DISEÑO, SEGUIMIENTO Y EVALUACION DE PROYECTOS DE INYECCION DE POLIMEROS, MEDIANTE TRAZADORES Carlos...

DISEÑO, SEGUIMIENTO Y EVALUACION DE PROYECTOS DE INYECCION DE POLIMEROS,

MEDIANTE TRAZADORES

Carlos SomarugaFacultad de Ingeniería

Universidad Nacional del ComahueNeuquén, Argentina

El objetivo esencial de los proyectos de inyección de polímeros es aumentar el factor de recuperación de petróleo a partir del re-direccionamiento de la inyección de agua hacia zonas previamente no barridas (o mal barridas). Esto se logra al reducirse la relación de movilidades entre el agua y el petróleo por el incremento de la viscosidad del agua en las zonas contactadas por el polímero.

El éxito técnico y económico de estos proyectos depende de la correcta selecciónde los reservorios, de los polímeros y del apropiado dimensionamiento de los bancos de solución polimérica.

Brevemente, los principales factores a tener en cuenta son:

1. Saturación de petróleo: debe ser suficiente para garantizar el retorno del proyecto.

2. PH del agua de inyección y reservorio.3. Temperatura del agua de inyección y reservorio.4. Contenido de iones del agua del reservorio

5. Contenido de arcillas: favorecen la adsorción del polímero dificultando la llegada profunda hacia el interior del reservorio.

Controlan el tiempo de activación del polímero

Diseño de proyectos de inyección de polímerosFactores claves

6. Contenido de sólidos en el agua de inyección: pueden ser encapsulados por el polímero y producirse grumos que taponan las instalaciones de inyección

6. Población bacteriana (cantidad y calidad): pueden degradar el polímero.

7. Canalizaciones:

↑ En principio, constituyen un factor favorable para el éxito de los proyectos de inyección de polímeros ya que son la evidencia mas fuerte de baja eficiencia de barrido (y de probables saturaciones atractivas de petróleo en los alrededores).

↓ Sin embargo, si no son corregidas, conducen rápidamente el polímero hacia los pozos productores, anulando o limitando su acción correctiva.

Diseño de proyectos de inyección de polímerosFactores claves

Concentración de polímero:

Se determina en función del alcance o profundidad de diseño del tratamiento y depende de la permeabilidad del reservorio. En general, cuanto mayor es la permeabilidad de la zona que se desea corregir, mayor debe ser la concentración de polímero. Esto significa una mayor resistencia del frente de polímero hidrolizado.La bibliografía consultada revela un rango de entre 100 y 1000 ppm (microgeles) y1500 a 10000 ppm (geles obturantes).

Volumen a inyectar:

Depende del volumen que se pretende contactar. Los tratamientos realizados en Argentina han significado inyecciones de polímero inferiores al 10% del volumen poral del reservorio. No obstante la experiencia en el mundo nos muestra inyecciones de hasta el 80% del volumen poral.

Diseño de proyectos de inyección de polímerosDimensionado

Parámetro ppm .VP

Un criterio orientativo está representado por el producto de la concentración delpolímero y el volumen inyectado, referido al volumen poral del reservorio.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

10

20

30

40

50

60F

act

or

de

re

cob

ro in

cre

me

nta

l (%

de

l PO

IS)

ppm . VPinyectadoTomado de Debons F.E. and Braun R.W. “Polymer flooding: Still a Viable IOR Technique”, 8th European IOR Symposium, Vienna, Austria 15-17 May, 1995.

Diseño de proyectos de inyección de polímerosDimensionado

Se considera que cuanto mayor es el producto ppm.VP, mayor será el factor de recobro.Sin embargo esto no es tan lineal.Evidentemente hay otros factores.

Diseño de proyectos de inyección de polímerosResumen

En síntesis:

Habiendo evidencia de saturaciones de petróleo atractivas y luego derelevarse los datos de PH, salinidad, temperatura, sólidos en suspensión y población bacteriana, creemos esencial:

1. Comprobar la existencia (o ausencia) de canalización de la inyección.

2. Evaluar el volumen de la zona a tratar.

3. Evaluar la permeabilidad promedio de la zona a tratar.

4. Evaluar la distribución de tiempos de transito del agua de inyección.

Y los trazadores pueden darnos una mano.

