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Interpretación de los mecanismos fenomenológicos del proceso de inyección de Geles de Dispersión

Coloidal (CDG) en un yacimiento de hidrocarburos.

Daniela Alzate López

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía

Medellín, Colombia

2016

Interpretación de los mecanismos fenomenológicos del proceso de inyección de Geles de Dispersión Coloidal (CDG) en

un yacimiento de hidrocarburos.

Daniela Alzate López

Trabajo final de maestría presentado como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ingeniería – Ingeniería de Petróleos

Director:

Msc, Marco Antonio Ruiz Serna

Codirector:

Ph.D., Eduardo J. Manrique.

Línea de Investigación:

Recobro Mejorado (EOR) de hidrocarburos.

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía.

Medellín, Colombia

2016

DEDICATORIA

A mis padres, Juan y Gladys.

Agradecimientos

A Eduardo J. Manrique, director, por su compromiso, soporte y disposición para el

desarrollo y revisión del presente trabajo. Además de su valiosa orientación, aportes,

críticas, comentarios y sugerencias que facilitaron la finalización del proyecto; y

especialmente por su colaboración desinteresada en todo este proceso.

A Marco Antonio Ruiz, director y amigo, por todo su apoyo, confianza y seguimiento

durante el desarrollo del presente trabajo.

A los profesores Farid Cortés y Juan Manuel Mejía, por sus apreciadas asesorías.

Al Laboratorio de Fenómenos de Superficie de la Facultad de Minas y sus integrantes,

por su ayuda durante el desarrollo de las pruebas experimentales.

A Cristiam Cundar, por su soporte, colaboración y amistad.

A Fernando Cabrera, por su apoyo y por facilitarme realizar este trabajo como integrante

del equipo Tiorco - Nalco en la Universidad Nacional de Colombia.

A los compañeros de trabajo de Tiorco – Nalco, por compartir conocimiento y experiencia

en EOR.

A Ecopetrol S.A. y al Ingeniero Juan Manuel León Hinestrosa, por permitir la utilización

de información de su proyecto piloto de inyección de CDG para el presente proyecto

académico. Especialmente al Grupo de Recobro Mejorado, Gerencia de Yacimientos,

Gerencia de Operaciones y Desarrollo Huila Tolima (GDH) y al Instituto Colombiano del

Petróleo (ICP).

Resumen y Abstract IX

Resumen

Los geles de dispersión coloidal (CDG de sus siglas en inglés) o microgeles se

establecen como un método químico de recobro mejorado (EOR de sus siglas en inglés)

que ha sido propuesto y empleado para incrementar el recobro de aceite en yacimientos

bajo la inyección de agua. El comportamiento y mecanismos básicos de los sistemas

CDG en un yacimiento han sido altamente discutidos en la literatura y no se ha llegado a

un consenso sobre sus posibles beneficios frente a otras tecnologías, como la inyección

de polímeros. Con esta investigación se pretende contribuir al entendimiento de la

tecnología evaluando el diámetro hidrodinámico de los sistemas CDG en el tiempo, y su

comportamiento de viscosidad usando el Campo Dina Cretáceos, Colombia, como caso

de referencia. A partir de los resultados generados en esta investigación, se realizan

interpretaciones de diferentes pruebas de desplazamiento y estudios de caso de campo

documentados en la literatura.

Palabras clave: Geles de Dispersión Coloidal (CDG), diámetro hidrodinámico –

distribución de tamaños, Microgeles, Recobro Mejorado de aceite (EOR).

X Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG

Abstract

Colloidal Dispersion Gels (CDG) or microgels are considered a chemical enhanced oil

recovery (EOR) method, which aims to increase oil recovery in reservoirs under

waterflooding. Currently, the basic understanding and mechanisms of CDG in oil reservoir

have been widely discussed in the literature but there are different interpretations about

its potential benefits over other technologies, such as polymer injection. This research

aims to contribute to the understanding of the technology evaluating the hydrodynamic

diameter of CDG solutions over time and its viscosity behavior using Dina Cretáceos

Field, Colombia, as a reference case.

Based on the results of this research, different coreflood tests and field cases

documented in the literature will be interpreted.

Keywords: Colloidal Dispersion Gels (CDG), Hydrodynamic diameter - size

distributions, Microgels, Enhanced Oil Recovery (EOR).

Contenido XI

Contenido

Pág.

Resumen ........................................................................................................................... IX

Lista de figuras ............................................................................................................... XIII

Lista de tablas ................................................................................................................ XVI

Lista de Símbolos y abreviaturas ................................................................................ XVII

Introducción ...................................................................................................................... 1

1. Generalidades ............................................................................................................ 3 1.1 Objetivos ............................................................................................................... 3

1.1.1 Objetivo General ............................................................................................. 3 1.1.2 Objetivos Específicos ..................................................................................... 3 1.1.3 Justificación .................................................................................................... 3

2. Marco Teórico ............................................................................................................ 7 2.1 Inyección de Agua ................................................................................................ 7 2.2 Recobro Mejorado de Petróleo ............................................................................. 8

2.1.1. Clasificación de los métodos EOR ................................................................. 9 2.3 Factores que controlan la recuperación de aceite .............................................. 10

2.3.1. Relación de movilidad ................................................................................... 12 2.3.2. Número Capilar .............................................................................................. 13

2.4 Inyección de Polímeros ...................................................................................... 15 2.4.1. Viscosidad Aparente ..................................................................................... 17

