FORMULACIÓN DE UNA SOLUCIÓN ACUOSA DE POLÍMERO PARA MEJORAR LA RELACIÓN DE MOVILIDAD EN EL YACIMIENTO GOBERNADOR DEL CAMPO PÁEZ-MINGO

Abstract

Con el propósito de disminuir la saturación de petróleo residual aumentando el factor de recobro se aplican procesos de Recuperación Mejorada de Petróleo (RM). La inyección de químicos en los yacimientos petrolíferos tiene como finalidad fundamental aumentar el factor de recobro mediante la reducción de la tensión interfacial y el mejoramiento de la razón de movilidad. El presente proyecto tiene como objetivo formular una solución acuosa de polímero para mejorar la relación de movilidad en el yacimiento Gobernador A/B 0001 del campo Páez-Mingo, ubicado en la cuenca Barinas-Apure. Este yacimiento tiene dos características que representan un reto para el diseño de métodos químicos de RM que son: Acuífero de fondo y alta temperatura (110 ºC), para ello se planteó realizar el estado del arte de la aplicabilidad de inyección de químicos como método de RM en yacimientos con acuífero de fondo, la selección y evaluación de una solución polimérica que pueda ser inyectada en este yacimiento, realizando la estimación de la concentración óptima de polímero, estudios de estabilidad térmica y evaluación del factor de recobro mediante pruebas de desplazamiento lineal en núcleos de Berea. El estado del arte permitió obtener información sobre los parámetros que gobiernan la inyección de químicos en yacimientos con acuífero de fondo (relación de espesores, relación de permeabilidad, tasa de inyección, tamaño del tapón de polímero, concentración de polímero, entre otros); se seleccionó el polímero Flopaam 3630-S de acuerdo a sus características de peso molecular, anionicidad y disponibilidad; se prepararon soluciones de 1000 ppm del polímero seleccionado para estudiar su comportamiento reológico a la temperatura del yacimiento, lo cual permitió identificar la necesidad de emplear un aditivo para aumentar la estabilidad térmica de dicho polímero; se determinó la concentración óptima de polímero de manera teórica en 730 ppm con el método de Gogarty (1970); se realizaron pruebas de desplazamiento para evaluar la recuperación de crudo inyectando soluciones de 1000, 2000 y 3000 ppm de polímero con 1% p/p de aditivo, de manera secuencial e individual, resultando que el mayor factor de recobro (77,99%) se obtuvo al inyectar de manera secuencial las soluciones. La formulación propuesta para ser inyectada en un área prospectiva del campo Páez- Mingo como método de recuperación mejorada es 3000 ppm de Flopaam 3630-S con 1% p/p de aditivo, inyectando previamente soluciones menos concentradas.