Flujo de trazadores Con canalización de la inyección

Sin saturación de petróleo en la zona barrida pero con alta saturación de petróleo en las zonas contiguas

Flujo de trazadoresSin canalización de la inyección

Con saturación de petróleo distribuida mas o menos uniformemente en el reservorio

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000,000

0,002

0,004

0,006

0,008

0,010

0,012

0,014

recu

pe

raci

on

fra

ccin

al d

iari

a d

e tr

aza

dor

dias despues de la inyeccion

Trazador canalizado

Trazador sin canalizar

Registros de trazadores

Ambos registros corresponden a casos reales

Trazador canalizado

Trazador sin canalizar

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 660 720 780 840 900 960

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

recu

pe

raci

on a

cum

ula

da d

e tr

aza

dor

(%

)


mrec (%)

Registros de trazadores

t

inytraz

productorwmuestratrazrec dt

m

qCm

0

..100(%)

t

inytraz

productorwmuestratrazrec dt

m

qCm

0

..100(%)

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 660 720 780 840 900 960

0,000

0,001

0,002

0,003

0,004

recu

pe

raci

on

fra

ccin

al d

iari

a d

e tr

aza

do

r


truptura tmedio

Registros de trazadores: Parámetros característicos

Los dos tiempos característicos están asociados a:

truptura : a la permeabilidad de la zona contactada por el trazador

tmedio: al volumen acuatizado de la zona contactada por el trazador.

El volumen acuatizado (contactado por el trazador) puede calcularse con:

medioinyectorinyectada

recuperadaacuatizado tq

m

mV ..

ruptura

wwior

tp

d

LLnLSS

k

21

Y la permeabilidad de esa misma zona, con (1):

____________________________________________________________________________________________1.- Felsenthal M. “How To Diagnose a Thief Zone”. Journal of Petroleum Technology, 839-840, July, 1973.

Evaluación de zonas contactadas por el agua de inyección

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300

0,000

0,002

0,004

0,006

0,008

0,010

0,012

0,014

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

recu

pe

raci

on

acu

mu

lad

a d

e tr

aza

do

r (%

)

recu

pe

raci

on

fra

ccio

na

l dia

ria

de

tra

zad

or


Popping time

Tiempos de transito del trazador vs. tiempo de activación del polímero

El 40% del trazador ha salido antes del supuesto tiempo de activación.Si hubiese sido el polímero, se perdía.

Caso Testigo

6284000

6284200

6284400

6284600

6284800

6285000

6285200

6285400

2554800 2555000 2555200 2555400 2555600 2555800 2556000 2556200 2556400

631

642

942

700

92

242

531

341

552

51

14

100

441

Malla Propuesta

En ese momento se inyectaban en la zona de interés unos 164.7 m3/d.

6284000

6284200

6284400

6284600

6284800

6285000

6285200

6285400

2554800 2555000 2555200 2555400 2555600 2555800 2556000 2556200 2556400

631

642

942

700

92

242

531

341

552

51

14

100

441

Distribución trazador antes inyección gel

(0.07% estable)

(0.35% estable)

(0.00%)

(0.18% creciente)

(0.42% estable)

(0.00%)

(0.16% estable)(6% estable)

(3.88% estable)

(0.95% estable)(1% creciente)

(0.00%)

Se han resaltado los pozos mas canalizados: 642 (con recuperación acumulada de trazador próxima al 6 %) y 942 (con recuperación acumulada de trazador próxima al 4%). El resto de los pozos con detección de trazador tuvieron recuperaciones acumuladas inferiores al 1 % por pozo, en algunos casos crecientes y en otros ya estabilizadas.La recuperación fraccional acumulada total resultó: 13.01 %

Recuperación fraccional diaria de trazador

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000,0000

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005re

cup

era

cio

n fr

acc

ion

al d

iari

a

dia

VI-29 VI-135 VI-136 VI-143 VI-242 VI-246 VI-249 VI-255 VI-1007

92

531

631

341

242

642

942

552

700

Las primeras detecciones se produjeron los días 31 y 37 en los productores 642 y 942 respectivamente. Luego, hubo una nueva detección en el 552 (día 101) aunque es probable que el trazador hubiere llegado a este pozo próximo al día 80 (no se muestreó este pozo entre los días 69 y 101). También se registraron detecciones de menor cuantía en los pozos: 92, 531, 631, 341, 242 y 700.