2.5 Inyección de Geles Obturantes .......................................................................... 18 2.6 Geles de Dispersión Coloidal (CDG) .................................................................. 19 2.7 Soluciones de Polímeros Enlazados (LPS) ........................................................ 22

3. Estado del Arte ......................................................................................................... 25 3.1 Estudios Experimentales y Modelamiento .......................................................... 25 3.2 Resumen de Pruebas de Campo ....................................................................... 41

4. Formación y evaluación de los Geles de Dispersión Coloidal (CDG) ................. 51 4.1 Procedimiento de preparación del CDG. ............................................................ 51 4.2 Medición de la viscosidad de las soluciones de CDG ........................................ 53 4.3 Medición del diámetro hidrodinámico de los sistemas CDG............................... 54

XII Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG

5. Caracterización del tamaño del diámetro hidrodinámico del sistema CDG ....... 57 5.1 Efecto de la concentración de polímero ............................................................. 58 5.2 Efecto de la concentración de agente entrecruzador. ........................................ 68 5.3 Discusión ............................................................................................................ 73

6. Análisis de pruebas de desplazamiento ................................................................. 85 6.1 Campo Dina Cretáceos ...................................................................................... 85 6.2 Campo Tello. ...................................................................................................... 98

7. Análisis de los resultados de Campo ................................................................... 109 7.1 Campo Dina Cretáceos - Colombia .................................................................. 109 7.2 Campo Loma Alta Sur - Argentina. ................................................................... 119

8. Conclusiones y recomendaciones ........................................................................ 124 8.1 Conclusiones .................................................................................................... 124 8.2 Recomendaciones ............................................................................................ 126

Bibliografía ..................................................................................................................... 129

Contenido XIII

Lista de figuras

Pág. Figura 1. Esquema de interacciones del polímero con entrecruzador (AlCit). .................. 21

Figura 2. Viscosímetro rotacional [48]. .............................................................................. 53

Figura 3. Especificaciones básicas del NanoPlus [49]. ..................................................... 54

Figura 4. Comportamiento de la viscosidad en el tiempo. Sistemas de CDG de 200, 400

y 600 ppm de HPAM, a una relación polímero-entrecruzador de 40:1. ............................ 59

Figura 5. Comportamiento de la viscosidad en función del shear rate, en el tiempo.

Sistema CDG 400ppm a 40:1 ........................................................................................... 60

Figura 6. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del polímero a 400 ppm con

tiempo. .............................................................................................................................. 61

Figura 7. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400ppm – 40:1 y

de la solución polimérica a 400 ppm, día 0. ...................................................................... 62

Figura 8. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 40:1,

días 0 y 1 ........................................................................................................................... 63


en función del tiempo. ....................................................................................................... 64

Figura 10. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 200ppm – 40:1,

Día 0 a 5. ........................................................................................................................... 65




día 0 y 1. ........................................................................................................................... 67



Figura 14. Comportamiento de la viscosidad en el tiempo. Sistemas de CDG 400 ppm de

HPAM, a relaciones polímero-entrecruzador de 60:1, 40:1 y 20:1. .................................. 69


días 0, 1 y 3. ...................................................................................................................... 70




días 0 y 1. .......................................................................................................................... 72



Figura 19. Muestra de CDG (400ppm, 40:1) al día 7. ....................................................... 74

Figura 20. Diagrama esquemático - interacciones del sistema CDG en una botella. ....... 74

XIV Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG

Figura 21. Diagrama esquemático – interacciones del CDG bajo restricciones del medio

poroso. .............................................................................................................................. 75

Figura 22. Método de medición del DLS [50]. ................................................................... 76

Figura 23. Efecto de la viscosidad sobre la medida del DLS. ........................................... 78

Figura 24. Analisis día 1, CDG 400 ppm, diferentes relación polímero-entrecruzador. .... 79

Figura 25. Analisis día 7, CDG 400 ppm, diferentes relación polímero-entrecruzador. .... 80

Figura 26. Análisis de sistemas CDG al día 7 a diferente concentración y relación

polímero-entrecruzador 40:1. ............................................................................................ 81

Figura 27. Análisis día 0 de sistemas CDG a 400ppm y diferentes relación polímero-

entrecruzador. ................................................................................................................... 82

Figura 28. Diferencial de presión observado durante la prueba de desplazamiento 1 –

Campo DK. ....................................................................................................................... 87

Figura 29. Diferencial de presión observado durante la prueba de desplazamiento 2 –

Campo DK. ....................................................................................................................... 89

Figura 30. Recobro Incremental de Aceite por la inyección de CDG a). Fresco – b).

Añejado por una semana a diferentes tasas de inyección. .............................................. 90

Figura 31. Concentración de polímero y aluminio como función de los PV producidos

durante las pruebas de desplazamiento por la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado

una semana. ..................................................................................................................... 91

Figura 32. Registro de detección de trazadores antes y después de la inyección de CDG

a). Fresco – b). Añejado una semana. .............................................................................. 93

Figura 33. Volumen Contactado por el trazador antes y después de la inyección de CDG

a). Fresco – b). Añejado una semana. .............................................................................. 94

Figura 34. Núcleos antes y después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una

semana. ............................................................................................................................ 94

Figura 35. Núcleos después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una

semana. ............................................................................................................................ 95

Figura 36. Protocolo de la prueba de desplazamiento en un núcleo de Campo Tello.... 100

Figura 37. Diferencial de presión observado en la prueba de desplazamiento en un

núcleo de Tello. ............................................................................................................... 101

Figura 38. Viscosidad Aparente durante la inyección del sistema CDG – prueba de

desplazamiento Campo Tello. ........................................................................................ 102

Figura 39. Comportamiento de la movilidad durante la inyección del sistema CDG –

prueba de desplazamiento Campo Tello. ....................................................................... 102

Figura 40. Registro de detección de trazadores antes y después de la inyección de CDG

– prueba de desplazamiento Campo Tello. .................................................................... 105

Figura 41. Volumen contactado por el trazador antes y después de la inyección de CDG –

Prueba de desplazamiento Campo Tello. ....................................................................... 106

Figura 42. Capacidad de flujo vs. Capacidad de almacenamiento de la muestra antes y

después de la inyección de CDG - Prueba de desplazamiento Campo Tello. .............. 106

Figura 43. Perfil de producción de polímero – prueba de desplazamiento Campo Tello.

