases Inmiscibles > 12 < 600 NC > 35 70 NC NC si existe NC > 1800 NC
echado y/o
buena
permeabilidad
vertical
Térmico Mecánico
Combustión > 10 16 < 5000 Algunos > 50 72 Arena / > 10 > 50c < 11500 3500 > 100 135
€ ? † componentes arenisca
1200 asfalticos
Vapor > 8 a 13.5 €? < 200000 NC > 40 66 Arena / > 20 > 200 2540 < 4500 1500 NC
† arenisca d
4700
Extracción 7 a 11 Cero flujo en frio NC > 8%wt arena Arena > 10e NC > 3 : 1 relación NC
superficial bituminosa de sobrecarga /
arena
NC = No Crítico
Los valores subrayados representan el valor promedio para los proyectos de campo actuales.
b: > 3 md para algunos yacimientos de carbonatos si solo se quiere barrer el sitema de
fracturas c: Transmisibilidad > 20 md-ft/cp
d: Transmisibilidad > 50 md-ft/cp
e: Ver profundidad
800,000
700,000
600,000
500,000
Producción (BPD)
400,000
300,000
200,000
100,000
0
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
Térmicos Químicos
11.0
11.0 10.5
10.5
2.5
billones
billones billones
billones
2.5
billones 6.5
billones
5.5 6.5
billones billones
6.0
6.0 5.5
billones
billones billones
Avance tecnológico, 27.5 billones de bls Implementación de tecnología, 14.5 billones de bls
En un medio poroso, esto es, a nivel microscópico, las características del flujo y
distribución de los fluidos residentes, están determinadas por las interacciones entre la
roca y las diferentes fases presentes. Las interacciones roca-fluidos y fluido-fluido que
gobiernan el comportamiento, y por tanto la eficiencia de un proceso de inyección de
agua son en general:
Tensión Interfacial.
Mojabilidad.
Presión Capilar.
Permeabilidades relativas.
Relación de viscosidades.
12
III.- ASPECTOS DE LA INYECCIÓN DE AGUA
La interfase entre dos fases inmiscibles es una región de solubilidad limitada, que
en la mayoría de las situaciones, sólo es de un espesor correspondiente al de algunas
moléculas. Puede visualizarse como un límite entre las fases que se presenta debido a
que las fuerzas de atracción que existen entre las moléculas que se encuentran en una
misma fase, son mayores que las fuerzas de atracción entre moléculas pertenecientes a
fases diferentes2.
r
Línea de rompimiento
V
AGUA AGUA
14
medida que ésta se aproxima a la presión crítica de 2420 psia para un sistema metano-
pentano a 100 ºF (38 ºC).
Tabla 3.1. Valores de Tensión Interfacial para aceites crudos a T = 77 ºF, Willhite. 2
Viscosidad Tensión
del aceite Interfacial
Campo Formación Estado (cp) (dinas/cm)
West Delta Offshore Louisiana 30.4 17.9
Cayuga Woodbine Texas 82.9 17.9
Fairport Lansing Kansas 5.3 20.8
Bayou Choctaw Louisiana 16.1 15.6
Chase-Silica Kansas City Kansas 6.7 19.6
Hofra Paleoceno Libya 5.1 27.1
Black Bay Mioceno Louisiana 70.8 17.7
Bar-Dew Bartlesville Oklahoma 9.0 17.7
Bar-Dew Bartlesville Oklahoma 6.8 21.4
Eugene Island Offshore Louisiana 7.4 16.2
Cambridge Second Berea Ohio 15.3 14.7
Grand Isle Offshore Louisiana 10.3 16.1
Bastian Bay Uvigerina Louisiana 112.2 24.8
Oklahoma City Wilcox Oklahoma 6.7 20.1
Glenpool Glen Oklahoma 5.1 24.7
Cumberland McLish Oklahoma 5.8 18.5
Allen Distric Allen Oklahoma 22.0 25.9
Squirrel Squirrel Oklahoma 33.0 22.3
Berclair Vicksburg Texas 44.5 10.3
Greenwood-Waskon Wacatoch Louisiana 5.9 11.9
Ship Shoal Mioceno Louisiana 22.2 17.3
Gilliland - Oklahoma 12.8 17.8
Clear Creek Upper Bearhead Louisiana 2.4 17.3
Ray Arbuckle Kansas 21.9 25.3
Wheeler Ellenburger Texas 4.5 18.2
Rio Bravo Rio Bravo California 3.8 17.8
Tatums Tatums Oklahoma 133.7 28.8
Saturday Island Mioceno Louisiana 22.4 31.5
North Shongaloo-Red Tokio Louisiana 5.2 17.7
Elk Hills Shallow Zone California 99.2 12.6
Eugene Island Mioceno Louisiana 27.7 15.3
Fairport Reagan Kansas 31.8 23.4
Long Beach Alamitos California 114.0 20.5
Colgrade Wilcox Louisiana 360.0 19.0
Spivey Grabs Mississippi Kansas 26.4 24.5
Elk Hills Shallow Zone California 213.0 14.2
Trix-Liz Woodbine A Texas 693.8 10.6
St. Teresa Cypress Illinois 121.7 21.6
Bradford Devónico Pennsylvania 2.8 9.9
Huntington Beach South Main Area California 86.2 16.4
Bartlesville Bartlesville Oklahoma 180.0 13.0
Rhodes Pool Mississippi Chat Kansas 43.4 30.5
Toborg - Texas 153.6 18.0
1.0
Datos de Stegemeier Datos de este estudio
0.8
0.4
0.2
0.0
2000 2100 2200 2300 2400
Presión (psia)
III.1.2.- Mojabilidad.
AGUA
os
ws
SOLIDO
(3.1)
cos
os ws wo
c
A la fecha os y ws no pueden medirse directamente. Sin embargo, wo y c, si
pueden determinarse independientemente en el laboratorio, siendo estos parámetros
los que proporcionan una medida de la mojabilidad de la roca.
Clasificación de la Mojabilidad.
Esto implica que 0º < c < 90º, lo que equivale establecer que para c < 90º, la
roca es preferentemente mojable por el agua.
Lo que implica que 90º < c < 180º, lo que equivale establecer que para c > 90º,
la roca es preferentemente mojada por el aceite.
Lo que implica que c = 90º, siendo este el caso de mojabilidad neutra, en la que
ninguno de los dos fluidos tiene preferencia para mojar la roca.
Caso 4: c = 0º
Caso 5: c = 180º
OW ACEITE O
AGUA W
Angulo de Yacimientos
Yacimientos Total de
contacto silicatos
carbonatos Yacimientos
(grados) (arenas)
Mojado por
0 a 75 13 2 15
agua
Mojabilidad
75 a 105 2 1 3
intermedia
Mojado por
105 a 180 15 22 37
aceite
La mojabilidad de la roca por aceite se explica por la presencia de componentes
polares en el crudo. Estos componentes polares, aparentemente de tipo asfáltico, se
adsorben sobre la superficie de la roca y tienden a hacerla mojada por aceite. Este
efecto depende también de la naturaleza de la roca; es decir, si es predominantemente
de sílice, carbonato o arcilla; por lo tanto, no es posible determinar sólo por la
composición de un crudo la mojabilidad que presentará al contacto con una roca.
Fluido mojante
Fluido no mojante
Matriz de la roca
50
100
IRRUPCION DEL AGUA
80 40
60 30
40 20
FUERTEMENTE
MOJADO POR AGUA
FUERTEMENTE
20 MOJADO POR ACEITE 10
0 0
0 1 2 3 10
AGUA INYECTADA (VP)
Determinación de la Mojabilidad.
a) Angulo de contacto.
b) Método de Amott.
c) Indice de Mojabilidad USBM.
d) Combinación de los métodos Amott/USBM.
Vwsp
o
V (3.2)
wt
Vosp
w (3.3)
V ot
I
Vosp Vwsp (3.4)
o
AH
Vot Vwt
w
a o
b c
-10 -10 o -10 o
0 100 0 100 0 100
SATURACION DE AGUA PROMEDIO (%) SATURACION DE AGUA PROMEDIO (%)
o
1
6
pc 0 3 5
pc pnm pm (3.5)
o ws w os (3.6)
0
pc po
p 2 ow cos c (3.7)
w r
os ws
po pw
Aceite Agua
osws
En esta expresión r1 y r2 son los radios de curvatura de la interfase, para los que se
debe considerar lo siguiente: (1) si lo radios se encuentran en el mismo lado de la
interfase, como en el tubo capilar, ambos son positivos; (2) en caso contrario, el radio
menor es positivo y el radio mayor negativo; (3) para un tubo capilar uniforme de radio r,
r1 y r2 son igual a r/cos .
De la ecuación 3.8 puede notarse que cuando los radios de curvatura tienden a
infinito, es decir, se tiene una interfase plana, entonces 1/r1 y 1/r2 tienden a cero, por lo
que pc = 0; Lo contrario sucede cuando r1 y r2 son muy pequeños, como en el caso de
rocas muy compactas, en donde la pc es muy grande, del orden de 10 a 100 psi.
Cuando los fluidos son miscibles no existe interfase, por lo que pc = 0.
ko kw
kro ; krw ; krg kg (3.9)
k k k
48
40
Presión capilar (cm de Hg)
VENANGO
VENANGO NUCLEO
NUCLEO VL-2 K =VL-2
28.2 md
K = 28.2 md
32
Drene
Imbibición Drene
Imbibición
24
16
1
2
8
0
0 20 40 60 80 100
Saturación de agua (%)
100
PERMEABILIDAD RELATIVA (%)
80
DRENE
60
40
20 IMBIBICION
0
0 20 40 60 80 100
SATURACION DE LA FASE MOJANTE (%)
kf
(3.10)
f
f
Para un proceso de desplazamiento inmiscible agua-aceite, se definen la
movilidad al agua y la movilidad al aceite, como sigue:
kw
(3.11)
w
w
ko
(3.12)
o
o
Se puede deducir que las movilidades son función de la saturación de agua, Sw,
debido a que las permeabilidades Ko y Kw, son función de Sw. El cociente de ambas
movilidades se conoce como Relación de Movilidades, M:
w
M
(3.13)
o
En la ecuación 3.13, la movilidad del agua, w, debe evaluarse a las condiciones
movilidad del aceite, o, deberá evaluarse a condiciones de Swc existente en la región
del banco de petróleo.
k k
M w
o o rw (3.14)
w ko w kro
a) Antes de iniciarse la inyección de agua, las saturaciones de los fluidos (Swc, Soi)
son uniformes a lo largo del medio poroso, 0 x L.
Aceite inicial
Sw
Agua intersticial
0
a. Condición b. Punto intermedio
inicial
1
Aceite residual
Sw
0
0 0.4 0.8 0 0.4 0.8
X/L X/L
c. Irrupción del agua d. Al final del desplazamiento
Figura 3.13. Distribución de saturaciones en cuatro etapas de un
desplazamiento lineal de petróleo por agua.
Teoría del Flujo Fraccional.
o kw
En unidades prácticas:
kkro A ⎛ pc ⎞
1 0.001127 ⎜ 0.433Δsen ⎟
q L
t ⎝ ⎠
f w o k
(3.16)
1 w k o
o w
o kw
1
fw (3.19)
k
1 w o
o kw
1
fw (3.20)
k
1 w ro
o krw
La ecuación 3.20 también puede obtenerse de una forma más simple a partir de
la definición de fw, como el gasto de agua entre el gasto total:
fw qw
(3.21)
qw qo
⎝ ⎠Sw ⎝ w ⎠t
qt fw
x (3.23)
A sw
En la Figura 3.15, la recta ac, describe los cambios en Sw desde Swi hasta Swf
(saturación de agua en el frente de desplazamiento), que corresponde a los puntos a y
b,f de la Figura 3.14 respectivamente; el flujo fraccional entre este límite, va de 0 hasta
fwf. La parte de la curva cd representa los cambios desde Swf hasta 1-Sor, que
corresponde a los valores de flujo fraccional de fwf hasta 1, que corresponde a la curva
ahb de la Figura 3.14. Por otra parte, se ha demostrado que al prolongar la recta
tangente hasta interceptar la recta fw = 1, se obtendrá un valor de Sw que corresponde al
valor de saturación media atrás del frente, en el momento de la irrupción, Swbt.
1
a
h b
Sw Ac
d
e A g
f
0
0 1
X/L
Figura 3.14. Perfil de saturación de agua.
f e d
1
Sor
k kro ⎛⎜Pc⎞⎟
fw ut μo ⎝ x⎠
a
0
0 Swi
Swf Swbt Swu 1
soi
Boi s
o
B
E o Doi s (3.24)
sw swi (3.25)
ED 1 s
wi
Eficiencia de desplazamiento areal, EA. Se mide sobre un plano horizontal
representativo del área del yacimiento, y se define como el cociente del área puesta en
contacto con el fluido inyectado a un tiempo determinado, dividida entre el área del
patrón. Es fuertemente influenciada por la relación de movilidades, y la presencia y tipo
de heterogeneidades existentes en el yacimiento.