Recuperación fraccional acumulada de trazador

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 6000,00

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

VI-29 VI-135 VI-136 VI-143 VI-242 VI-246 VI-249 VI-255 VI-1007

recu

pe

raci

on

fra

ccio

na

l acu

mu

lad

a

dia

T1/2 (642) : 160 díasT1/2 (942) : 168 días

92

531

631

341

242

642

942

552

700

Tal como ya se mencionó, viendo las recuperaciones acumuladas, sobresalen claramente las de los pozos 642 y 942, en los que se habían alcanzado recuperaciones acumuladas próximas al 6% y 3.9% respectivamente.Se indican en el grafico los correspondientes tiempos medios de transito (asociados al 50% de cada acumulada).

Simulación: distribución trazador antes inyección gel

Zonas acuatizadas conectando pozos(flujos mas rápidos)

531

700

631

552

242

14

100

5192

341

642

942

Se consideró en la simulación que el 13.5 % del caudal inyectado (extrapolado a partir de la recuperación total de trazador) llegaba, sin empujar petróleo, a los productores indicados por el trazador (principalmente 642, 942, 552 y 700). Los pozos con muy bajas recuperaciones de trazador no alcanzan a se representados debido a que cada tubo de corriente conduce el 1% del trazador inyectado.Se desconoce la posición del frente de agua en la dirección de los pozos productores que no tuvieron trazador y por lo tanto no se ha representado.

Simulación: Recuperación diaria de trazador en el 642 (medida vs. simulada)

100 200 300 400

0.0001

0.0002

0.0003

0.0004

h = 0.79 m

Respetando la distribución de líneas de corriente de la diapositiva 19, se obtuvieron los registros de trazador para los principales pozos.En el caso del 642 (mostrado en esta diapositiva) fue necesario considerar un espesor de capa (acuatizada) próximo a 0.8 metros (con porosidad 0.2 y saturación de agua del 70%).

Recuperacion diaria de trazdor en el Vi-249(medida vs simulada)Simulación: Recuperación diaria de trazador en el 942 (medida vs. simulada)

100 200 300 400

0.00005

0.0001

0.00015

0.0002

0.00025

h = 0.54 m

Para reproducir el registro del pozo 942 debió considerarse una reducción del espesor de la capa acuatizada hasta hacerlo próximo a 0.54 metros. Para el resto de los registros, los espesores resultaron siempre del mismo orden que los dos presentados.

En síntesis, a partir del trazador se vislumbraba una zona profusamente barrida (entre el inyector 441 y los productores 642 y 942) con espesores evaluadosentre 0.54 y 0.79 metros (considerando fi=0.2 y Sw=0.7).

Los volúmenes acuatizados (contactados por el trazador) resultaron:

Con el pozo 642 = 165 m3/día 0.06 160 días = 1584 m3Con el pozo 942 = 165 m3/día 0.0388 168 días = 1076 m3

Volumen acuatizado total (contactado por el trazador): 2650 m3

La fracción del trazador no producido ( aproximadamente el 87 % de lo inyectado) estaba en aquel momento, participando en los procesos de empuje del petróleo remanente o viajando por zonas ya barridas de menor permeabilidad (y por ello mas lentas).

El petróleo es liviano con viscosidad de 5 cP. La relación de movilidades escercana a 2.El agua de formación tiene una concentración total de iones divalentes (Ca++ y Mg++)

de 2200 a 2400 ppm y un TDS de 70000 ppm.

Rasgos principales del flujo de inyección

La permeabilidad de la comunicación hidráulica se estimó mediante:

Considerando:

= 0.6 cP, = 0.18, Sor= 0.2, Swi=0.1, L = 300 m, dw = 0.2 m, Pi = 55 Kg/cm2 (en puente de inyección)Z = 1676 m,Pp (dinámica)= 20 Kg./cm2 (equivalente sumergencia)tbt = 34 días, resulta una permeabilidad:

k = 836 mD

____________________________________________________________________________________-1.- Felsenthal M. “How To Diagnose a Thief Zone”. Journal of Petroleum Technology, 839-840, July, 1973.

bt

wwior

tp

d

LLnLSS

k

21

Rasgos principales del flujo de inyección

Se decidió la inyección de 15.000 barriles (2385 m3) del polímero poliacrilamida(M : 15 109), parcialmente hidrolizado con entrecruzador triacetato de cromo.Así, el volumen inyectado es prácticamente idéntico al contactado por el trazador (zona acuatizada de flujo rápido).

La concentración promedio del polímero fue de 3.000 ppm.La de entrecruzador, 75 ppm.Esto da una relación polímero/entrecruzador de 40.El tiempo de inyección fue de 20 días.