........................................................................................................................................ 107

Figura 44. Respuesta de producción de aceite Campo Dina Cretáceos [47]. ................ 111

Contenido XV

Figura 45. Área piloto y producción de polímero reportada en el proyecto de inyección de

polímero en el campo Tambaredjo en Surinam – Tomado de Manichand y Seright, 2014

[55]. ................................................................................................................................. 112

Figura 46. Producción de polímero en función del tiempo y el volumen poroso inyectado

en el campo Marmul en Omán – Tomado de Thakuria y colaboradores (2013) [56]. ..... 113

Figura 47. Distribución de Inyección Agua Antes y Después de la inyección de CDG. .. 114

Figura 48. Relación tamaño de garganta de poro y permeabilidad en diferentes unidades

de flujo – Muestras del Valle Superior del Magdalena. ................................................... 115

Figura 49. Hall Plot de la Inyección de CDG en los pozos DK-3 y DK-4 del Campo Dina

Cretáceos. ....................................................................................................................... 117

Figura 50. Perfil de inyección antes y después del CDG – Piloto Loma Alta Sur [46]. ... 120

Figura 51. Hall Plot de la inyección de CDG en el piloto de Loma Alta Sur [44]. ............ 121

Contenido XVI

Lista de tablas

Pág. Tabla 1. Resumen comparativo de los diferentes microgeles evaluados por Abdulbaki et

al. (2014) [42]. ................................................................................................................... 38

Tabla 2. Soluciones Stock. ............................................................................................... 52

Tabla 3. Muestras de CDG preparadas. ........................................................................... 52

Tabla 4. Características de los núcleos Bereas – Pruebas DK. ....................................... 87

Tabla 5. Ajuste del incremental del diferencial de presión en las etapas I y IV de inyección

de CDG fresco .................................................................................................................. 96

Tabla 6. Ajuste del incremental del diferencial de presión durante la inyección de CDG

añejado por una semana .................................................................................................. 96

Tabla 7. Características del Núcleo de Campo Tello. ..................................................... 101

Contenido XVII

Lista de Símbolos y abreviaturas

Símbolo Término

h Espesor Ф Porosidad w Fase Agua o Fase Aceite

Swc Saturación de Agua Connata

Sor Saturación residual de aceite

ki Permeabilidad efectiva de la fase i (w: agua y o: aceite). µi Viscosidad de la fase i

kri Permeabilidad relativa de la fase i.

NC Número Capilar

σ Tensión interfacial.

v Velocidad Darcy

∆p/L Gradiente de presión.

λw Movilidad del agua λp Movilidad de la solución polimérica kp Permeabilidad efectiva de la solución polimérica µp Viscosidad de la solución polimérica

µapp Viscosidad aparente

Shear Stress

v Shear Rate

d Diámetro hidrodinámico.

k Constante de Boltzman.

T Temperatura absoluta.

µ Viscosidad del medio.

D Coeficiente de difusión.

ND Aceite acumulado desplazado por la inyección de agua

N Aceite in situ al inicio del proceso de inyección

EA Eficiencia de barrido areal EV Eficiencia de barrido vertical ED Eficiencia de desplazamiento M Relación de Movilidad RF Factor de Resistencia RFF Factor de Resistencia Residual

XVIII Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG

Abreviaturas Abreviatura Término

CDG Geles de Dispersión Coloidal (Colloidal Dispersion Gels) LPS Soluciones de Polímeros Enlazados (Linked Polymer Solutions) EOR Recobro Mejorado de Petróleo (Enhanced Oil Recovery) PF Inyección de polímeros (Polymer Flooding) DLS Dispersión de luz dinámica

Introducción

La inyección de agua se considera uno de los procesos de recuperación segundaria de

hidrocarburos más conocidos e implementados en el mundo. Sin embargo, la saturación

de aceite remanente permanece alta luego de la aplicación de este método, debido a

diferentes problemas como canalización por zonas de alta permeabilidad, inter-digitación

viscosa o dificultades del desplazamiento generadas por fuerzas capilares, entre otros.

Los procesos de recobro químico -CEOR (Del inglés Chemical Enhanced Oil Recovery),

pueden ser empleados para contrarrestar algunas de estas dificultades usualmente

observadas durante procesos de inyección de agua. Estos procesos de recobro pueden

contribuir a reducir la saturación de aceite remanente, y aumentar la eficiencia de barrido

del proceso de inyección de agua.

La inyección de polímeros se establece como un método CEOR por medio del cual se

pretende incrementar el recobro de aceite. Un polímero se añade a la corriente del agua

de inyección, lo que incrementa la viscosidad del agua. Por lo anterior, hay tres posibles

mecanismos por medio de los cuales la inyección de polímeros contribuye a que el

proceso de recobro con agua sea más eficiente: (1) a través de los efectos del polímero

en el flujo fraccional, (2) por disminución de la relación de movilidad agua/aceite, y (3) por

divergencia del agua inyectada hacia zonas que no han sido barridas.