EV EA EVt (3.26)
⎛ 2 ow cos
⎞ p (3.27)
⎜ ⎟
⎝ r ⎠
Por lo tanto, para un sistema preferentemente mojado por agua (0º < < 90º), a
menor r (poros pequeños), mayor potencial de flujo y por lo tanto mayor gasto. Esto
implica, que en un medio poroso como el descrito anteriormente, el frente de
desplazamiento no sea uniforme y que el agua se mueva más rápido que el aceite. A
este efecto se le conoce como rebasamiento viscoso y genera la digitación del agua de
inyección.
Lw1 Lo1
pw1 po1 q1 r1
qw pA pB qo
pw2 po2q2r2
Lw2 Lo2
Donde:
pA – pw1: es la caída de presión por flujo viscoso en el agua.
pw1 – po1: es la presión capilar.
po1 – pB: es la caída de presión por flujo viscoso en el aceite.
8v
pp L 2 cos
(3.29)
1
L wo
A B w w1 o o1
r
1
2
r1
Lw1
w
Lo1 (3.30)
L
(3.31)
pp
8Lv 2 wo
cos 1
(3.32)
A B
r12 r1
⎛1 r ⎞2 r 2 cos ⎛ 1 1 ⎞
v v ⎜ ⎟ wo 1 ⎜ ⎟
(3.34)
1 2
r
⎝ 2⎠ 4 ⎝ r2 ⎠
L r1
De lo anterior queda demostrado que las velocidades en los poros son diferentes, por lo
que se puede concluir lo siguiente:
F v
k w w 6r (3.35)
L
⎛ cos cos ⎞
p p p 2 ⎜2 1 ⎟ (3.36)
c o w wo
⎝ r2 r1 ⎠
2re
Agua .r 1 Aceite .
r2
2
1
Figura 3.17. Modelo de poro convergente-divergente.
De la Figura 3.17, puede inferirse que a medida que el glóbulo de aceite avanza
hacia la parte convergente del poro, el radio delantero r2 de la interfase agua-aceite
disminuye, por lo que la presión capilar aumenta de acuerdo a la ecuación 3.36, de
hecho, la presión capilar máxima se tiene cuando r2 es igual al radio del
estrangulamiento re.
46
IV.- ANTECEDENTES DE LA INYECCIÓN COMBINADA DE ÁLCALI, SURFACTANTE Y POLÍMERO (ASP)
ACEITE K1
AGUA K2
ACEITE
K3
K2 > K3 > K1
DESPLAZAMIENTO POLIMERICO
ACEITE K1
SOLUCION POLIMERICA
K2
K3
EL DESPLAZAMIENTO POLIMERICO PROPORCIONA UNA RELACION DE MOVILIDAD FAVORABLE
INYECTOR INYECTOR
a) Mejoramiento de la eficiencia.
INYECCION DE AGUA CON RELACION DE
MOVILIDAD DESFAVORABLE
b) Mejoramiento de la eficiencia
de barrido areal de barrido vertical.
Los polímeros que solo contienen monómeros de una sola composición química
se conocen como “homopolímeros”, mientras que los polímeros que contienen
monómeros de dos o más tipos químicos diferentes se conocen como “copolímeros”.
Poliacrilamida.
48
Tabla 4.1. Comparación general de las propiedades de polímeros solubles en agua a.33
Viscosidadb Estabilidad a
(@ 40 lbm/1000 las enzimas Residuos al
gal y 300 rpm) Estabilidad a Tolerancia a Estabilidad al (degradacion rompimiento
Polímero (cp) la agitaciónc la sald pH ácidoe biologica)e del gelf Aplicaciones
CMC
(Carboximetil 55 3 IC NS NS RF Fluidos de perforación
celulosa)
a
Estas propiedades fueron determinadas usando polímeros representativos de cada clase. El cambio de los polímeros
especificados podría alterar substancialmente las propiedades listadas. Esta tabla es una descripción generalizada y no una lista
rígida de especificaciones.
b
La viscosidad se obtuvo con el polímero en agua fresca. Cambiando el peso molecular, el grado de substitución, los moles de
substitución o la naturaleza de los monómeros en el copolímero, alterará drásticamente la viscosidad.
c
El orden de estabilidad al agitado: 1 el menos estable, 3 el más estable. La viscosidad de la goma xantana no se reduce
permanentemente por agitación.
d
C= compatible, IC=incompatible, MC=moderadamente compatible.
e
NS=no estable, MS= moderadamente estable, S=estable.
f
R=residuos presentes, RF=libre de residuos.
por una cadena muy larga del monómero acrilamida, el cual al combinarse
químicamente produce la cadena polimérica mostrada en la Figura 4.2. El peso
molecular promedio de las poliacrilamidas disponibles en el mercado se encuentra en el
rango de 1 a 10 millones.
CH CH CH CH CH CH2
2 2
C= C= C=
O O O
CH CH CH CH CH CH2
2 2
C= C= C=
O O O
NH2 O NH2
Na+
Los iones de Ca2+ tienen mayor efecto negativo que los iones de Mg2+.
A temperaturas > 70ºC (> 158ºF) las poliacrilamidas están limitadas a salinidades
menores a 200 ppm de Ca2+. De 60 a 70ºC (140 a 158ºF), su desempeño
depende principalmente de la concentración de iones divalentes y del peso
molecular del polímero
La degradación de la xantana es independiente de los iones divalentes, pero es
función de la temperatura. Está limitada a aplicaciones < 70ºC (< 158ºF)
Ninguno de los polímeros naturales estudiados tiene estabilidad aceptable a
90ºC (194ºF).
100
90 Goma xantana
80
70
Viscosidad (cp)
60 Poliacrilamida (HPAM)
50
40
30
20
Hidroxietil Celulosa (HEC)
10
0
0 800 1600 2400 3000
Concentración de polímero (ppm)
Figura 4.5. Viscosidad vs concentración de polímero:
velocidad de corte 7.3 s-1, 1% NaCl a 74ºF.31
Agua destilada B
A
100
Viscosidad (cp)
10
3% NaCl B
A
1
0.01 0.1
1.0 10 100
Velocidad de corte (seg-1)
Todos los polímeros bajo condiciones de alta velocidad se ven afectados por la
degradación mecánica; sin embargo, la poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM)
es la más susceptible, particularmente si se encuentra en un ambiente de alta salinidad.
La Figura 4.7 ilustra el efecto de la degradación mecánica. La Tabla 4.2 resume la
susceptibilidad de los polímeros a los diferentes tipos de degradación
Los fluidos Newtonianos presentan una relación lineal entre el esfuerzo cortante
y la velocidad de corte dada por la ecuación 4.1, que es la Ley de Newton de la
viscosidad. La constante de proporcionalidad ( ) en la ecuación mencionada es la
viscosidad del fluido.
dv
S
dy . (4.1)
R
Tabla 4.2. Degradación de polímeros y sus causas.22
Susceptibilidad
Tipo de degradación Poliacrilamida Goma xantana Causa Comentarios
Los cationes Na+, Iones divalentes son
química alta moderada
Ca++, Mg++ más dañinos
Iones de metales de Agravado por alta
química alta alta
transición temp. y alto pH
Oxígeno y agentes Agravado por alta
química alta alta
oxidantes temperatura
Agravado bajo
Hidrólisis por
condiciones
química alta alta compuestos ácidos o
aeróbicas o alta
bases
temperatura
Agravado bajo
térmica alta>250°F alta>160°F Alta temperatura condiciones
aeróbicas o alto pH.
Agravado por temp.
Bacterias, hongos,
microbial moderada alta bajas y/o
levadura
condiciones
aeróbicas
Agitación intensa y
alta velocidad en Agravado
mecánica/agitado alta baja válvulas, orificios, por cationes
formaciones de baja di- y
permeabilidad trivalentes
Los fluidos no-Newtonianos son aquellos cuyo comportamiento no muestra una
proporcionalidad directa entre la velocidad de corte y el esfuerzo cortante aplicado; la
viscosidad de estos fluidos varía por muchos órdenes de magnitud con cambios en la
velocidad de corte o en el esfuerzo cortante bajo condiciones isotérmicas. Para estos
casos se define una viscosidad aparente (a) que varía con la velocidad de corte:
a SR . (4.2)
Sólido Elástico
Newtoniano
0
Dilatante
Fluido inviscido
dvx
Velocidad de corte, (o S )
R
dy
KS Rn , (4.3)
n
R KS .
KS n1
(4.4)
a R
SR SR
Log. Viscosidad aparente, a
0.6
Carbonato de calcio (0.4% Ca++ adicionado a la solución de NaCl)
•
Adsorción de polímeros (mg/m2)
•
•
0.4
◦ •
◦ Carbonato de calcio
◦ ◦ ◦
◦
◦
◦
0.2
Sílice
▫ ▫▫ ▫
0
0 50 100 150 200
Concentración de polímero en equilibrio (ppm)
Figura 4.10. Isoterma de adsorción para HPAM (M) de una solución de cloruro
de sodio al 10% sobre carbonato de calcio y sílice, Smith 38.
Algunos investigadores proponen que la adsorción de moléculas del polímero
ocurre en forma de una capa que recubre los granos de la roca, Figura 4.12. Debido a
la naturaleza hidrofílica de esta capa, al pasar el agua la capa tiende a incrementar su
volumen, reduciendo así la permeabilidad efectiva al agua; en cambio, cuando fluye el
aceite no ocurre este hinchamiento.
1.0
Adsorción de Polímero (mg/m2)
0.1
0.01 O
0.001
0.1 1.0 10 100
Concentración de NaCl (%)
Figura 4.11. Efecto de la salinidad sobre la adsorción del HPAM en el sílice, Smith 38.
Figura 4.12. Las moléculas de polímero adsorbidas reducen el diámetro de los poros en
una arenisca. Las moléculas adsorbidas son rodeadas por el solvente 34.
Entrampamiento. Este mecanismo se presenta en canales de flujo en el medio
poroso cuya entrada es ligeramente mayor al tamaño medio de la molécula de
polímero, de forma tal que ésta puede entrar al poro, pero si la salida del canal posee
un diámetro menor al de dicha molécula, entonces ésta no podrá salir, quedando
atrapada en el canal. Debido a la naturaleza hidrofílica de la molécula existirá una
restricción al flujo del agua, pero el aceite todavía podrá fluir en dicho canal (se supone
que todavía existe dentro del canal cierto espacio libre para el flujo). Es conveniente
diferenciar este mecanismo del correspondiente al taponamiento del medio poroso, ya
que este último es un bloqueo irreversible de los canales de flujo, impidiendo todo tipo
de movimiento de fluidos.
abC
Cˆ 1 1 , (4.5)
1 b1C
Donde:
Ĉ = adsorción de polímero
C = concentración de polímero en la solución
a1, b1 = constantes.
CONCENTRACION, FRACCION
0. 5 SAL
● ●
POLIACRILAMIDA ●●
OOOOO ● ●
0. 4
O O ●
OO ●
O ●
0. 3 ● ●
O ●
●O ●
0. 2 ●●
●
O ●
O
0. 1 OO
●
●●
O OOO O
●
O
0 O O ●●● ● ● ● ● ● ● ● O OO
Este volumen poroso inaccesible consiste de aquella parte del medio poroso
cuyo diámetro medio de poro es menor que el diámetro medio de la molécula de
polímero. Esta porción de poros está disponible para el flujo del agua (roca
preferentemente mojable por agua), pero no para la solución polimérica, por lo que la
porosidad efectiva al flujo del agua es mayor que la correspondiente a la solución
polimérica, lo que ocasiona que la velocidad de flujo del polímero sea mayor que la
correspondiente al agua. El tamaño de poro puede determinarse a partir de las curvas
de presión capilar, tensión interfacial y ángulo de contacto:
2 cos
r . (4.6)
pc
Reducción de la Permeabilidad.
w kw p
R . (4.7)
p w k p
Factor de resistencia, R
10
500 ppm
150 ppm
2
1 10
Velocidad superficial, vc (m/dia)
(1-Sor)
Saturación de Agua, Sw
Sw4
Sw3
Solución Polimérica a concentración de inyección
Sw2
Agua congénita y agua de la solución sin polímero
(Swl-Swc)
Agua congénita
0
0 Distancia desde el pozo inyector L
Sw q ⎛ f w ⎞
0. (4.9)
t A ⎜ x ⎟
⎝ ⎠
Para la solución polimérica:
Ca q
S C C 0. (4.10)
f
t w t A x w
⎛ dC ⎞ C qf w C
S a 0. (4.11)
⎜ ⎟
⎝ w dC ⎠ t A x
⎛ f ⎞ w4 f .
S C ⎞ (4.12)
⎝⎜ ⎟w ⎠Sol . po lim erica ⎛
w
⎜S i ⎠⎟
w4
⎝ C
La relación entre los frentes de la solución polimérica y del agua que ha perdido
polímero es:
f w4
f w4 f w3
Sw4 Sw3 . (4.13)
⎛ C⎞
⎜S a ⎟
Ci ⎠
w4
⎝
⎛ f ⎞
w2 f .