Considerando un volumen poral de 21.299.198 BBLS (3.386.572 m3) resultó un VP= 0.0007. Entonces podemos calcular el parámetro ppm .VP resultando:

ppm.VP = 3000 x 0.0007 = 2.1

valor extremadamente bajo en relación a los antecedentes de la diapositiva 5,pero que alcanzaría a contactar el volumen acuatizado contactado con el trazador.

Aquí vale acotar que en el computo del volumen poral del sector se ha tomado el área que incluye todos los pozos de la diapositiva 15 (primera y segunda línea) asícomo el espesor total del reservorio.

Inyección de polímero

Before the treatment, the average injection was 4 b/d at 740 psi.After the treatment, the rate was 2,3 b/d at 853 psi.

Later the WOR (water oil relation) vs. Np (cumulative oil production) was:

At the beginning of the gel treatment the oil cumulative was about 2.000.000 bbls. and it could be extrapolated to 2.200.000 bbls.

Today it can be extrapolated to 2.400.000 bbls.

So, an incremental oil of 200.000 bbls is estimated.

Consecuencias de la inyección del polímero

Item Cost (U$S)

Tracers 28.000

Chemical products and services 257.000

Workover 15.000

Facilities 5.000

Total 305.000

Was the project successful?

• According to calculations performed using post-treatment trends, an incremental production of 200,000 bbls of oil was estimated.

• Incremental oil reserves attributable to the treatment were 1.78 % of the OOIP.

• With all costs recorded, the incremental production cost was US$ 1.53/bbl.

The summary of the costs is

Based on these positive results, additional treatments were ordered for the original injector plustwo additional injectors. Also an expansion of the pilot program is under evaluation.

Consecuencias de la inyección del polímero

Nueve meses luego del tratamiento con el gel, se inició un segundo estudio con trazadores en la misma malla.

De manera que este segundo ensayo (post-gel) fue realizado 4.4 años luego del primero (pre-gel).

En ese periodo se completaron procesos de barrido convencional (antes de la inyección del gel) y de barrido adicional, debido a la supuesta redistribución de la inyección por la acción sellante del gel.

Trazador después de la inyección del polímero

6284000

6284200

6284400

6284600

6284800

6285000

6285200

6285400

2554800 2555000 2555200 2555400 2555600 2555800 2556000 2556200 2556400

631

642

942

700

29

242

531

341

552

51

14

100

144

Distribución trazador después inyección gel

(10% creciente)

(20% creciente)

Transcurridos casi 600 días de muestreos y mediciones, solo hubieron dos pozos con llegada de trazador: VI-249 (con primera detección el día 169) y VI-246 (con primera detección el día 259). No hubo detecciones en el resto de los pozos de la malla. En el ensayo pre-gel los tiempos de ruptura habían sido de 40 y 37 días respectivamente.El nuevo trazador ha demostrado la redistribución de la inyección de agua con ingreso en nuevas zonasque no eran alcanzadas previamente. Esto fue confirmado también con perfiles de transito de fluido.

Recuperación fraccional diaria de trazador

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 6600,0000

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

0,0006

0,0007

0,0008

0,0009

0,0010

recu

pe

raci

on

fra

ccio

na

l dia

ria

dia

recdia246 recdia249 T1/2 (942) : 331 días

T1/2 (642) : 420 días

642942

Tracer breakthrough

Pre-gel test

Recuperación fraccional acumulada de trazador

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 6600,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

recu

pe

raci

on

fra

ccio

na

l acu

mu

lad

a

dia

acu246 acu249

T1/2 (942) : 331 díasT1/2 (642) : 420 días

642942

Simulación: distribución trazador después de la inyección del gel

agua

700

242

642

14

100

942

441

agua

Zonas acuatizadasconectando pozos

Simulación: Recuperación diaria de trazador en el 642 (medida vs. simulada)

50000 100000 150000 200000

0.0001

0.0002

0.0003

0.0004

h = 4.4 m

Recuperacion diaria de trazdor en el Vi-249(medida vs simulada)Simulación: Recuperación diaria de trazador en el 942 (medida vs. simulada)

50000 100000 150000 200000

0.0002

0.0004

0.0006

0.0008 h = 4.5 m

En esta instancia post-gel, a partir del trazador se puede concluir que:

1. Nuevamente, la zona barrida se desarrolla mayoritariamente entre el inyector 441 y los productores 642 y 942.

2. Sin embargo, ahora, los espesores resultan próximos a 4.5 metros (considerando fi=0.2 y Sw=0.7).

3. La fracción del trazador no producido (ahora próximo al 66 %) estaría participando en procesos de empuje del petróleo remanente o viajando por zonas ya barridas de menor permeabilidad (y por ello mas lentas).