Por otro lado, encontramos una tecnología química similar a la inyección de polímeros

para procesos EOR, denominada CDG – geles de dispersión coloidal (Del inglés

Colloidal Dispersión Gels). Los CDG se forman a partir de la interacción de

poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas o HPAM (del inglés Hydrolyzed Poly-

Acrylamides) con entrecruzadores metálicos (p.e. Citrato de Aluminio). Estos geles

ligeramente reticulados se forman in situ después de ser co-inyectados en el yacimiento.

La idea conceptual se basa en que el CDG se comporta como un gel debajo de un cierto

umbral de gradiente de presión, mientras fluye como una solución viscosa a presiones

más altas. Esto le confiere propiedades como buena inyectividad en la región cercana al

pozo donde las tasas de flujo se consideran altas, mientras que con el tiempo pueden

2 Introducción

bloquear la trayectoria de flujo en la distancia para la cual la tasa de flujo se ha reducido

de tal forma que da lugar a una presión diferencial por debajo de la presión de umbral del

CDG.

En la industria del petróleo, la mayoría de procesos CEOR se basan en la inyección de

polímeros convencionales; pero, la tecnología de CDG podría generar beneficios

similares o superiores en factores de recobro y eficiencias de barridos con menores

concentraciones de polímero, que los procesos de inyección de polímeros

convencionales. Sin embargo, a la fecha no se encuentra un consenso de opinión entre

diferentes escuelas científicas, incluidos grupos de investigación en Estados Unidos y

más recientemente en Canadá y Noruega, sobre el funcionamiento básico del CDG en

un yacimiento y sus posibles beneficios frente a otras tecnologías, como la inyección de

polímeros.

Por lo anterior, en este trabajo se plantea la necesidad de interpretar los posibles

mecanismos de los geles de dispersión coloidal (CDG), e identificar sus potenciales

beneficios y/o limitaciones como proceso de recobro mejorado. A partir de esta

investigación se espera generar contribución para un mejor entendimiento de la

tecnología CDG combinado con interpretaciones de estudios de laboratorio y de pruebas

de campo y que a su vez, pueden generar nuevas estrategias de inyección y/o estudios

que permitan optimizar esta y otras tecnologías de recobro químico.

1. Generalidades

1.1 Objetivos

1.1.1 Objetivo General

Demostrar la formación de Geles de Dispersión Coloidal (CDG) a través del monitoreo

del diámetro hidrodinámico y medidas de viscosidad e inferir su formación en medios

porosos con el fin de interpretar los posibles mecanismos fenomenológicos asociados a

la inyección del sistema CDG en un yacimiento de hidrocarburos.

1.1.2 Objetivos Específicos

Revisión del estado del arte respecto a la caracterización de sistemas CDG y de

soluciones de polímeros enlazados o LPS (de sus siglas en ingles de Linked Polymer

Solutions) identificando sus principales diferencias. Revisión general de pruebas de

campo recientes de inyección de CDG.

Estudiar la evolución del diámetro hidrodinámico del CDG en función de

concentración de polímero, relación polímero: agente entrecruzador, y tiempo; y su

relación con la viscosidad del sistema.

Análisis de pruebas de desplazamiento de CDG e interpretación de los posibles

mecanismos de funcionamiento en medios porosos.

Interpretación de los resultados de la aplicación del sistema CDG como proceso EOR

a escala de campo.

1.1.3 Justificación

Una considerable fracción de la producción actual de petróleo proviene de yacimientos

convencionales maduros (o avanzada historia de producción), debido a que la tasa de

sustitución de las reservas producidas por nuevos descubrimientos se ha reducido de

forma constante en las últimas décadas [1]. Para satisfacer la creciente necesidad de

4 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG

energía en todo el mundo, los recursos de petróleo recuperables en yacimientos

maduros que se pueden producir económicamente mediante la aplicación de tecnologías

avanzadas de EOR, jugarán un papel clave en el cumplimiento de la demanda de

energía en los próximos años.

La tecnología CDG podría ser una tecnología viable de EOR para muchos yacimientos

de hidrocarburos. Sin embargo, aún puede considerarse nueva o desconocida en la

industria a pesar de haber sido patentada en los años 70 [2].

Mack et al. (1994) [3], presentan los primeros resultados de campo derivados de una

campaña de inyección de CDG en 29 yacimientos en la región de las Rocallosas (Rocky

Mountains), Wyoming, Estados Unidos. Ellos definen CDG como una solución acuosa

con una concentración de polímero en el rango de 100 a 1.200 ppm, y una relación

polímero: entrecruzador (citrato de aluminio) entre 100:1 a 20:1. Mack et al., indican que

a dichas concentraciones se forma una solución de geles separados, por la mezcla de

interacciones principalmente intra-moleculares que genera la presencia del entrecruzador

(en literatura también conocido como Crosslinker) y entrecruzamientos mínimos inter-

moleculares que conectan un número relativamente pequeño de moléculas. Los

resultados de campo muestran 22 casos exitosos de los 29 proyectos, con un incremento

del recobro de aceite (%OOIP – Petróleo original in situ) entre 1.3% y 18.2%; con una

correspondiente reducción en la producción de agua. Basados en los casos no exitosos,

los autores afirman que un sistema de CDG no debería aplicarse cuando la cantidad total

de sólidos disueltos en el agua de inyección excede los 25.000 mg/L.