⎜ ⎟ w (4.14)
S Sw
Agua congenita Sw2 Sw1
Sw2
Aceite residual
Aceite residual Aceite
Aceite
Banco
Banco de aceite
de aceite
Banco
Banco de y aceite
de agua
Agua Bancode de agua y aceite
Agua dede
inyección Banco polímero
inyección polímero
Agua
Agua
Agua Agua congénita
congénita
acondicionamiento o preparación, tras del cual va el bache de polímero, para terminar con
otro bache de agua que desplaza al banco de polímero.
Desde hace tiempo se ha reconocido que las fuerzas capilares son las
responsables de las grandes cantidades de aceite que se quedan atrapadas en las zonas
barridas por el agua de inyección, y que estas fuerzas capilares son resultado de la
tensión interfacial generada en los desplazamientos inmiscibles agua-aceite. Se ha notado
que disminuyendo la tensión interfacial agua-aceite se mejora la eficiencia del proceso
inmiscible. En 1927, H. Atkinson obtuvo la primera patente que incluía la adición de un
cáustico o álcali (hidróxido de sodio) al agua de inyección, con el propósito de disminuir la
tensión interfacial entre los fluidos desplazante y desplazado, y aumentar así la
recuperación de aceite. Posteriormente, otros investigadores han propuesto el empleo de
otras sales, tales como el carbonato de sodio, el silicato de sodio y soluciones diluidas de
hidróxido de sodio y potasio, entre otros, con el mismo fin.
Los álcalis son sales inorgánicas que tienen la característica de tener un valor de
pH muy alto. Los álcalis más comúnmente empleados como aditivos al agua de inyección
son el hidróxido de sodio, el hidróxido de amoníaco, el hidróxido de potasio, el ortosilicato
de sodio, el fosfato trisódico, el carbonato de sodio y el silicato de sodio. La Tabla 4.4
enlista algunas características de estos álcalis. De estos aditivos, el hidróxido de sodio y el
ortosilicato de sodio son los más efectivos para aumentar la recuperación de aceite y
tienen un costo relativamente bajo como se observa en la Tabla 4.4.
Agua Rango de
pH Na2O Agua fría caliente precios
Compuesto Formula Peso Mol. 0% NaCl 1% NaCl % g/100cm3 g/100cm3 $USD/ton seca
Hidróxido de
NaOH 40 13.15 12.5 0.775 42 347 285-335
sodio
Ortosilicato
Na4SiO4 184 12.92 12.4 0.674 15 56 300-385
de sodio
Metasilicato
Na2SiO3 122 12.6 12.4 0.508 19 91 310-415
de sodio
Amoniaco NH3 17 11.45 11.37 - 89.9 7.4 190-205
Carbonato
Na2CO3 106 11.37 11.25 0.585 7.1 45.5 90-95
de sodio
El efecto de los dos primeros mecanismos se puede ilustrar con la definición del
Número Capilar.
Número Capilar.
vL
Nca fuerzasviscosas . (4.15)
fuerzascapilares cos
Este número capilar se encuentra en la expresión de flujo del modelo de doble poro
en donde se hace el balance de las fuerzas viscosas y capilares (ecuación 3.29), y
también se puede expresar de la siguiente forma:
4qL
⎛1 1⎞
r2 2 cos r2 ⎜⎝⎜ 1r r2 ⎠⎟⎟
2
v
1
. (4.16)
v2 qL
r 4 cos r12⎜⎛⎜1r r1 ⎞⎟⎟
2
1 ⎝1 2⎠
35
cos θ 1
Saturación de aceite residual, Sor, (%)
30
25
20
No. de Muestra 0rigen
15 796Gallup
793Dalton
799Dalton
10 873Bryans Mill
879Bandera
880Berea
5 881Indiana
0
10-7
10-6 10-5 10-4 10-3 10-2 10-1
v ⎛ ⎞
Número Capilar, N ca cos ⎜ w ⎟ , (adimensional)
w
ow ⎝ o ⎠
Figura 4.18. Efecto del Número Capilar (N ca) sobre la saturación de aceite residual (Sor).
Como puede observarse en la ecuación 4.15, una forma de aumentar el número
capilar de manera significativa es disminuyendo la tensión interfacial; si en un proceso
convencional de inyección de agua, se redujera la tensión interfacial agua-aceite en un
rango de 2 a 3 órdenes de magnitud, el valor resultante del Número Capilar se encontraría
en el rango deseado. Es este el objetivo que se persigue con la inyección de soluciones
alcalinas, que como ha demostrado con estudios de laboratorio, reaccionan con ciertos
compuestos ácidos orgánicos del crudo formando "in situ", surfactantes que disminuyen la
tensión interfacial agua-aceite. Por otra parte, las soluciones alcalinas afectaran el número
capilar por medio de la mojabilidad, a través del ángulo de contacto.
Interacción Petróleo-Álcali.
Por otro lado la Figura 4.19 (b) muestra que el álcali no tiene el mismo efecto en
todos los tipos de crudo. Como puede apreciarse en la figura, sólo con el crudo D fue
posible alcanzar la tensión interfacial agua-aceite ultrabaja (inferior a 0.01 dinas/cm),
mientras que para los crudos A, B y C no existe una concentración óptima de álcali que
proporcione una reducción de la tensión interfacial a un valor ultrabajo que incremente el
Número Capilar al rango deseado de 10-4 < Nca < 10-2, en donde se obtiene un incremento
en la recuperación de aceite sustancial, reduciendo la saturación de aceite residual. La
Tabla 4.5 presenta las características físicas de los crudos mostrados en la Figura 4.19
(b).
10 100
o oA
10
Tensión interfacial (dinas/cm)
1 .0
o B
o
1.0
o
o oo o C
0 .1 D o o
0.1
oo
alor menor que el
0.001
0.01 0.1 1.0 10.0 0.01 0.1 1.0 10.0
Concentración de NaOH Concentración de NaOH (%wt)
(%wt)
Como puede observarse en la Figura 4.19, no todos los crudos reaccionan de igual
manera con el álcali, debido a que la generación de surfactantes “in situ” obedece a la
reacción del álcali con ciertos compuestos ácidos presentes en el aceite; el grado de
reactividad de un crudo con un cierto álcali se correlaciona con el parámetro llamado
“Número Ácido” (NA).
100
0.01% NaOH
Volumen acumulativo inyectado (VP)
10
0.1% N aOH
1.0
0.10
C PI
rudo de 12.2ºA
0.01
0 10 20 30 40 50 60 70
Aceite producido (%VP)
Temperatura = 77ºF pH = 10
8
7
Tensión Interfacial, dinas/cm
1
4
0
0 25 50 75 100
200 300 400
Concentración de Ca++ o Mg++, ppm
100
10
Tensión Interfacial (dinas/cm)
1.0
Agu de a stilada
0.1
NaCl 22,000
ppm
0.01
0.001
0.001 0.01 0.1 1.0
Concentración de NaOH (%wt)
30
15 25
20
10 4
3 15
2
1
10
5
4
3 5
2
1
0 0
6 6.5 7 7.5 8 8.5 9 9.5 10 8.0 8.5 9.0 9.5 10.0 10.5 11.0
pH pH
(a) Efecto del pH y salinidad sobre la tensión (b) Efecto del pH del agua desplazante sobre la
interfacial. recuperación de aceite por solución alcalina.
Interacción Roca-Álcali.
100
● por Aceite Mojado por Agua
Mojado
Q
80 ●
Aceite
Permeabilidad relativa (%)
Q Agua
60
Aceite
●
40
● Q
Q QAgua
● Q
20 ● QQ
● QQ
● Q
● Q
Q
● ● Q
0
0 20 40 60 80 100
Saturación de agua
Figura 4.24. Efecto de la mojabilidad sobre las curvas de permeabilidad relativa. 26
Inversión de Roca Mojable por Aceite a Mojable por Agua. En este caso, el
incremento en la recuperación de aceite se debe principalmente a un cambio favorable de
las permeabilidades relativas al agua y al aceite, en la región del yacimiento en la que el
aceite es móvil, con lo que se obtienen relaciones de movilidades favorables. En
laboratorio se encontró que este mecanismo depende de la temperatura, siendo favorable
a 160F; también se demostró que la permeabilidad relativa al agua disminuye después
del desplazamiento de la solución alcalina, indicando el cambio de mojabilidad.43
Inversión de Roca Mojable por Agua a Mojable por Aceite. Bajo condiciones
apropiadas de salinidad, pH y temperatura, los surfactantes producidos durante la
reacción de la interfase agua-aceite, por el petróleo ácido y el agua alcalina, pueden
alterar la mojabilidad del medio poroso hacia una mojabilidad preferencial por aceite, lo
que ocasiona que el aceite residual que se encuentra como una fase no-mojante
discontinua, pase a una fase mojante continua abriendo nuevas trayectorias de flujo (de
no conseguirse dichas trayectorias el aceite remanente quedaría atrapado en el medio
poroso). Simultáneamente, la tensión interfacial ultrabaja induce la formación de una
emulsión viscosa de agua en aceite, en la que las gotas de agua están encapsuladas en
el seno de una fase continua de aceite, creando un bloqueo parcial de los canales de flujo
por los que antes fluía principalmente el agua; esto genera gradientes de presión elevados
no uniformes en la región vecina a la formación de la emulsión, los cuales son capaces de
vencer las fuerzas capilares, ya de por si disminuidas por el decremento en la tensión
interfacial, provocando la movilización del aceite que se encontraba atrapado en el
espacio poroso.42,43 Las Figuras 4.25 y 4.26 ilustran este mecanismo de desplazamiento;
en la Figura 4.25 puede observarse que las películas de aceite (lamellaes) se hacen más
delgadas y dispersas para distancias atrás del frente, de tal forma que estas películas
tienden a romperse con el tiempo, por lo que la permeabilidad relativa al agua vuelve a su
estado original.
alcalina
a) Solución alcalina
desplazando al aceite de
una columna empacada
con arena
0.5
solución
b) Distribución de presiones 0.4
en la columna empacada 0.3
durante el desplazamiento
de la solución alcalina. 0.2
0.1
0.0
c) Variación de la saturación
Frente de la
% VP Saturación de aceite
de aceite en la columna 40
empacada durante el
desplazamiento con 30
solución alcalina. 20
10
0
d) Representación
esquemática de la
distribución de aceite y
agua en un medio poroso
durante el desplazamiento
con solución alcalina:
1. Películas delgadas (lamellas). 1 2 3 4
2. Películas en contacto con un glóbulo de aceite entrampado.
3. Saturación de aceite alta.
4. Aceite residual original no afectado por el álcali.
Granos de arena
aceite
Película de aceite
agua
agua
Aceite
Aceite residual
residual
Aceite
Aceite Banco
Banco
de aceite
de aceite
Bache
Bac he de cáustica
de solución Banco
Banco de
de aceite-agua
Aguadede
Agua inyección
solución aceite-agua
inyección
cáustica
Agua Agua
Agua
Agua
congénita
congénita
Catiónicos. Si la parte polar tiene carga positiva, los surfactantes son catiónicos.
En este caso, la molécula del surfactante contiene un anión inorgánico para balancear la
carga. Los surfactantes catiónicos se usan muy poco en el desplazamiento miscelar
debido a que son fuertemente adsorbidos por las superficies aniónicas de las arcillas.
C C C C
C C O
C C C C
C C O S O- Na+
O
C C C C
O
C C C C
C C C C S O- Na+
O
C C C C
R S
O- Na+
Cuando esta solución contacta una fase ólea, el surfactante tiende a acumularse en
la interfase. La parte lipofílica se “disuelve” en la fase ólea y la hidrofílica en la fase
acuosa. El surfactante prefiere la interfase a la micela; sin embargo, sólo se necesita una
concentración pequeña de surfactante para saturar la interfase. La doble naturaleza del
surfactante es importante, ya que la acumulación en la interfase causa que la tensión
interfacial entre las dos fases disminuya. La tensión interfacial entre las dos fases es
función del exceso de concentración de surfactante en la interfase. El exceso es la
diferencia entre la concentración de la solución y la concentración en la interfase. Lo
anterior lleva al estudio del comportamiento de fases surfactante-aceite-salmuera.
Aceite
O O O O O O O O OO
Na+ Na+
O
O O
Fase acuosa
O O O
O O
O Na+ O
OO
O O
O O
Exceso de
Micela aceite
3
Microemulsión
agua-externa
Región
monofásica
PR
Región
Región
● bifásica ●
●
●
1 2
Composición
general
Micela O
Fase ólea
ólea
O O O O O O O O OO
Na+ Na+
Salmuera Na+
Na+
Na+
Na+ Na+
Microemulsión
aceite-externo
3
Exceso de
salmuera
Región
monofásica
PL
Región
bifásica ●
● ●
●
1 2
Composición
general
A una salinidad intermedia habrá un cambio continuo entre los sistemas tipo II(-) y
tipo II(+). No hay salinidad donde la solubilidad del surfactante en la fase rica en salmuera
y en la fase rica en aceite sea exactamente igual, pero hay un rango de salinidad en
donde se forma una tercera fase rica en surfactante, tal como se muestra en la Figura
4.32. Una composición total dentro de la región de tres fases se separa en fases aceite y
salmuera, como en los tipos II(-) y II(+), y en una microemulsión cuya composición está
Sistema Tipo III
Aceite
O O O O O O O O O OO
Exceso de
aceite
O O O ?