Simulación: Rasgos principales del flujo de inyección

ANALISIS COMPARATIVO

ETAPA PRE-GEL vs. ETAPA POST-GEL

Comparación de registros de trazador

Se comparan las recuperaciones fraccionales diarias y acumuladas de trazador, en las etapas “pre – gel” y “post – gel”, en cada pozo de la malla que haya tenido detección de trazador “post – gel”.

Obviamente, si no ha habido detección de trazador “post – gel” en un pozo que tuvo detección “pre – gel”, se concluye que el gel ha sido efectivo en cuanto a su función sellante.

Asimismo se consideran efectos positivos los retrasos observados en eltransito del trazador hacia cualquiera de los pozos productores.

Se expresan en primer lugar las recuperaciones en función del tiempo.

Luego, debido a que las condiciones de inyección “post-gel” involucranmayores (y muy variables) caudales de inyección, se prefiere expresar las recuperaciones en función de la inyección acumulada (Wi)

6284000

6284200

6284400

6284600

6284800

6285000

6285200

6285400

2554800 2555000 2555200 2555400 2555600 2555800 2556000 2556200 2556400

631

642

942

700

92

242

531

341

552

51

14

100

441

Distribución trazador antes y después de la inyección del gel

(0.07% estable)Sin detección


(0.00%)Sin detección

(0.18% creciente)Sin detección




(6% estable)(10% creciente)

(3.88% estable)(20% creciente)


(1% creciente)Sin detección


Pozo 642

Pozo productor 642 (recuperación fraccional diaria)

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 6600,0000

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

recu

pe

raci

on

fra

ccio

na

l dia

ria

dia

recdia246 (pre - gel)

recdia246 (post - gel)

Retraso observado:

T1/2 (antes gel) : 160 díasT1/2 (después gel) : 420 días

Pre-gelPost-gel

Pozo productor 642 (recuperación acumulada)

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 6600,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12re

cup

era

cio

n fr

acc

ion

al a

cum

ula

da

dias despues de la inyeccion del trazador

acu246 (pre-gel) acu246 (post-gel)

Pre-gelPost-gel


0 40000 80000 120000 160000 2000000,0000

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

recu

pe

raci

on

fra

ccio

na

l dia

ria

de

tra

zad

or

Wi (m3)

recdia246 pre-gel recdia246 post-gel

Pre-gelPost-gel

Pozo productor 642 (recuperación fraccional acumulada)

0 40000 80000 120000 160000 2000000,00

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,10

0,11

0,12

recu

pe

raci

on fr

acc

ion

al a

cum

ula

da d

e tr

aza

do

r

Wi (m3)

acu246 pre-gel acu246 post-gel

Pre-gelPost-gel

Pozo productor 642 (evaluación volumétrica)

Volumen barrido = Qi (rec traz %) T1/2

Volumen barrido (pre-gel) = 165 m3/día 0.06 160 días = 1584 m3 (enero del 2001)

Volumen barrido (post-gel) = 302 m3/día 0.10 420 días = 12684 m3 (mayo del 2006)

Volumen barrido adicional = 9156 m3 - 1584 m3 = 11100 m3

El volumen barrido adicional incluye aquellas zonas que fueron barridas entre enero del 2001 y mayo del 2006, es decir aproximadamente 4.4 años.


Volumen barrido = (rec traz %) Wi1/2 *

Volumen barrido (pre-gel) = 165 m3/día 0.06 160 días = 1584 m3 (enero del 2001)

Volumen barrido (post-gel) = 0.10 132000 m3 = 13200 m3 (mayo del 2006)

Volumen barrido adicional = 9156 m3 - 1584 m3 = 11616 m3


AMBOS PROCESOS DE CALCULO (BASE TEMPORAL Y BASE VOLUMETRICA) COINCIDEN ACEPTABLEMENTE EN LA DETERMINACION DEL VOLUMEN BARRIDO ADICIONAL

Pozo 942


0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 6600,0000

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

0,0006

0,0007

0,0008

0,0009

0,0010

0,0011

0,0012re

cup

era

cio

n fr

acc

ion

al d

iari

a

dia

recdia249 (pre - gel) recdia249 (post - gel)