No obstante, la inyección de polímeros se ha evaluado desde los años 60s, y con mayor

relevancia en los años 80s, pasando por estudios experimentales, modelamiento

matemático y la implementación a diferentes escalas en yacimientos de hidrocarburos.

Sumado a lo anterior, Seright et al. (2006) [4] discuten los beneficios del CDG como

proceso de EOR comparado con la inyección de polímeros. Los autores afirman que la

aplicación de los geles de dispersión coloidal no puede ser considerada como superior o

similar a la inyección de polímeros, debido a que cuestionan la penetración/propagación

profunda del CDG en el medio poroso y el subsecuente alto factor de resistencia. Los

autores además aluden a que el CDG actúa como un gel convencional para bloquear

canales de alta permeabilidad en las zonas cercanas a la cara del pozo, mientras el

polímero convencional penetra en el yacimiento para mejorar la eficiencia de barrido.

Capítulo 1 5

Actualmente, en Colombia se realizan los primeros pilotos de inyección de CDG en la

zona del valle superior del magdalena, en el campo Dina Cretáceos [5]. Por lo anterior, y

sumado a las discusiones mencionadas sobre la inyección de polímeros vs. CDG, nace

el interés de este proyecto con el objetivo de estudiar las características del sistema CDG

en un proceso de EOR y contribuir con el mejor entendimiento de la tecnología y ser

considerada como una opción viable entre los diferentes procesos químicos de recobro

mejorado de petróleo.

2. Marco Teórico

En este capítulo se presentan los conceptos básicos relacionados con el recobro químico

mejorado de petróleo, y en especial, los aspectos relevantes para entender y diferenciar

la tecnología denominada Geles de Dispersión Coloidal (CDG), objeto de estudio del

presente trabajo.

2.1 Inyección de Agua

Dependiendo de la vida de producción de un yacimiento, el recobro de aceite puede ser

clasificado en tres fases: primaria, secundaria y terciaria [6]. El recobro primario

considera los procesos donde se recupera aceite por empuje energético natural del

yacimiento. Estos procesos no requieren inyección de ningún fluido externo o calor como

energía de empuje. Las fuentes de energía natural incluyen expansión de la roca y el

fluido, gas en solución, influjo de agua o empuje hidráulico, expansión de la capa de gas,

y drenaje gravitacional. El recobro secundario incluye la inyección de fluidos externos,

agua y/o gas específicamente, con el propósito principal de sostenimiento de presión del

yacimiento y eficiencia del barrido volumétrico. El recobro terciario, acorde a la presente

clasificación, se define como los procesos desarrollados después del recobro secundario,

caracterizados por la inyección de fluidos especiales, como químicos, gases miscibles, o

inyección de energía termal. Aunque esta clasificación es válida para un gran número de

yacimientos, la misma no aplica para yacimientos de crudos extra pesados que no fluyen

naturalmente y requieren de procesos térmicos de recobro mejorado como mecanismo

de producción.

La inyección de agua se considera uno de los procesos de recuperación secundaria de

hidrocarburos más conocidos e implementados en la industria del petróleo. Una fracción

significante del aceite actual producido en el mundo se atribuye a la inyección de agua.

Entre otros factores, entre las principales razones por las cuales la inyección de agua se

presenta como uno de los procesos más éxitos y usados en el mundo se encuentran [7]:


La disponibilidad general de agua como fluido de inyección

El bajo costo comparado con la inyección de otros fluidos

La facilidad de la inyección de agua a los yacimientos

Eficiencia para el mantenimiento de la presión (fluido incompresible)

La alta eficiencia con la que el agua desplaza ciertos aceites

Sin embargo, diversos procesos de recobro mejorado de aceite, los cuales se podrían

describir como más sofisticados y complejos que la inyección de agua, han sido

desarrollados en los últimos años. Lo anterior, en un esfuerzo de la industria por

recuperar reservas de aceite que no ha sido posible extraer por métodos de producción

primarios o por ineficiencias de los procesos de recobro secundario, para el caso en

estudio, de la inyección de agua.

2.2 Recobro Mejorado de Petróleo

Existen diferentes definiciones para el concepto de recobro mejorado de petróleo, por sus

siglas en inglés EOR (Enhanced Oil Recovery), que se relaciona con los procesos IOR

(Improved Oil Recovery), los cuales suelen confundirse o han sido usados en la última

década de forma intercambiable. Además, por la ambigua traducción al español de

ambos términos, frecuentemente la industria no suele diferenciarlos. Sin embargo, en la

actualidad ambos términos o procesos pueden diferenciarse a partir de sus definiciones.

Sheng (2011) [6] define el recobro mejorado de aceite - EOR (Enhanced Oil Recovery)

como aquellos procesos que involucran la inyección de gases o químicos y/o energía

termal al yacimiento. Los cuales no están restringidos a una fase en particular de la vida

del yacimiento, como se definió previamente.

Por su parte, Lake (1989) [8], define los procesos EOR como el recobro de aceite por la

inyección de materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento. Donde

también destacan que la definición de EOR no está restringida a una fase en particular

de la vida productiva del yacimiento. Por lo anterior, redefinen el término de recobro

terciario, como cualquier técnica aplicada después del recobro secundario. La definición

de EOR excluye los procesos de inyección de agua. Por otra parte, agentes como

metano en procesos de empuje de gas a alta presión, o la inyección de dióxido de

Capítulo 2 9

carbono en un yacimiento con alto contenido natural de CO2, no satisfacen la definición.