O O
OOO ?
OOO
O O
O
O O O O O O O O O OO
O
OO Salmuera
N Na+ Na+
a+
Salmuera
Microemulsión
fase-media
3
Exceso de
salmuera
Región
monofásica
Invariante
●
PL PR
● Región trifásica ●
●
● ●
1 2
Composición
general
10-1
▲ ▲
● ▲
▲
●
Tensión interfacial, mN/m
10-2
32 ● 31
●
10-3
●
▲
●
II(-) III II(+)
▲
10-4 20
Parámetros de solubilización
● 16
●
▲
●
▲ 12
●
C23/C33 C13/C33
8
▲
●
▲ ▲ 4
●
0
0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0 2.4 2.8
Salinidad, wt% NaCl
C23C/C
23/C C/C
3333C13 13/C
33 33 Tipo
Tipo de aceite
aceite
Q Q ◆ n-Octano
◆ n-Octano
Crudo
10-1 A
●
☐ O☐A O ■ n-Decano
Crudo
O
● ■ O ▲ n-Decano
▲ n-Tridecano
A A ▼ n-Tridecano
▼ n-Hexadecano Crudo NBU
◆ ■
▲ O ●
● n-Hexadecano
●O
▼ ■
Crudo NBU
Tensión interfacial (mN/m)
▲ O
■
10-2 ▼● A
▼
■
▲▲ A
▲
O
▲
10-3 O
Q
10-4
■
8 12 16 20
Parámetros de solubilización
Propiedades del aceite. Si el aceite puede hacerse más polar, éste actuará como
un mejor solvente para el surfactante, apresurando la transición del tipo II(-) al tipo II(+).
Hay varias mediciones para esta tendencia. Los crudos con densidad relativa alta tienden
a ser ricos en ácidos orgánicos, por lo que la solubilidad del surfactante en aceite es
menor en aceites de alta gravedad específica. Cash y colaboradores49 idearon una
medida del efecto del aceite sobre el comportamiento de fase, por medio de las
comparaciones de las transiciones observadas con un aceite crudo a un aceite refinado.
Si para un crudo la transición de tipo II(-) a tipo II(+) ocurre a la misma salinidad, el
número de carbón alkano (ACN) del aceite refinado y el número de carbón alkano
equivalente (EACN) del crudo son iguales.
+ + + + +
Superficie sólida
CMC
Concentración RSO3-
36
O O O OO 0%
O O
32 O
O
28
O
Absorción (g-mol/g de arcilla)
O O O O 2%
24 O O O
O
20
16 ☐ ☐ ☐
O ☐ ☐ ☐ ☐ 6%
☐
O
12
Q
Q Q
8 10% Alcohol isobutil
Q
OO Q Q
O Q Q Q
4
☐
0
0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0
11
Nucleo
Nucleo vertical
vertical
0.9
0.9 Nucleo
Nucleo Horizontal
Horizontal
0.8
0.8
) 0.7
0.7
Tensión Interfacial (dinas/cm)
m
/c
s
0.6
ina 0.6
d
(
l
ia
c 0.5
a
f 0.5
re
Int
0.4
0.4
ión
s
n
e
T
0.3
0.2
0.2
0.1
0.1
0
60
60 50
50 40
40 30
30 20
20 10
10 0
Saturación dedeaceite
Saturación aceiteresidual
residual aalalairrupción
irrupción
(%)(%)
Ac eite re sidual
Ac eite re sidual
Aceite
Aceite Ba
Ba nc
ncoo
dede aceite
aceite
Agua de ciónSolución
Solución Banco
Bancodede
Agua de inyec polimérica Bache
Bac he
inyec ción polimérica micelar acac
eite-agua
eite-agua
micelar de
deprelava do
prelava do
Agua
Agua
Agua congénita
Agua congénita
105
V.- RECUPERACIÓN MEJORADA POR INYECCIÓN ASP
Desplazamiento ASP
107
roca-fluido, e incrementan la carga negativa de la superficie de la roca, lo cual ayuda a
minimizar la pérdida de los agentes químicos de mayor costo, como los surfactantes y
polímeros, haciendo al proceso de desplazamiento químico ASP factible de aplicar
técnica y económicamente.
V.1.1. Efecto del Álcali Sobre la Estabilidad Química del Surfactante y Polímero.
Se ha determinado que los surfactantes sulfato son muy sensibles a los iones
OH- a través de un mecanismo de substitución nucleofílico. Los iones de calcio aceleran
las reacciones del ión hidróxido. Se ha postulado que el mecanismo es una reducción
de la energía de repulsión sulfato-hidróxido en la región micelar. Arriba de un pH de 8,
cantidades mínimas de calcio causan degradación severa. Por lo anterior, es necesario
remover los iones divalentes si se usaran sulfatos.
De esta forma el álcali inyectado reacciona con los ácidos orgánicos presentes
en el crudo, formando detergentes naturales del petróleo; los detergentes generados in
situ interactúan con el surfactante de la mezcla para producir valores de tensión
interfacial ultrabajos.11 Agregando polímero a la mezcla se tendrá el beneficio de un
control de movilidad de los baches inyectados incrementando las eficiencias de barrido
horizontal y vertical. Es importante mencionar, que para esta aplicación de las mezclas
ASP, es necesario que el crudo a ser desplazado cumpla con el requisito del numero
ácido (NA 0.5). La Figura 5.2 ilustra el proceso de inyección.
Aceite
Ace iteresidual
res idual
Aceite
Aceite
Ba
Ba nc
ncoodede remanente
remanente
aceite
aceite
AguaAgua de
deSolución Solución
inyecciónpolimérica Bache
Bache AS P
inyección polimérica AS P
Ba nc o de AguaAgua
congénita
Ba nco de
congénita
aceite-agua
aceite-agua de inyección
de inyección
En este caso, el álcali puede inyectarse como bache de prelavado adelante del
bache micelar-polímero; de esta forma el álcali acondiciona la formación reduciendo el
contenido de iones divalentes y la retención de químicos, con lo que se logra mejorar la
efectividad del desplazamiento micelar-polímero.10,54 La Figura 5.3 muestra el
procedimiento de inyección.
Aceite
Aceiteresidual
residual
AceiteAceite
remanente
Ba
Banc
ncoode remanente
de a
a ceite
Agua Solución
deSolución Polimé- ricaBache Bache
Agua de Bac he alcalino
inyección Polimé- Bache micelar
micelar alcalino
inyección Agua
rica Agua
BancoBanco de gua
de aceite-a congénita
congénita
aceite-agua
de inyección
de inyección
Tabla 5.3. Propiedades petrofísicas de los campos donde se han efectuado desplazamientos ASP.
Campo Pais Litología Profundidad Área Espesor neto Sw k Presion Temp. Yac. Coef. Variación
(m) (m2) (m) (%) (%) (md) (psi) (ºC)
West Kiehl E.U.A. Arenisca 2,021 428,966 3.35 23 24 350 2200 49
Cambridge Minnelusa E.U.A. Arenisca 2,139 8.75 18 31.6 845 1792 55.6 0.57
Tanner E.U.A. Arenisca 2,717 7.6 20 200 79
Viraj (Piloto) India Arenisca 1,300 276,831 19 30 4500 a 9900 1920 81
Daqing (Piloto PO) China Arenisca 814 90,000 8.6 26 25.2 516 1318 45 0.5 - 0.8
Daqing (Piloto XF) China Arenisca 830 40,000 6.4 26 25.2 597 48 0.63
Daqing (Piloto XII) China Arenisca 300,000 5.8 684 0.65
Daqing (Piloto BS) China Arenisca 993 31,200 10.7 575 0.7
Daqing (Piloto NW) China Arenisca 751,190 9.95 519
Karamay (Piloto) China Conglomerado 638 31,000 12.03 18.7 32.8 157 23
Gudong (Piloto) China Arenisca 1,272 30,977 11 35 25 2594 1842 68 0.33
Tabla 5.4. Propiedades del crudo de los campos donde se han efectuado desplazamientos ASP.
Campo ºAPI pb Bo Rs o NA
(psi) (m3/m3) (cp) (mg KOH/gr crudo)
West Kiehl 24 189 1.04 0.18 19.5
Cambridge Minnelusa 20 85 1.03 31
Tanner 21 1.02 11
Viraj 18.9 50 1.852
Daqing 35.6 1.102 11.5 0.1
Karamay (Piloto) 30 1291 8.82 0.35 - 1.50
Gudong (Piloto) 17 1.09 41.3 3.11
Bache 4:
Bache 6: Bache 5: Bache 3: Bache 2: Bache 1:
Alcali (A): Na2CO3 0.25 VP
Agua al límite económico 0.25 VP 0.01 VP (4,448 m3) 0.005 VP (1,498 m3) 0.03 VP (9,301 m3)
West Kiehl* Surfactante (S): Petrostep B-100 0.8 wt% (A) + 0.1 %wt (S)
Inició iny.: --- (P) 0.8 wt% (A) + 0.1 wt% (S) 0.8 wt% (A) Agua
Polímero (P): Pusher 700 + 1050 mg/kg (P)
Terminó iny.: --- Inició iny.: --- Inició iny.: Dic. 17, 1987 Inició iny.: Dic. 3, 1987 Inició iny.: Sep 11, 1987
Inició iny.: Ene. 28, 1988
Bache 2:
Bache 4: Bache 3: Bache 1:
Alcali (A): Na2CO3 0.31 VP (284,700 m3)
Agua al límite económico 0.3 VP (277,653 m3) --- VP
Cambridge Minnelusa* Surfactante (S): Petrostep B-100 1.25 wt% (A) + 0.1 wt%
Inició iny.: May. 2000 (P) Agua
Polímero (P): Alcoflood 1175A (S)
Terminó iny.: --- Inició iny.: Sep. 1996 Inició iny.: Ene. 1993
+ 1475 mg/L (P)
Inició iny.: Feb. 1993
Bache 1:
Bache 3: Bache 2:
Alcali (A): NaOH 0.251 VP (102,178 m3)
Agua al límite económico 0.252 VP (102,494 m3)
Tanner** Surfactante (S): ORS-41 1.0 wt% (A) + 0.1 wt% (S)
Inició iny.: Ene. 2005 (P)
Polímero (P): Alcoflood 1275A + 800 mg/L (P)
Terminó iny.: --- Inició iny.: Jul. 2002 V.
Inició iny.: May. 2000 -
R
Bache 6: Bache 2: E
Bache 5: Bache 4: Bache 3: Bache 1:
Alcali (A): Na2CO3 0.6 VP (746,376 m3) 0.20 VP (248,792 m3) C
Viraj (Piloto)* Surfactante (S): sulfonato petróleo Agua 0.1 VP (124,396 m3) 0.1 VP (124,396 m3) 0.1 VP (124,396 m3) 1.5 wt% (A) + 0.2 wt% (S) 0.005 VP (5,600 m3) U
200 ppm (P) 400 ppm (P) 600 ppm (P) Agua P
Polímero (P): Poliacrilamida Inició iny.: --- + 800 ppm (P) E
Terminó iny.: --- Inició iny.: --- Inició iny.: --- Inició iny.: --- Inició iny.: --- Inició iny.: Ago. 2002 R
A
Bache 4: Bache 2: CI
Bache 3: Bache 1: Ó
Alcali (A): Na2CO3 --- VP 0.32 VP (65,210 m3)
0.283 VP (57,923 m3) --- VP N
Daqing (Piloto PO)*** Surfactante (S): Petrostep B-100 Agua 1.25 wt% (A) + 0.3 wt% M
822 mg/L (P) (S) Agua E
Polímero (P): Alcoflood 1275 Inició iny.: Mar. 1996 Inició iny.: Jul. 1995 + 1200 mg/L (P) Inició iny.: Jun. 1994 J
Terminó iny.: --- Inició iny.: Sep. 1994 O
R
* ASP aplicado como proceso secundario. A
D
** ASP aplicado como proceso terciario después de la inyección de agua.
A
11 *** ASP aplicado como proceso terciario después de desplazamiento polimérico. P