Retraso observado:

T1/2 (Vi249) : 168 díasT1/2 (Vi246) : 311 días

Pre-gelPost-gel

Retraso observado:

T1/2 (antes gel) : 168 díasT1/2 (después gel) : 311 días

0 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 6600,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

0,18

0,20

0,22

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

0,18

0,20

0,22

recu

pe

raci

on

fra

ccio

na

l acu

mu

lad

a

dias despues de la inyeccion del trazador

acu249 (pre-gel) acu249 (post-gel)

Pozo productor 942 (recuperación acumulada)

Pre-gelPost-gel


0 40000 80000 120000 160000 2000000,0000

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

0,0006

0,0007

0,0008

0,0009

0,0010

recu

pe

raci

on

fra

ccio

na

l dia

ria

de

tra

zad

or

Wi (m3)

recdia pre-gel recdia249 post-gel

Pre-gelPost-gel

Pozo productor 942 (recuperación fraccional acumulada)

0 40000 80000 120000 160000 2000000,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25re

cup

era

cio

n fr

acc

ion

al a

cum

ula

da

de

tra

zad

or

Wi (m3)

acu 249 pre-gel acu249 post-gel

Pre-gelPost-gel


Volumen barrido = Qi (rec traz %) T1/2

Volumen barrido (pre-gel) = 165 m3/día 0.0388 168 días = 1076 m3

Volumen barrido (post-gel) = 302 m3/día 0.20 311 días = 18785 m3

Barrido adicional por efecto gel = 13560 m3 - 1076 m3 = 17708 m3



Volumen barrido = (rec traz %) Wi1/2 *

Volumen barrido (pre-gel) = 165 m3/día 0.0388 168 días = 1076 m3

Volumen barrido (post-gel) = 0.20 107122 m3 = 21424 m3

Barrido adicional por efecto gel = 13560 m3 - 1076 m3 = 20348 m3


EL VOLUMEN BARRIDO ADICIONAL CALCULADO A PARTIR DE LOS REGISTROS DE TRAZADOR EN FUNCION DE Wi, ES ALGO MAYOR QUE AQUEL BASADO EN LOS REGISTROS TEMPORALES (20348 M3 vs. 17708 m3). NATURALMENTE, ES MAS REALISTA EL PRIMERO DE ELLOS AL EVITARSE EL USO DE VALORES PROMEDIOS.

CONCLUSIONES Y COMENTARIOS

• Se ha comprobado que la inyección de gel ha alterado la distribución espacial de la inyección de agua.

• Se han bloqueado las comunicaciones hidráulicas de baja recuperación de trazador detectadas en la etapa pre-gel.

• En cuanto a los pozos mas canalizados (642 y 942) existen dos posibles escenarios de interpretación:

1. Que el gel haya bloqueado parcialmente las canalizaciones detectadas en la etapa pre-gel. De esta manera se justificaría el retraso observado en los tiempos de ruptura del trazador. Pero no pueden explicarse sus mayores recuperaciones acumuladas.

2. Que el gel haya bloqueado totalmente las canalizaciones detectadas en la etapa pre-gel y el agua de inyección se haya redistribuido verticalmente ingresando mayoritariamente por otra u otras capas de mayor espesor. Este segundo escenario parece mas probable y debería acordar con los eventuales perfiles de transito (flow-log) anteriores y posteriores a la inyección del gel.

CONCLUSIONES Y COMENTARIOS

• El segundo escenario es el que resulta totalmente compatible con los resultados derivados de los ensayos con trazadores. La inyección se ha redistribuido tanto verticalmente como arealmente. En efecto, los espesores se incrementaron desde escasos 0.8 metros hasta 4.5 metros mientras el área contactada también se amplió, tal como se ilustra comparando las diapositivas 19 y 31.

• Como consecuencia de lo mencionado, deberían haberse observado mejoras en los niveles de producción de petróleo de los pozos mas afectados (642 y 942) luego de la inyección de los geles.

• Las mejoras de producción deberían guardar relación con los “barridos adicionales” calculados para cada uno de los pozos mas afectados (20348 m3 para el 942 y 11616 m3 para el 642).

DISEÑO, SEGUIMIENTO Y EVALUACION DE PROYECTOS DE INYECCION DE POLIMEROS, MEDIANTE TRAZADORES Carlos...

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