Sin embargo, ambos se consideran procesos EOR. Por lo general, los casos de EOR que

caen fuera de la definición están claramente clasificados por la intención del proceso.

El término, de sus siglas en inglés IOR (Improved Oil Recovery), se refiere a cualquier

proceso o práctica que mejora la recuperación de petróleo. Por lo tanto, IOR incluye los

procesos EOR, pero además también puede incluir otras prácticas como inyección de

agua, procesos de mantenimiento de presión, perforación inter espaciada (infill) y pozos

horizontales, entre otros métodos de producción [9] [10] .

Por lo tanto, IOR se considera un término general que implica mejorar la recuperación de

petróleo por cualquier medio; EOR se refiere a un concepto más específico y puede

considerarse un subconjunto de IOR.

2.1.1. Clasificación de los métodos EOR

Los métodos EOR se pueden clasificar de forma general en termales, químicos e

inyección de gases miscibles o solventes [9] [8] [6].

1. Procesos térmicos. Incluye estimulación con vapor o “huff & puff”, inyección continua

de vapor, inyección de vapor asistida por drenaje gravitacional o SAGD (de sus siglas

en inglés Steam Assisted Gravity Drainage) y combustión in situ, también conocida

como inyección de aire. Otras tecnologías actuales no implementadas a escala

comercial incluyen métodos de inyección con solventes, combinación de inyección de

solvente o gases con vapor y calentamiento electromagnético, entre otros.

2. Proceso químicos. Métodos que incluyen la inyección de componentes que afectan la

tensión interfacial o las interacciones existentes entre roca-aceite-salmuera en el

yacimiento, como surfactantes y alcalinos (o soluciones cáusticas), la inyección de

polímeros (p.e. control de movilidad) y sus mezclas (p.e. surfactante-polímero o SP y

álcali- surfactante-polímero o ASP). Los surfactantes involucrados en la inyección de

espumas se pueden incluir en diferentes categorías, incluso en aquellas para

conformance en cercanías de pozos inyectores (p.e Inyección de vapor) o en

profundidad en inyección de gases.

3. Procesos de inyección de gases. Estos procesos se asocian a esquemas de

inyección de gas usando gases como dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2) o


gases de hidrocarburos (p.e. metano o gases enriquecidos). Los procesos pueden

ser desarrollados bajo esquemas de inyección continua o inyección alternada de

agua y gas o WAG (de sus siglas en inglés Water-Alternating-Gas. Finalmente, la

inyección de gases puede desarrollarse bajo condiciones miscibles o inmiscibles

según las propiedades del crudo, presión del yacimiento y/o del gas de inyección.

2.3 Factores que controlan la recuperación de aceite

Los principales factores que controlan la recuperación de aceite por la inyección de un

fluido se pueden clasificar en cuatro [7]: aceite in situ al inicio del proceso de inyección,

eficiencia de barrido areal, eficiencia de barrido vertical y eficiencia de desplazamiento.

Aceite in situ al inicio del proceso de inyección de fluidos. El aceite in situ (oil-in-

place) al tiempo inicial de la inyección de agua y/u otro fluido, depende del volumen

poroso inundable y la saturación de aceite. El volumen poroso inundable está

condicionado por el espesor neto, determinado a partir de la permeabilidad y la

porosidad. Por otro lado, una inundación exitosa requiere la presencia de aceite

suficiente para formar un banco que pueda ser desplazado por el flujo del fluido de

inyección en la formación.

Eficiencia de barrido areal (EA). Fracción de cierta área del yacimiento que el fluido de

inyección puede contactar. Esta eficiencia depende de las propiedades de flujo

relativas del aceite, el agua y/o el fluido de inyección (movilidades de los fluidos), del

patrón de inyección, la distribución de presión entre los pozos productores e

inyectores, y la permeabilidad direccional.

Eficiencia de barrido vertical (EV). Se refiere a la fracción de la formación en el plano

vertical que puede ser contactada por el fluido de inyección. Esta eficiencia depende

del grado de estratificación vertical existente en el yacimiento.

Eficiencia de desplazamiento (ED). Representa la fracción de aceite que el fluido de

inyección puede desplazar en una porción de yacimiento inundado.

El aceite acumulado desplazado por la inyección de agua (ND), y en general por cualquier

método de recobro mejorado (sección 2.2), puede ser calculado a cualquier tiempo de la

vida del proyecto a partir de la ecuación:

Capítulo 2 11

𝑁𝐷 = 𝑁 𝑥 𝐸𝐴 𝑥 𝐸𝑉 𝑥 𝐸𝐷 (1)

Donde N= Aceite in situ al inicio del proceso de inyección EA= Eficiencia de barrido areal EV= Eficiencia de barrido vertical ED= Eficiencia de desplazamiento

Se destaca que el producto EA x EV se denomina eficiencia volumétrica de barrido y

representa la fracción total del volumen del patrón que puede ser contactado por el fluido

de inyección. En general, las heterogeneidades del yacimiento se pueden considerar

como los factores que mayor influencia en el desempeño de un proyecto de recobro

secundario o mejorado. La heterogeneidad vertical y areal de los yacimientos se

consolidan como los dos principales tipos de heterogeneidades que afectan la eficiencia

volumétrica de barrido [11].