Bache ASP O
6
11 V.
Tabla 5.6. Procedimientos de inyección en los procesos ASP efectuados (continuación). -
7 R
E
CAMPO AGENTES QUÍMICOS PROCESO ASP
C
U
P
Bache 4: Bache 2: E
Bache 3: Bache 1:
Alcali (A): NaOH --- VP 0.38 VP (25,718 m3) R
Daqing (Piloto XF)*** Surfactante (S): Agua 0.31 VP (20,899 m3) 1.2 wt% (A) + 0.3 wt% (S) 0.22 VP (9626 m3) A
(P) Agua CI
Polímero (P): Inició iny.: Feb. 1996 + 1200 mg/L (P)
Ó
Terminó iny.: --- Inició iny.: Oct. 1995 Inició iny.: Ene. 1995 Inició iny.: Ago. 1994 N
M
Bache 6: Bache 4: Bache 3: E
Bache 5: Bache 2: Bache 1:
Alcali (A): NaOH --- VP 0.1 VP (43,500 m3) 0.351 VP (152,955 m3) J
Daqing (Piloto XII)*** Surfactante (S): Agua --- VP 1.2 wt% (A) + 0.1 wt% (S) 1.2 wt% (A) + 0.3 wt% (S) 0.0375 VP (16,350 m3) 0.076 VP (33,314 m3) O
Polímero (P): Inició iny.: --- (P) + 1800 mg/L (P) + 2300 mg/L (P) (P) Agua R
Inició iny.: --- A
Terminó iny.: --- Inició iny.: Feb. 1998 Inició iny.: Nov. 1996 Inició iny.: Sep. 1996 Inició iny.: May. 1996 D
A
Bache 5: Bache 3: Bache 2: P
Bache 4: Bache 1:
Alcali (A): NaOH --- VP 0.155 VP (13,516 m3) 0.33 VP (28,776 m3) O
Daqing (Piloto BS)*** Surfactante (S): Biosurfactante Agua --- VP 1.2 wt% (A) + 0.1 wt% (S) 1.2 wt% (A) + 0.35 wt% (S) 0.382 VP (33,310 m3)
Polímero (P): Inició iny.: Dic. 1998 (P) + 1800 mg/L (P) + 1800 mg/L (P) Agua
Terminó iny.: --- Inició iny.: Ago. 1998 Inició iny.: --- Inició iny.: Dic. 1997 Inició iny.: Jul. 1997
Bache 4: Bache 2:
Bache 3: Bache 1:
Alcali (A): Na2CO3 --- VP 0.337 VP (19,106 m3)
Karamay (Piloto)** Surfactante (S): KPS-1 Agua 0.166 VP (9,381 m3) 1.2 wt% (A) + 0.35 wt% (S) 0.461 VP (26,112 m3)
Polímero (P): PAM 3530S Inició iny.: Dic. 1997 1000 mg/L (P) + 1300 mg/L (P) Salmuera NaCl
Terminó iny.: Jun. 1999 Inició iny.: Jun. 1997 Inició iny.: Jul. 1996 Inició iny.: Ago. 1995
118
Real
Real Simulado
Simulado
Corte
Cortede
de Aceite
Aceite
Producción
Producción de Aceite
Gasto de Aceite (bls/mes) de Aceite
es)
m
Producción Primaria
Corte
Gasto Desplazamiento ASP
Además de las pruebas anteriores, se han llevado a acabo tres pruebas piloto
más en el campo,64 cuyos resultados han impulsando efectuar pruebas a nivel
industrial.65
Karamay (prueba piloto).66,67 El campo se encuentra en China, fue descubierto a
finales de los 50’s; la roca del yacimiento es un conglomerado; la prueba piloto fue
efectuada como proceso terciario después de 35 años de inyección de agua, con 9
pozos productores y 4 inyectores, en agosto de 1995.
Conclusiones.
El tamaño de los baches ASP en promedio fue de 0.3 VP, en los cuales los tipos
de álcali más usados fueron el carbonato de sodio (Na 2CO3) y el hidróxido de sodio
(NaOH), mientras que el polímero fue la poliacrilamida. Los surfactantes utilizados
fueron los sulfonatos de petróleo y en un caso se utilizó un biosurfactante.
Como resumen se presenta la Tabla 5.7, en la que se incluyen los rangos de las
propiedades petrofísicas y de fluidos de los campos en donde se ha aplicado el
desplazamiento ASP.
Para que un sistema ASP movilice eficientemente el aceite residual dejado por la
inyección de agua, los tres agentes químicos deberán de: (1) poderse inyectar dentro
del yacimiento, (2) propagarse juntos a través del yacimiento, (3) mantener baja la TIF
para desplazar el aceite atrapado, (4) avanzar atrás del banco de aceite, y (5) no
degradarse. Cada uno de los puntos anteriores involucra explicita o implícitamente las
características de la roca del yacimiento y sus fluidos, por lo que el diseño del proceso
se deberá hacer incluyendo muestras de núcleos y fluidos del yacimiento.21
Cada yacimiento tiene una composición única de aceite, agua y roca, por lo que
se deberá buscar empíricamente la formulación óptima con base en mediciones de
laboratorio y estudios de simulación numérica de estos procesos. Un programa típico de
laboratorio evaluará las interacciones agua-aceite mediante mediciones de tensión
interfacial y comportamiento de fase con una variedad amplia de concentraciones y
tipos de álcalis y surfactantes; otros estudios investigarán el efecto de dilución con el
agua de formación. El paso siguiente en el proceso de diseño es seleccionar el
polímero y su concentración, de tal forma que se obtenga el control adecuado de
movilidad; los estudios de desplazamiento lineal en núcleos son un medio para estudiar
la inyectividad, así como el comportamiento reológico de las formulaciones ASP en la
roca del yacimiento, pudiendo seleccionar el tipo de polímero óptimo. Combinando las
evaluaciones fluido-fluido con los estudios de desplazamiento lineal se obtiene la
formulación ASP óptima. Finalmente, el comportamiento de la formulación diseñada se
evalúa mediante estudios de recuperación en desplazamientos lineales o radiales de
núcleos. Los estudios de recuperación generalmente son evaluaciones terciarias que
sirven para comparar el comportamiento con inyección de agua, las cuales permiten
una mejor optimización por medio del estudio del efecto que tienen los volúmenes
inyectados, los baches de prelavado o gradientes de alcalinidad, etc. Para el caso de
yacimientos naturalmente fracturados, además de lo anterior, se deberá evaluar el
efecto de la imbibición espontánea y forzada sobre el desempeño del proceso.
El programa general de estudios de laboratorio anterior implica un costo
relativamente alto y tiempo de desarrollo de quizá 1 o 2 años; por lo cual, antes de
iniciar un programa de este tipo, en la literatura técnica se sugieren una serie de
pruebas de laboratorio básicas, que sirven de escrutinio para evaluar la factibilidad de
inyectar un agente químico a un yacimiento en particular.69
Cada sección de las pruebas de escrutinio está diseñada para medir ciertas
características fundamentales del yacimiento candidato, y determinar si éste reúne los
criterios requeridos para la inyección de químicos.
Pruebas indicadoras:
Ángulo de contacto (medición de la mojabilidad).
Pruebas de tensión interfacial.
Número de carbón alkano equivalente (EACN).
127
VI.- FACTIBILIDAD DE INYECCIÓN ASP EN EL ACTIVO CINCO PRESIDENTES
alcance en tiempo de este trabajo, no es posible analizar todos los campos del Activo,
lo cual se recomienda efectuar.
Desplazamiento
micelar/polimérico, ASP y Desplazamientos ASP
Parámetro alcalino (Taber7) efectuados
Densidad (ºAPI) > 20 17 - 35.6
Viscosidad (cp) < 35 8.82 - 50
Ligero, intermedio, con
Composición/Número Acido compuestos orgánicos 0.1 - 3.11
Saturación de aceite (%) > 35
Tipo de formación Arenisca Arenisca - Conglomerado
Espesor neto (m) No crítico 3.35 - 19
Permeabilidad (md) > 10 157 - 9900
Profundidad (m) < 2743 638 - 2717
Temperatura (ºC) < 93 23 - 81
El campo Ogarrio, es a la fecha uno de los campos más importante del Activo,
está compuesto por los Bloques A, B y C; los bloques B y C ya estuvieron sujetos a
inyección de agua por un periodo aproximado de 18 años y en general presentan dos
inconvenientes que dificultan su análisis en este estudio: (1) falta de mantenimiento a
las instalaciones, y (2) falta de estudios geológicos y de ingeniería de yacimientos
129
adecuados y actualizados. Actualmente la producción del campo y las actividades
realizadas en el campo son del Bloque A, y es en este Bloque en donde se tiene
proyectado implantar un proceso de inyección de agua, por lo que en este trabajo se
propone analizar esta parte del campo, para que la propuesta resultante sea
considerada en un plan integral de explotación del campo.
O G - 66 9
O G - 67 4
O G - 66 8
O G - 67 O0 G - 65 9
O G - 66 4
O G - 66 7
O G - 65 6
O G - 6 65
O G - 657
O G - 65 3
O G - 65 5
O G - 67 9
O G - 67 8 O G - 6 82
O G - 6 77
O G - 681
O G -6 37
O G -6O3G5 - 67 6 O G - 60 3
O G - 633 O G -6 18
O G -6 01 O G - 59 2
BLOQUEC
O G -6 31 O G - 599 O G- - O G - 59 1 O G - 58 1
559900 DO G - 580 O G - 56 9
O G - 700 O G - 701 O G -5 97 O G -- O G -- 55 799 D OTC G - 5 68
55777 88TD
O G - 57 7 O G -O5O6G6D-- 556 6 6777TDO G - 55 6
O G - 5 95 O G - 5 76 O G - 56 6CO G -- 5555 55D
O G -- 5 5 5 54
4 4DTO G - 5O G44 - 545
O G - 54 0
O G - 57 4 O G - 66 O G -- 9 9444TD O G - 53 9
O G - 552 D O G -- 8 8111 TD O G - 9 9555 DT
O G - 13 88 O G - 55 1 O G - O GG- -8822D 8O3G - 9 6 O G - 53 0
O G 3668 O G -- 83 D O G -- 99 77D
OOG - -4240 0 O G - 6699 D O G -- 8844 DO G - 98
OG-4 1 O G - O G - 247 7000 O G -- 8 8555 TD - 9 9A
O G - 42 5 5D OG
O G - 25 O G -O4O 3GD--- 5566 6TD O G - 7 2
O G - -72474
O G - 90 2 O G - -7 55D
O G - 2 9D O G -- 4455D O G - 76 O G -9 1
O G - 30 D O G O G -- 6611D O G - 77 A
O G - 16 0 20 4 O G -- 66 22D O G - 7 8
O G - 1 251 O G -1 61
O G 46 O G - 6 3
O G 47 O G-80
O G - 1 201 O G - 12 25 O G - 4 66
O G - 1 223
O G - 12 45 O G - 4 68 O G - 1 10 O G -1 8
O G - 12 43 O G -1 24
O G - 12 69 O G - 8 92 O G -1 26 OG -2 1
O G - 8 71
O G - 89 6 O G - 87 2
O G - 89 8 O G - 81 9 O G - 8 51
O G - 82 1 O G -8 20 O G - 8 36 O G - 16 8A
OO G -- 3300 22A
O G - 81 4 O G - 81 0 O G - 82 3
O G - 80 8 O G - 8 11 O G - 8 28
O G - 85 8 O G -- 8800 22D O G - 66 3
BLOQUEA O G - 807
O G - 80 1D
O G - 88 033 D
O G -- 88 1122 D
O G - 8 40
O G - 88 2222D
O G - 8 30
O G - 8 61O G - 10 0
O G - 1 04
O G -8 49 O G - 10 2A
O G - 80 6 O G - 88000444DT O G - 8 47
O G - 80 5 O G -- 8811 33D O G - 8 25 O G - 8 6O9 G - 1 64
O G - 80 9 O G - 8811 77D O G - 8 67
O G - 83 5 O G -- 8811 88D O G - 82 4 O G - 8 89
O G - 82 6 OOGG- -882277D O G - 8 87
BLOQUEB
O G - 83 1 O G - 82 9
O G - 3 01
O G - 83 3 O G - 885500 D O G - 38O G - 37
O G - 7 02
O G - 95 7
O G - 71 7
O G - 709
O G - 90 1
O G - 6 62
Np ( MMbbl )
b
b )
( 3 0000160 l
e 3 0000 160 bb
t
A 2 2500
MM 120
cei
2 2500120 (
e INICIO DE LA INYECCIÓN DE AGUA INICIO DE LA INYECCIÓN DE AGUA p
d N
1 5000 1 5 0 0 0 80 80
eal
R
o 7 500 40
ts
a 7 50 0 40
G 0 0
1957 59 61 63 65 6 7 69 71 73 75 77 79 81 83 8 5 87 8 9 91 93 95 97 99 01 0 3 05 0 7
FE00C H A
Gasto Real de Gas ( MMcf/d )
1957 59 61 63 65 6 7 69 71 73 75 77 79 81 83 8 5 87 8 9 91 93 95 97 99 01 0 3 05 0 7
)
1000 60 FE CHA 375
1000 f/d 60 375
Gp ( MMMcf )
RGA ( scm/m3 )
c
m 8800
00 MM 300
m)
3 0 0 45 )
3
600 225
30
MMMcf
/ 400 ( 45 150
sa
c 15
s 6 0200
0 G 75
(
225 (
e 3 0 p
A d 0 0
1957 59 61 63 65 6 7 69 71 73 75 77 79 81 83 8 5 87 8 9 91 93 95 97 99 01 0 3 05 0 7
04 0 0 150 G
RG R FECHA
eal 15
200 o
75
Gasto Real de Agua ( bbl/d )
ast
0 0 . 6 01G0 0 0 00 60
0
1 9 5 7 59 61 63 65 6 7 6 9 71 73 75 77 79 81 83 8 5 8 7 8 9 91 93 95 97 99 0 1 0 3 05 0 7
Wp ( MMbbl )
8000 FECHA
0. 4 5 45
Fw
) 6000
0.
