Evaluación del efecto de tamaño y número de baches en el performance de una inyección de polímeros bajo concentración gradada

Abstract

La inyección de agua ha sido el método de recobro más común para mantener la energía del reservorio y aumentar el recobro desde los años 50s. Sin embargo, ocurren problemas como la producción prematura de agua inyectada seguidos de un bajo incremental de producción y de recobro cuando la relación de movilidad de agua con el petróleo no es favorable y/o la heterogeneidad del reservorio es alta. Bajo la premisa de controlar la movilidad del agua en una inyección convencional de agua, la inyección de polímeros aparece como un método promisor. La inyección de polímeros tradicionalmente se realiza en volúmenes definidos finitos (bache) para luego inyectar agua nuevamente, debido al elevado costo del polímero. Este esquema algunas veces da paso a un fenómeno conocido como la digitación viscosa especialmente cuando la transición viscosa entre el agua de persecución y el bache de polímero es abrupta. Para mitigar este fenómeno, el esquema de inyección gradada fue propuesto en los 70s y usado algunas veces en campo. En la literatura existen pocos estudios de este esquema de inyección a escala de laboratorio. Este trabajo busca evaluar el efecto del número y tamaño de bache en el performance de una inyección viscosa gradada a escala de laboratorio. Para ello se construye un modelo basado en resultados experimentales reportados en la literatura, luego este modelo es usado para construir casos sintéticos de inyección viscosa gradada fijando una masa de polímero inyectada. Los resultados mostraron que los esquemas gradados (más de un bache) pueden alcanzar performances similares a los de una inyección con un solo bache. Además, este esquema produce resultados con menos dispersión que una inyección mono bache. Respecto al efecto de volumen total de bache inyectado, el incremental de factor de recobro y costo de barril incremental mejoran con menor volumen total de bache. Todos los indicadores son independientes después de 1.5 PVs inyectados.

Water flooding has been the most common method to maintain the reservoir energy and increase the oil recovery since the 50s. Nevertheless, problems such as the early water breakthrough and low incremental recovery occur as the mobility ratio of the water and oil is not favorable or the reservoir heterogeneity is high. Aiming to control the water mobility during a conventional water flooding, polymer flooding appears as a potential method. Polymer flooding is traditionally carried out in finite polymer volumes to then injecting water again due to high polymer cost. This injection scheme sometimes produces a phenomenon known as viscous fingering. Especially as the transition between the chase water and polymer slug is abrupt. The grading viscosity was proposed in the 70s and was applied sometimes at field scale to mitigate that phenomena. This study evaluates the number and polymer slug size on the polymer flood performance under a viscous grading scheme at laboratory scale. To do that, a model was built based on an experimental core flood reported in the literature, then this model is used to build synthetic cases under viscous grading scheme and fixing the total polymer mass injected. The results show that the viscous grading scheme can reach similar performance to a one slug injection. Additionally, this scheme produced results with less dispersion than one slug injection using different initial polymer concentrations. Regarding the total slug size, incremental oil recovery and cost of incremental oil barrel improved with less total volume slug. Additionally, all indicator were independent after 1.5 PV injected.