Heterogeneidad vertical. Un yacimiento puede exhibir diferentes capas en la sección

vertical con grandes contrastes en sus propiedades. La estratificación puede ser el

resultado de diversos factores, incluyendo el cambio en el ambiente de depositación,

cambios en la fuente de depositación, o en la segregación de partículas. La inyección

de agua en un sistema estratificado fluirá de forma preferencial en aquellas capas

con mayor permeabilidad y se moverá a mayor velocidad. En consecuencia, al tiempo

que irrumpe el agua en las zonas de alta permeabilidad, una fracción significativa en

las zonas de baja permeabilidad no ha sido contactada. Una irrupción temprana de

agua en los pozos productores conlleva a disminuir el límite económico del campo.

Heterogeneidad areal. Incluye la variación areal de las propiedades de la formación

(h, k, Ф, Swc), factores geométricos como la posición, conductividad de fracturas o

condiciones límites debido a la presencia de una capa de gas o agua. El cálculo de la

eficiencia de barrido areal se realiza a partir de la definición indirecta de la

heterogeneidad, como el intento de localizar fallas a partir de registros de pozos. En

consecuencia, es un parámetro con alta incertidumbre, y por lo general, considerado

como desconocido.

La eficiencia de desplazamiento (ED), como se mencionó, representa la fracción de aceite

móvil, es decir Soi- Sor, que ha sido desplazada de la zona de barrido en un momento


dado o a ciertos volúmenes porosos inyectados. La eficiencia de desplazamiento sólo

puede acercarse al 100% si la saturación residual de aceite (Sor) se reduce a cero [12].

Las tres eficiencias (ED, EA y EV) incrementan durante la inundación del yacimiento y

alcanzan un valor máximo al límite económico de los proyectos.

Acorde a lo anterior, los procesos EOR de inyección de químicos tienen dos objetivos

principales: incrementar el número capilar para movilizar aceite residual y mejorar la

eficiencia de desplazamiento y disminuir la relación de Movilidad “M”, para mejorar las

eficiencias de desplazamiento areal y vertical.

2.3.1. Relación de movilidad

La movilidad se define como la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento

[7]. La relación de movilidad se considera como una de las características más

importantes de un proceso de inyección de agua o de cualquier otro fluido (procesos

EOR). Como se mencionó, la eficiencia areal de barrido en un proceso de inyección de

fluidos, depende entre otros factores, de dicha relación.

La relación de movilidad se define en términos de la permeabilidad efectiva y la

viscosidad del fluido desplazante y desplazado, envueltos en el proceso de inyección,

acorde a la siguiente relación:

𝑀 (𝑅𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑀𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑) =𝑀𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒

𝑀𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑎

(2)

𝑀 =𝜆𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒

𝜆𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑎=

(𝑘𝜇⁄ )

𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒

(𝑘𝜇⁄ )

𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑎

(3)

1. Agua desplazando aceite. Para una inyección convencional de agua, el agua

desplaza aceite, por lo tanto, la relación de movilidad se expresa como:

Capítulo 2 13

𝑀 =𝑘𝑤 𝜇𝑤⁄

𝑘𝑜 𝜇𝑜⁄=

𝑘𝑤𝜇𝑜

𝑘𝑜𝜇𝑤=

𝑘𝑟𝑤𝜇𝑜

𝑘𝑟𝑜𝜇𝑤

(4)

Donde ki= Permeabilidad efectiva de la fase i (w: agua y o: aceite). µi= Viscosidad de la fase i Kri= Permeabilidad relativa de la fase i.

Es importante resaltar que las permeabilidades relativas al agua y el aceite, en la

ecuación (4) están definidas a dos puntos separados en el yacimiento. Debido a que el

aceite desplazado se está moviendo delante del frente de agua, en la parte no invadida

del patrón, kro debe ser evaluado a la saturación inicial de agua Swi. Por su parte, krw debe

ser evaluada a una saturación de agua promedio en el área barrida (𝑆𝑤̅̅̅̅ ) [11].

La relación de movilidad, en términos generales, se clasifica como favorable o

desfavorable [7]. Cuando M es igual a 1, las movilidades de la fase desplazante y el

aceite son iguales, por lo tanto ambas tienen la misma restricción a fluir en el yacimiento.

Cuando M<1, el aceite fluye mejor que el agua y es más fácil para el agua desplazar el

aceite. Esta condición resulta en altas eficiencias de barrido y un alto recobro de aceite.

Al contrario, cuando M>1, el agua fluye mejor que el aceite. Por lo tanto, el

desplazamiento de aceite se clasifica como menos efectivo. En general, las eficiencias de

barrido y el recobro de aceite tienen a decrecer en función del incremento de la relación

de movilidad.

2. Agua mejorada desplazando aceite (procesos EOR). El control de la movilidad se

posiciona como uno de los conceptos más importantes en cualquier proceso de

recuperación mejorada de petróleo. El control de la movilidad se puede lograr a

través de la inyección de productos químicos para cambiar la viscosidad del fluido de

desplazamiento (inyección de polímeros – Capitulo 2.4), o para reducir de forma

preferencial la permeabilidad relativa de un fluido específico, a través de la inyección

de geles obturantes, [6].

2.3.2. Número Capilar

El número capilar se define como la relación entra las fuerzas viscosas y la fuerza de

tensión interfacial, como se presenta a continuación:


𝑁𝐶 =𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎𝑠 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑎𝑠

𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑓𝑎𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠=

𝑣𝜇

𝜎

(5)

𝑁𝐶 = (𝑘𝑜

∅ 𝜎) (

∆𝑃

𝐿)

(6)

Donde µ= Viscosidad del fluido desplazante σ= Tensión interfacial.

v= Velocidad Darcy Ф= Porosidad Ko= Permeabilidad efectiva del fluido deslazado (aceite). ∆p/L= Gradiente de presión.