0. 3600 d
/l 1 0 0 0 0 630
0
4000 )
bb
0. 4 5 ( 45
0. 1 5 ua8000 Mbbl
15
2000
g M
Fw 0.0 .0 30 0 A 6000 (
0 03 0 p
l de4 0 0 0 1957 59 61 63 65 6 7 69 71 73 75 77 79 81 83 8 5 87 8 9 91 93 95 97 99 01 0 3 05 0 7 W
a
e FE C H A
El campo Ogarrio cuenta a la fecha 72 con un total de 441 pozos de los cuales
sólo 51 pozos operan; de los 51 pozos operando 49 son productores de aceite y 2
productores de gas húmedo no asociado; los 49 pozos productores de aceite aportan
un total de 8,731 bpd de aceite y 17.56 mmpcd de gas asociado, lo que equivale a una
producción promedio por pozo de 178 bpd de aceite y 0.36 mmpcd de gas. De los 49
pozos productores de aceite, 48 pertenecen al Bloque A y 1 al Bloque B, por lo que la
producción actual del campo proviene del Bloque A; la Figura 6.5 presenta la
producción del Bloque A.73
Np ( MMbbl )
20000 80
15000 60
10000 40
5000 20
0 0
1 9 66016 26 36 46 56 66 76 86 97 07 17 27 37 47 57 67 77 87 98 08 18 28 38 48 58 68 78 88 99 09 19 29 39 49 59 69 79 89290 00010 20 30 40 50
60 70 8
FEC HA
1000
Gasto Real de Gas ( MMcf/d )
50 160
800
RGA ( scm/m3 )
Gp ( MMMcf )
40
120
600
30
400 80
20
200 40
10
0
0 0
1 9 66016 26 36 46 56 66 76 86 97 07 17 27 37 47 57 67 77 87 98 08 18 28 38 48 58 68 78 88 99 09 19 29 39 49 59 69 79 89290 00010 20 30 40 50 60 70 8
FEC HA
0.375
Gasto Real de Agua ( bbl/d )
3000 15
0.300
Wp ( MMbbl )
2400 12
Fw
0.225
1800 9
0.150
1200 6
0.075 60 3
0
0.000 0
1 9 66016 26 36 46 56 66 76 86 97 07 17 27 37 47 57 67 77 87 98 08 18 28 38 48 58 68 78 88 99 09 19 29 39 49 59 69 79 89290 00010 20 30 40 50 60 70 8
0
F EC HA
Volumen OriginalProducción
@ c.s. Acumulada al 31-Dic-2007
Factores de Recuperación Actual
Yacimientos Reservas Remanentes al 1-Ene-2008
Aceite GasAceite (mmb)
Gas86.5
(mmmpc) 121.1
Aceite (%) 11.8
Gas (%) 16.4 1P2P3P
(mmb) ( mmmpc)0.6 0.9 1.4 2.2 (mmb) (mmmpc) (mmb) (mmmpc) (mmb) (mmmpc)
Bloque-A 732.7 740.525.0 45.8 31.3 47.0 38.5 61.9 53.1 79.3 56.2 83.0
Bloque-A Norte 42.2 42.675.5 109.2 44.7 57.6 7.9 10.7 14.2 18.3 14.2 18.3
Bloque-B 79.9 97.5 40.3 54.4 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1
Bloque-C 168.9 189.6 317.5 27.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Encanto-GH 74.2 0.4 0.4 0.4
Total 1023.6 1144.4 187.6 18.3 46.5 73.0 67.3 98.0 70.5 101.8
100
y = 1.7132Ln(x) + 13.749
R2 = 0.4929
POROSIDAD (%
10
Permeabilidad Klinkenberg
1
1.0E-02 1.0E-01 1.0E+00 1.0E+01 1.0E+02 1.0E+03 1.0E+04 1.0E+05
PERMEABILIDAD (m D)
30
30 27.6
27.6
25
25 KKmin
min = 0.1
= 0.1md
md
) Kmax =Kmax = 4525
4525 md Kprom = md
201 md
Frecuencia (%)
% 18.5
( 20
20 18.5 Kprom = 201 md
a
14.6
14.6
Frecuenci
15 15 11.6
11.6
10
10 7.1
7.1
5 3.73.7
3.53.5 2.7 2.1
5 2.7 2.1 1.5 1.0 1.2 1.0
1.5 1.00.4 0.60.4
1.2 1.0 0.20.60.4 0.4 0.4
0.20.2 0.40.4
0.2 0.4
0
0
25 75
25
75
125
175
225
275
325
375
425
475
525
575
625
675
725
775
825
875
925
975
125 175 225 275 325 375 425 475 525 575 625 675 725 775
825 Permeabilidad
875 925(md)975
Permeabilidad (md)
35
35
28.8
28.8
30 min == 2.7
φmin 2.7 %%
30
φmax
max = =
36.4
36.4 %
% 24.7
24.7
) φ = 22 %
25
25 prom = 22 % 22.1
22.1
Frecuencia (%)
prom
(%
a 20 20
enci
ecu
r 15
15
F 10 7.8
107.8 5.4
5.4
5 4.1
4.1
5 1.3 1.7
0.40.4 0.6
0.0 0.0 0.6 0.60.6
0.2 0.6 1.3 0.9
0.20.90.6 0.2
1.7 0.20.0
0.0 0.0 0.40.00.0
0.0 0.4
0
0 13579
11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39
1
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
33
35
37
39
Porosidad (%)
Porosidad (%)
40
30
POROSIDAD (%)
20
10
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Sor (%)
Ogarrio 717 Ogarrio 833 Ogarrio 850-D Ogarrio 1229 Ogarrio 1415
Bloque A A A A A
Núcleo No. 2 -- No. 1 No. 1 No. 1 No. 2
Profundidad 2761-2770 -- 2503-2512 2600-2609 2410-2419.3 2634-2643
Arena S/N -- 9B S/N
Muestra Sup Med Inf A B C Sup Med Inf 1 2 3 Mezcla SP001 SP010 SP039 SP001 SP028 SP033
Profundidad 2410.4 2413.32 2419.01 2634.32 2636.27 2641.91
Mineralogia (%)
Illita 0.0730 0.07 0.09 0.53 0.18 0.27 0.64 0.14 0.36 1.18 1.08 0.80 0.99 2.00 2.00 9.00 1.00 5.00 1.00
Caolinita 0.7785 0.55 0.56 0.58 0.37 0.78 1.11 0.55 0.58 3.66 3.07 3.24 2.43 14.00 7.00 6.00 11.00 9.00 8.00
Montmorillonita (esmectita) 0.0043 0.02 5.26 0.32 0.43 3.85 0.12 1.09 4.00 3.00 10.00
Vermeculita 0.1253 0.03 0.12 0.81 1.82 1.05 0.47
Clorita 2.00 8.00 3.00 7.00 4.00
Bloque A A A A A A A
Intervalo disparado 2578-2584 2503-2511 2465-2480 2491-2499 2592-2601 2548-2556 2609-2616
2502-2509
Arena 9-C 10 11A 10 9-B 9-C 5-B
10
Para este estudio son preferibles las muestras de fondo o un recombinado de muestras
de superficie, sin embargo, debido a las restricciones económicas no fue posible
obtenerlas.
Muestra de Agua de Formación: Fue obtenida en superficie a boca del pozo
Ogarrio 821, invadido de agua salada en los intervalos 2746-2755 y 2771-2778 m,
correspondientes a la arena E-5B. La fecha de muestreo fue el día 17 de Junio de 2008.
Núcleos del Yacimiento: se contaron con dos núcleos del campo, relativamente
recientes, pertenecientes al pozo Ogarrio 1415. El Núcleo 1 cortado el 21 de Junio de
2005 en el intervalo 2410-2419 m, corresponde a la arena E-9B. El Núcleo 2 cortado el
25 de Junio de 2005 en el intervalo 2634-2643 m, corresponde a la arena E-7A. La
descripción de los núcleos, así como una ilustración del estado físico de los mismos, se
presenta en las Figuras 6.10 y 6.11; como puede observarse en las figuras, los núcleos
no estaban debidamente conservados, por lo que el estado físico de los mismos, sólo
permitió obtener muestras de arena suelta y pedacería de núcleo.
Sedimentos = 0.1 %
Agua = Trazas
Pozo:Ogarrio-1415
Longitud original del núcleo:9.30 m. Núcleo: Profundidad del núcleo (2410-2419 m.)
1
Longitud del núcleo:8.64 m aprox . Localidad: Edad :Indeterminada
Analista: Humberto Torres Sastré Fecha:
15/Julio/2005
Muy gruesa
Muy fina
Profun Litologíatapones
Limolita
3
Media
Gruesa
didad
Lutita
Grava
Fina
2419
Caja-9
Caja No. 7
2418
Caja-8
2417
Caja-7
2416
Caja-6
2415
Caja-5
2414
Caja-4
2413
Caja-3
2412
Caja-2
2411
2410
Figura 6.10. Descripción de Núcleo No. 1, 2410-2419 m, pozo Ogarrio 1415 76.
CO3 CMT (%) Lutita
Tamaño de grano y estructuras sedimentarias
Arena Comentarios
Muy gruesa
Profun Litología tapones
Muy fina
Limolita
Media
Gruesa
didad
Grava
Fina
2634
Caja No. 9
2637
Lutita intercalada con
Caja-7
li molita-Arenisca
M.F. Contactos
Sin cortar Ondulados.
Caja-6
2638
Sin cortar
Caja -5
2639
Sin cortar
Lutita con Bioturbación y presencia de frag (debido al corte )
de Foraminiferos planctónicos.
Caja-4
2640
Sin cortar
Caja-3
2641
Alternacia de limolitas-areniscas M.F. Con lutitas, la lutita
presenta bioturbación en algunas partes, se observan
Laminaciones, los contactos son ondulados.
Caja-2
2642
Flujo de detritos?
Sin cortar
Caja-1
2643
Laminaciones
Arenisca de granos de cuarzo principalmente Asfalto o materia orgánica ?
presenta cementante calcáreo, se observa arcilla entre los Bioturbación
granos
Lutita gris calcárea ( efervesce al contacto con el Ácido clorhidrico) Contactos ondulados.
Figura 6.11. Descripción del Núcleo No. 2, 2634-2643 m, pozo Ogarrio 1415 76.
La determinación de la densidad del aceite se efectuó por medio del picnómetro y en el
densímetro de resonancia:
ºAPI = 36.3529
o = 0.8430 gr/cm3 (del picnómetro a T = 20ºC y patm)
o = 0.8046 gr/cm3 (del densímetro a T = 87ºC y p = 2280 psi)
PROPIEDADES FÍSICAS
TEMPERATURA...................... 20.0 ºC GASES EN SOLUCIÓN (mg/L)
DENSIDAD.............................. 1.1603 3
g/cm @ 20.0 ºC
pH........................................... 4.76 @ 20.0 ºC ÁCIDO SULFHÍDRICO (H2S)...........................................................
meq /L
meq/L
N a+ Cl-
N a+ Cl-
C a ++ H CO3 -
C a ++ H CO3
-
M g++ SO4 --
M g++ SO4 --
Fe +++ CO3 --
10,000 3,000 1,000 300 100 30 10 3 1 3 10 30 100 300 1,000 3,000 10,000
Fe +++ CO3 --
Tabla 6.7. Análisis Físico, Químico y Bateriológico del Agua de Inyección, campo Ogarrio.
PROPIEDADES FÍSICAS
TEMPERATURA...................... 20.0 ºC GASES EN SOLUCIÓN (mg/L)
DENSIDAD.............................. 1.0055 3
g/cm @ 20.0 ºC
pH........................................... 8.23 @ 20.0 ºC ÁCIDO SULFHÍDRICO (H2S)...........................................................
meq /L
meq/L
N a+ Cl-
N a+ Cl-
C a ++ H CO3 -
C a ++ H CO3
-
M g++ SO4 --
M g++ SO4 --
Fe +++ CO3 --
10,000 3,000 1,000 300 100 30 10 3 1 3 10 30 100 300 1,000 3,000 10,000
Fe +++ CO3 --
viscosímetro electromagnético; éstas mediciones se hicieron a condiciones de
yacimiento. En resumen se tiene:
Como la magnitud el Número Ácido para este crudo está muy por debajo del
límite de 0.5 mg de KOH / g de aceite, es un indicativo de que el aceite no contiene
suficientes ácidos orgánicos para la generación de cantidades importantes de
surfactantes in situ, quedando su principal rol como agente de sacrificio para disminuir
la adsorción de los surfactantes en la superficie de la roca.
VI.3.3. Caracterización de Núcleos del Yacimiento.
Tabla 6.9. Saturación de agua irreducible y saturación de aceite residual, determinadas a partir de
mediciones de presión capilar, sistema agua-aceite, T = 80ºC, salinidad = 221000 ppm,
densidad del aceite a 18ºC = 0.829 gr/cc, Núcleo No. 2, Pozo Ogarrio 1415.
DRENE IMBIBICION
Muestra Porosidad Permeabilidad Swi Sor Presion Capilar al Presion Capilar al
(%) (mD) (Fracción) (Fracción) Punto Final,kg/cm2 Punto Final,kg/cm2
SP003 21.49 94.35 0.4125 0.0979 4.5846 -8.9919
SP007 20.32 117.36 0.3309 0.0818 4.4755 -8.7318
SP014 19.57 27.37 0.5671 0.1048 4.5551 -8.8980
SP017 22.01 44.75 0.4732 0.0965 4.5724 -8.9378
SP019 23.11 64.59 0.4100 0.1215 4.6560 -9.1469
SP022 20.54 53.97 0.3882 0.1680 4.6224 -9.0775
SP023 19.02 36.02 0.4446 0.1031 4.6611 -9.1652
SP027 22.51 125.83 0.3647 0.0882 4.5785 -8.9664
SP031 16.63 5.78 0.5019 0.1349 4.5816 -8.9643
66
PROCESO
PROCESO DE DRENE
DE DRENE SP003, Oga-1415, N-2, 2634.43m
SP003, Oga-1415, N-2, 2634.43m
44
SP007, Oga-1415, N-2, 2634.67m
)2
Presión Capilar (kg/cm2)
Tabla 6.10. Indices de mojabilidad de la roca del yacimiento, Núcleo No. 2, pozo Ogarrio 1415.
Tabla 6.11. Análisis mineralógico de los Núcleos 1 y 2 del pozo Ogarrio 1415.
Mineralogia (%)
Figura 6.13. Reómetro Anton Paar modelo Physica MCR 301, mostrando la geometría que se utilizó
para las pruebas reológicas de las soluciones poliméricas.
Tabla 6.12. Características generales de los polímeros evaluados.
Para el polímero aniónico P18, M = 0.5 x 106 g/mol, la Figura 6.16 muestra su
comportamiento reológico; para este polímero se concluye que tiene un buen
desempeño con el agua de inyección alcanzando una viscosidad aparente del orden de
2.9 cp, sin embargo, es fuertemente afectado por la presencia de agua de formación,
disminuyendo la viscosidad aparente hasta por debajo de 1 cp.
cP
Inyección-P9 1; P9 (0.1% w), 0.05-20 s-1,
Viscosity
0
10
-2 -1 0 2
10 10 1/s 10
1
10 10
.
Shear Rate
1
10
Viscosity
Viscosity
-1
10
-2 -1
0 2
10 10
1/s 10
1
10 10
.
Shear Rate
Figura 6.15. Comportamiento reológico del polímero P14 (no-iónico, M = 2.5 – 4 x 106 g/mol),
concentración de 1000 ppm en 100% agua de inyección, 100% agua de formación y
mezcla de 50% agua de inyección – 50%agua de formación, T = 87ºC. Muestras del
campo Ogarrio.
2
10
cP
Inyección-P18 1; P18 (0.1% w), 0.05-20 s-1,
Viscosity
-1
10
-2 -1 0 1 2
10 10 10 10 1/s 10
.
Shear Rate
Figura 6.16. Comportamiento reológico del polímero P18 (aniónico, M = 0.5 x 106 g/mol),
concentración de 1000 ppm en 100% agua de inyección, 100% agua de formación
y mezcla de 50% agua de inyección – 50%agua de formación, T = 87ºC. Muestras
del campo Ogarrio.
1000
O O 2000 g/m3
O
O
O
O
1500 g/m3
O O O
Viscosidad Aparente (mPa-s)
O O O
O
100 1000 g/m3 O O
O O OO O
800 g/m3 O O OO
O OO
O O OO O O O OO
O OO O
600 g/m3
O O OOO O O
O
O O OO
10 400 g/m3 O OOO
O O O O
OOO O O
O
200 g/m3 O
O O OO O O O O O
1
0.01 0.1 1.0 10.0 100.0
Velocidad de Corte (s-
1)
Figura 6.17. Viscosidad aparente de una solución polimérica contra velocidad de corte y
concentración de polímero (según Tsaur, 1978, Lake5).
Tabla 6.13. Conclusiones generales del comportamiento reológico de los polímeros evaluados.
1.- Lavado del mineral. Las muestras de arena malla 50 y 60 fueron colocadas
dentro de dedales para permitir su lavado en un aparato soxhlet, que contenía
una mezcla ternaria de solventes recomendada por el Instituto Francés del
Petróleo (IFP), que consistió de 78% vol. de tolueno + 7% vol. de etylen diamina
+ 15% vol. de metil12 pyrrolidona;.el tiempo de lavado fue de 24 horas. Aquí es
importante resaltar lo crítico de esta etapa, debido a lo sensible que es este tipo
de determinación a la suciedad que pudiera contener el mineral como
consecuencia de una mala limpieza, o bien la contaminación durante el secado
(compartir el horno de vació con otras muestras); para las determinaciones de
Ogarrio, fue necesario repetir las mediciones hasta en tres ocasiones, utilizando
para el lavado, tolueno y mezcla de 60% cloroformo + 40% metanol, hasta que
finalmente se utilizó la mezcla recomendada por el IFP.
2.- Secado de las muestras. Al retirar las muestras del aparato soxhlet, se procedió
a secarlas por un periodo de 24 horas en un horno al vacío.
3.- Preparación de las muestras. Con ayuda de una balanza analítica, se prepararon
del orden de 14 muestras en bieles pequeños, conteniendo cada uno +/- 0.5 g de
mineral de una sola malla; a cada uno de los bieles con mineral se le agregaron
4 ml de solución de agua de inyección de Ogarrio con surfactante a diferentes
concentraciones (de 0.002 a 3 %wt). La Figura 6.18 ilustra el procedimiento de
preparación de las muestra.
Figura 6.18. Preparación de las muestras requeridas para la determinación de la isoterma de
adsorción de surfactante para el mineral del Núcleo No. 1, pozo Ogarrio 1415.
4.- Agitación de las muestras. Como parte del procedimiento las muestras se dejan
por un tiempo de 24 horas en agitación continua a 20 rpm, en el aparato que se
muestra en la Figura 6.19.
Figura 6.20. Espectrofotómetro UV en donde se mide la longitud de onda de las muestras para la
determinación de la isoterma de adsorción de surfactante para el mineral del Núcleo
No. 1, pozo Ogarrio 1415.
Una vez concluido el procedimiento experimental anterior, la información
obtenida (masa de mineral, masa de solución y longitud de onda) se procesa en una
hoja de cálculo, obteniéndose la concentración final de surfactante en función de la
longitud de onda; con este resultado se hace un balance de masa en el que se obtiene
la masa de surfactante adsorbida por el mineral, expresada en mg de surfactante / g de
mineral. La Figura 6.21 presenta las isotermas obtenidas y la Tabla 6.14 los valores de
adsorción de las isotermas mostradas (por limitaciones de tiempo y disponibilidad de
equipo sólo se obtuvieron las isotermas de adsorción del MOJ-4 y MOJ-5 con el mineral
malla 50 del Núcleo No. 1, pozo Ogarrio 1415).
80
MOJ4, mineral malla_50, N-1, Ogarrio-1415 MOJ5, mineral malla_50, N-1, Ogarrio-1415
70
60
Adsorción de surfactante (mg surfactante / g mineral)
50
40
30
20
10
0
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000
Concentracion inicial de surfactante (ppm)
Figura 6.21. Isotermas de adsorción de surfactante, mineral malla 50 del Núcleo No. 1,
pozo Ogarrio 1415.
Tabla 6.14. Adsorción de surfactante, mineral malla 50 del
Núcleo No. 1, pozo Ogarrio 1415.
En el trabajo también se presenta una tabla comparativa que sirve de guía para
seleccionar el método de medición; para el caso de sistemas líquido-líquido los métodos
aplicables son: presión máxima de burbuja, gota pendiente y elevación capilar, aunque
el último de los métodos presenta mucha dificultad experimental. En el trabajo de
laboratorio presente desarrollado en el IMP, se utilizó el método de gota pendiente a
condiciones de yacimiento.
Δ
gD
2
. (6.1)
H
1 B4
B S 3 B S 2 B S B , (6.2)
a 3 2 1 0
H S
Concentración de la
solución alcalina Densidad*
(%wt) Formulación pH (g/cm3)
0 AI (Agua de inyección) 8.23 0.977110
0.05 500ml de AI + 0.25g de NaOH 12.76 0.977649
0.1 500ml de AI + 0.5g de NaOH 13.33 0.978801
0.5 500ml de AI + 2.5g de NaOH 14.24 0.979846
1 500ml de AI + 5g de NaOH 14.42 0.984132
1.5 500ml de AI + 7.5g de NaOH 14.60 0.989508
* Medida a p = 2280 psi y T = 87ºC
1.- Se prueba el sistema con presión para verificar que no existan fugas y en su
caso se procede a corregirlas.
RP
Intercambiador de calor
Celda de equilibrio
4.- Una vez alcanzada las condiciones de p y T se procede a generar una gota con
el capilar y a tomar fotografías continuas, verificando que se obtenga una gota
con la deformación máxima y a condiciones estabilizadas, como se muestra en la
Figura 6.25.
Figura 6.25. Serie fotográfica de la gota pendiente del sistema Aceite de Ogarrio – Agua de
Inyección de Ogarrio + 0.1 %wt de NaOH, para la determinación de la Tensión
Interfacial.
Tabla 6.16. Tensión Interfacial medida en el sistema Aceite de Ogarrio – Soluciones Alcalinas
a diferentes concentraciones de NaOH.
Concentración de la
solución alcalina Tensión Interfacial*
(%wt) Formulación pH (dinas/cm)
0 AI (Agua de inyección) 8.23 16.242157
0.05 500ml de AI + 0.25g de NaOH 12.76 7.965461346
0.1 500ml de AI + 0.5g de NaOH 13.33 3.881407668
0.5 500ml de AI + 2.5g de NaOH 14.24 5.016130102
1.5 500ml de AI + 7.5g de NaOH 14.60 7.171800674
* Medida a p = 2280 psi y T = 87ºC
100.0
Tensión Interfacial (dinas/cm)
10.0
1.0
0.01
0.1 1 10
Concentración de NaOH (%wt)
1.00
1.00 5.00
5.00
Grupo 3:3:Iny.
Grupo Iny.AD
AD en Núcleo2,2,
en Núcleo Ogarrio
Ogarrio 1415
1415
Grupo 4: Iny.
Grupo AD
4: Iny. AD++AF en Núcleo
AF en Núcleo2,2, Ogarrio
Ogarrio 1415
1415
0.90
0.90 4.50
4.50
0.80
0.80 4.00
4.00
)
Recuperación de aceite (fracción)
n 0.70 3.50
3.50 )
ó 0.70
0.10 0.50
0.10 0.50
0.00 0.00
0.00
0.00 0.50 1.00 1.50 0.00
2.00
0.00 0.50 1.00 (VP)
Agua Inyectada 1.50 2.00
Las condiciones del yacimiento y los parámetros de los fluidos fueron las
siguientes:
En resumen se puede decir que el principio del ASP de reducir los costos de la
inyección de agentes químicos utilizando el álcali, en el caso del campo Ogarrio
parecería poco probable, considerando la limitada información con la que se contaba,
así como el hecho de no poder realizar un estudio de laboratorio lo suficientemente
amplio, pues por un lado la disminución de la Tensión Interfacial con el álcali no es
suficiente por lo que se hace necesario utilizar mayores cantidades de surfactante y por
otro, la adsorción del surfactante otra área de oportunidad del álcali, parecería no ser
muy alta por lo que tampoco ayudaría de mucho.
1.- El beneficio principal de la tecnología ASP y que hace a los procesos químicos
factibles de aplicar económicamente, es el uso del álcali que reduce las cantidades
de surfactante a utilizar, así como el desarrollo de nuevos surfactantes que
realizan su función a concentraciones bajas.
2.- Para el aceite muerto del campo Ogarrio se midió un N A = 0.15 g KOH / g aceite
menor al valor óptimo recomendado (N A 0.5 g KOH / g aceite), lo que significa
que al interactuar con la solución alcalina generará poco surfactante in-situ que no
es suficiente para alcanzar un valor ultrabajo de tensión interfacial (TIF < 0.01
dinas/cm), hecho que fue validado con las mediciones de tensión interfacial a
diferentes concentraciones de álcali observándose una disminución máxima de
16.24 a 3.88 dinas/cm. Por lo anterior, para el campo Ogarrio el proceso ASP no
es óptimo.
3.- En el caso del campo Ogarrio se determinó, como una primera aproximación, la
relación de movilidades suponiendo un desplazamiento tipo pistón perfecto; con
esta suposición la movilidad para el agua de inyección es de 1.1895 y para el agua
de formación de 0.5078 las cuales en el peor de los casos (agua de inyección) es
ligeramente desfavorable, sin embargo, se puede considerar aceptable, sobre todo
si se toma en cuenta que el aceite al cual se le midió la viscosidad es un aceite
muerto, por lo que es razonable esperar que para el aceite vivo, la viscosidad sea
180
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.- En las pruebas de desplazamiento por inyección de agua en núcleos del campo
Ogarrio (efectuadas previamente), se observaron recuperaciones de aceite del
orden de 79.16% y 82.76%, siendo la recuperación más alta la obtenida con la
mezcla de 50% agua dulce + 50% agua de formación, lo cual puede explicarse
considerando que el incremento de la salinidad genera un ligero incremento en la
viscosidad del agua de inyección y probablemente también tenga un efecto menor
en el hichamiento de las arcillas, lo que en general resulta en el mejoramiento de
la eficiencia de desplazamiento.
6.- El alto contraste del coeficiente de heterogeneidad de Dystra & Parson que presenta
el campo Ogarrio, del orden de 0.45 a 0.91, justifica el uso de soluciones
poliméricas para mejorar la eficiencia de desplazamiento distribuyendo el frente de
agua a las zonas que no habían sido barridas, sin embargo, esto implica diseñar
un proceso en el cual se tenga el máximo Factor de Resistencia Residual
mediante la adsorción del polímero al medio poroso, lo cual representaría un costo
mayor del proceso.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
8.- Con los datos limitados de laboratorio y con la información recopilada de la literatura
técnica consultada en este trabajo, para el caso del campo Ogarrio, parecería que
el desplazamiento ASP no conseguiría completamente las condiciones idóneas
para ser implantado, sin embargo, con los resultados obtenidos se sientan las
bases para recomendar realizar un estudio de laboratorio detallado que evalúe el
desplazamiento polimérico (P) y surfactante-polímero (SP).
182
APÉNDICE A
ACTUALIZACIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO
El análisis de los datos de producción y los datos petrofísicos permitió asignar las
producciones por intervalo en las terminaciones mancomunadas, estimando de esta
forma la producción acumulada por secuencia como se muestra en la Tabla A.1 y en la
Figura A.1. Empleando la información incluida en la Tabla A.1 y en la Figura A.1, se
definieron las secuencias más importantes del campo por su producción acumulada,
siendo estas las secuencias E_155, E_140 y E_165.
APÉNDICE A
184
100 20
80 16
60 12
40 8
20 4
0 0
10 E_20 E_30 E_40 E_50 E_60 E_70 E_80 E_90 E_100 E_110 E_120 E_130 E_140 E_145 E_150 E_155 E_160 E_165 E_170 E_180 E_190 E_200 E_210 E_220 E_230 DISC_10 DISC_20
Figura A.1. Volumetría del campo Ogarrio Bloque A. 79
Arena E_140
AS N RAM O N
Toanl a Sanh ecz Ma
T OTRU G UE RO gll aanes
020100
2020000 5 PERS ID EENT S
Coatzacoal cos SA NAT RO SA
AguaDluOT cNA Le A L
LA NE S
SA N RAM O N
AR BO NG RA NDEL A V NET A
Tonal
AP LM IOTT AO TA a TSE
T OTRU G UE RO MA G ALLA N SE
LAIXCA
AU MA
H NG
TEL PN OE
UE T E LL A Fr
NP AR Rd
anci sco RO YOP R IOTE
uea
1980000 A RM RIO
ACA YO L A CNET RA L G UBI CH A
OC N CE PICO N NE LASH
C HA MIH UA RO SAR IO
Fr anci sco
Rudae
B A
AC L
A ROR Y O B
1960000 A
NL C O PNA A L B LA SLI LO
LMO OA CAN AG A TA
199000
TA CULI O
AC AL A X OEAT PA
Faciesd e Registros
B Ca ja ( Bloc k y )
U F Gra no De c rec ie n et U C G ra no Cr ec ient e SE Ase r ra d o / P ico
M Lo do
S R SE Aserrad o R i co e n Arena
Faciesd e Registros
AP F Aus ent e P or Fa ll a
PI Pr ofund idBad Ca
Insujaifci( eBloc k y ) No Desarr ol al d o
nte ND
U F Gra n o De c rec ie n et
U C G ra no Cr ec ient e
SE Ase r ra d o / P ico
M Lo do
S R SE Aserrad o R i co e n Arena
AP F Aus ent e P or Fa lla
SIMBOLOGIA
P I Pr of und id ad Insu i cf i e nt e
PRODUC TO R DE AC EIT E IMP R ODUC TI VO
ND No Desar r ol adl o
IMP R ODUC TIVO INVADIDO DE AGUA S ALADA
IMP R ODUC TI VO
A ct i vo I nteógra l C in co P res di e nt es ó
ALADAA T AP ONADO P OR ACCIDE NTE M
CA MPO OGAR RIO B LOQU E A
A rECANICO
enaE
M a p a d e F a c i es
E LA BORÓ:: E Q U IP O OG A R R IOSUPERVISÓ:
1 1 25, 00
ING. RITOG. GAYT AN GON 100 0 100 200 300 400 50 m
2030000
GOLFO DE MEXICO SANTA ANA
2020000
2000000 Nanchital
IXHUATLAN
EL PUENTE OGARRIO
TIGRE
TORTUGUERO Tonala
ARROYO BLANCO PANAL BLASILLO AGATA
MAGALLANES MOLOACAN TACUILOLAPA
5 PRESIDENTES
1990000
Campo
2010000 Coatzacoalcos SANTA TONALA XOTEAPA
LASOLDADOS Ogarrio
RABON GRANDEinatitlan Agua Dulce VENTA MAGALLANES PALMITOTA
CUICHAPA
OTATES
Cuichapa Las Choapas TIUMUT
LACAMANGO EL BURRO ARROYO PRIETO
1980000 NVO. TEAPALa Venta GUBICHA
LA CENTRAL
CONCEPCION NELASH Sanchez Magallanes
CHAMIHUAROSARIO
1970000 FILISOLA
1960000
MACAYO EL PLAN
Francisco Rueda
BACAL
SR
LKO Nivel mas bajo conocido de Aceite HKW Nivel mas alto conocido de Agua OWC Contacto Agua Aceite
SIMBOLOGIA
PRODUCTOR DE ACEITE IMPRODUCTIVO
IMPRODUCTIVO INVADIDO DE AGUA SALADA
TAPONADO
TAPONADO PORPOR ACCIDENTEMECANICO
ACCIDENTE MECANICO
FALLA NORMA
Figura A.4. Arena E_140, mapa de espesor neto impregnado Ogarrio Bloque A.79
del Campo Ogarrio sigue la tendencia de los patrones del sistema de los canales de
depósito y patrones de fallas en echelon, contiene un espesor neto impregnado mayor
de 35 m y un IH de más de 4.5. Echado arriba y en dirección Este, se tienen anomalías
adicionales con impregnación neta y con IH limitadas por las tendencias de las fallas en
echelon, fallas sub-sísmicas y por la expansión salina; las tendencias de espesor neto
Mapa de Ubicacion
340000 350000 360000 370000 380000 390000 400000 410000 420000 430000 440000
2030000
GOLFO DE MEXICO SANTA ANA
2020000
SAN RAMON
TORTUGUERO Tonala
MAGALLANES
5 PRESIDENTES
2010000
SANTA Coatzacoalcos
TONALA
RABON GRANDE Agua Dulce LA VENTA MAGALLANES PALMITOTA
OTATES
EL BURRO
La Venta
2000000 Nanchital
NVO.
IXHUATLAN
EL PUENTE
MOLOACAN ARROYO BLANCO
EL TIGRE PANAL BLASILLO AGATA
TACUILOLAPA
1990000
ACALAPA XOTEAPA Campo Ogarrio
inatitlan SOLDADOS
CUICHAPA
Cuichapa Las Choapas TIUMUT
LACAMANGO ARROYO PRIETO
1980000 GUBICHA
CONCEPCION Sanchez Magallanes
ROSARIO
Francisco Rueda
1970000 FILISOLA
BACAL
1960000
MACAYO EL PLAN
LA CENTRAL
NELASH
CHAMIHUA
1.0
1.0
2.0SR
1.0
2.0
3.0
4.0
PI
1.0
5.0
4.0
3.0
1.0
2.0
Indice de Hidrocarburos
> 5.1
4.1 - 5.0
3.1 - 4.0
2.1 - 3.0
1.1 - 2.0
0 - 1.0 1.0
LKO Nivel mas bajo conocido de Aceite HKW Nivel mas alto conocido de Agua OWC Contacto Agua Aceite 2.0
Original contour location (prewater invasion)
1.0
4.0 2.0
ESCALA: REVISÓÓ ::
1 : 12,500 1:12500
Mapa de Indice de Hidrocarburos
ING. MANUEL ARTEAGA HERNA
2500 250 500 750 1000 1250 m
LUGAR: AGUA DULCE VER. FECHA: MARZO 2 009
Figura A.5. Arena E_140, mapa de índice de hidrocarburos Ogarrio Bloque A.79
impregnado en esta anomalía tienen valores sobre los 20 m y 4.5 de IH. En la parte
central y en la parte sureste del campo, el IH va de 1 a 5 mientras que los valores de
impregnación neta varía de 1 a 40 m. En la parte sureste del campo, el valor de la IH va
de 1 a 5 mientras que el espesor neto impregnado tiene un rango de 1 a 35 m; el
espesor neto impregnado y el IH tienden a aumentar echado arriba hacia el oeste,
contra la falla regional de crecimiento norte-sur. Las tendencias de espesor neto
impregnado y de IH son consistentes con las facies de canal granodecreciente.
F12
F13
Mapa de Ubicacion
340000 350000 360000 370000 380000 390000 400000 410000 420000 430000 440000
2030000
2020000
SAN RAMON
TORTUGUERO Tonala
F9 MAGALLANES
PRESIDENTES
2010000 Coatzacoalcos SANTA ROSA TONALA
RABON GRANDE Agua Dulce LA VENTA MAGALLANES PALMITOTA
OTATES
EL
2000000 NVO.La Venta
Nanchital
IXHUATLAN
EL PUENTE OGARRIO TIGRE
MOLOACAN ARROYO BLANCO PANAL BLASILLO AGATA
TACUILOLAPA
1990000
Campo
ACALAPA XOTEAPA LOS SOLDADOS Ogarrio
inatitlan
CUICHAPA
Cuichapa Las Choapas TIUMUT
LACAMANGO ARROYO PRIETO
1980000 GUBICHA
Sanchez Magallanes
CONCEPCION
Francisco Rueda
1970000 FILISOLA
BACAL
1960000
MACAYO EL PLAN
LA CENTRAL
NELASH
CHAMIHUAROSARIO
C5
C4
HKW -2569 (OG-1245)
C3
LKO -2542 (OG-1267)
F6
F15
C2
HKW -2306 (OG-811)
OWC -2439 (OG-898)
LKO -2193
(OG-815)
C1
B2
HKW -2387
(OG-887)
B1
OWC -2983 (OG-738)
F1
A2
HKW -3189 (OG-721)
F3
Activo Intóegral Cinco Presidentes ó F2
A Área.
ACN Número de carbón alkano del aceite refinado.
ASP Desplazamiento químico combinado Alcali, Surfactante y Polímero.
C Concentración.
Ci Concentración de inyección.
CMC Concentración micelar crítica.
Ĉ Concentración de polímero adsorbido.
D Diámetro ecuatorial de la gota pendiente.
d Diámetro de la gota pendiente a la distancia D de la cima de la gota.
EACN Número de carbón alkano equivalente del aceite crudo.
fw Flujo fraccional de agua.
H Parámetro dependiente del factor de forma, en el método de gota pendiente.
IAH Índice de mojabilidad de Amott-Harvey.
IUSBM Índice de mojabilidad de la USBM.
K Índice de consistencia en el modelo reológico de la Ley de Potencia.
k Permeabilidad absoluta.
kg Permeabilidad efectiva al gas.
ko Permeabilidad efectiva al aceite.
kw Permeabilidad efectiva al agua.
krg Permeabilidad relativa al gas.
kro Permeabilidad relativa al aceite.
krw Permeabilidad relativa al agua.
L Longitud.
M Relación de movilidades.
N Volumen original de aceite.
NA Número ácido
Nca Número capilar.
Np Volumen acumulado de aceite producido.
191
NOMENCLATURA
Letras griegas.
Tensión interfacial.
Esfuerzo cortante.
Viscosidad.
a Viscosidad aparente.
Ángulo de contacto.
Movilidad.
Porosidad.
Coeficiente de variación de permeabilidad (o de Dystra & Parson).
Subíndices.
e Emulsión.
g Gas.
i Irreducible.
o Aceite.
p Polímero.
r Residual.
s Surfactante.
w Agua.
193
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