La reducción de la saturación de aceite residual se logra con el incremento del número

capilar. El número capilar se puede incrementar por [12]:

Incremento del gradiente de presión, ∆P/L.

Incremento de la viscosidad del fluido desplazante.

Disminución de la tensión interfacial entre el fluido de inyección y el fluido

desplazado.

La reducción en la tensión interfacial entre el fluido desplazante y deslazado se considera

la única opción práctica en la reducción de la saturación residual de aceite mediante el

aumento del número capilar. El número capilar debe exceder el número capilar crítico

para movilizar aceite residual. Así, reduciendo la tensión interfacial a cero, el número

capilar tiende a infinito, indicando desplazamiento completamente miscible.

Entre los procesos EOR que tienen como objetivo incrementar el número capilar se

encuentra la inyección de micelares – polímeros, procesos alcalino-surfactante-polímero

(ASP) o procesos surfactante-polímero (SP).

Capítulo 2 15

2.4 Inyección de Polímeros

Este método EOR consiste en la adición de polímero al agua del proceso de inyección

para disminuir su movilidad. El efecto de la adición de polímero, por tanto, se refleja en el

incremento de la viscosidad de la fase acuosa, al igual que decrece su permeabilidad, lo

cual causa una relación de movilidad más baja. Una relación de movilidad cercana a 1,

se considera favorable, lo que indica que el fluido inyectado no puede viajar más rápido

que el fluido desplazado. La disminución de la relación de movilidad, por tanto,

incrementa la eficiencia del proceso de inyección de agua a través de una mayor

eficiencia volumétrica de barrido. La saturación irreducible de aceite no decrece, sin

embargo, la inyección de polímeros conlleva al aumento del petróleo barrido [8].

Se consideran como los dos polímeros más utilizados en aplicaciones IOR/EOR la

poliacrilamida (material sintético) en su forma parcialmente hidrolizada (HPAM) y el

biopolímero Xanthan [13]. Ambos tipos de polímero, HPAM y Xanthan, reducen la

movilidad el agua por el incremento de la viscosidad y la reducción de la permeabilidad

efectiva. La reducción de la permeabilidad al agua es medida en pruebas de

desplazamiento en laboratorio y los resultados se expresan en dos factores de reducción

de la permeabilidad: factor de resistencia (RF) y factor de resistencia residual (RFF).

Factor de resistencia (RF): describe la reducción de la movilidad del agua y se define

como la relación entre la movilidad de la salmuera con referencia a la movilidad de la

solución de polímero, con ambas movilidades medidas a las mismas condiciones,

como expresa la siguiente ecuación:

𝑅𝐹 =𝜆𝑤

𝜆𝑃=

𝑘𝑤 𝜇𝑤⁄

𝑘𝑃 𝜇𝑃⁄

(7)

Donde λw= Movilidad del agua kw= Permeabilidad efectiva al agua. µw= Viscosidad del agua λp= Movilidad de la solución polimérica kp= Permeabilidad efectiva de la solución polimérica µp= Viscosidad de la solución polimérica


Factor de resistencia residual (RRF): describe la reducción de la permeabilidad al

agua después de la inyección de polímeros. Este factor de reducción de la

permeabilidad se define como la relación entre la movilidad del agua inyectada antes

y después de la inyección de polímeros, de la siguiente manera:

𝑅𝑅𝐹 =𝜆𝑤(𝐴𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙í𝑚𝑒𝑟𝑜𝑠)

𝜆𝑤(𝐷𝑒𝑠𝑝𝑢é𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙í𝑚𝑒𝑟𝑜𝑠)

(8)

Esta reducción en la permeabilidad se debe principalmente a la retención de las

moléculas de polímero en la roca yacimiento. Dicha alteración en permeabilidad es una

combinación de la adsorción y del entrampamiento mecánico de las moléculas del

polímero, lo cual no es totalmente reversible. Por lo tanto, una fracción de polímero, y los

beneficios que proporciona, permanecen en el yacimiento después de que se detiene su

inyección y se retorna a la inyección de agua siempre y cuando no exista una

canalización severa entre pozos inyectores y productores [12]. Lo anterior, se conoce

como proceso de retención de polímeros. Resulta difícil cuantificar el porcentaje de los

polímeros inyectados que se adsorben y el porcentaje que queda atrapado en los

espacios de poros pequeños, ya que solamente se puede medir la concentración de

polímeros producida, que también incluye la pérdida de polímero por el flujo de fluidos

fuera del o los patrón(es) de inyección.

Por otro lado, el espacio poroso de la roca productiva ofrece una variedad de tamaños

poros y de gargantas de poro. Las cadenas largas de la molécula del polímero pueden

fluir a través de las gargantas de poros más grandes pero pueden quedar atrapadas

cuando la garganta al otro extremo es más pequeña. También se puede producir el

entrampamiento cuando el flujo se restringe o se detiene. Cuando esto sucede, la

molécula del polímero puede perder su forma alargada y se enrosca (p.e. disminución de

efectos de tasas de corte).

Entre los factores que afectan el proceso de inyección de polímeros, también

encontramos el Volumen de Poro Inaccesible (IPV). En ocasiones, el flujo de las

moléculas del polímero a través del medio poroso se ve limitado por gargantas de poro

pequeñas que solamente permiten el paso de agua o salmuera. Estas aperturas

Capítulo 2 17

reducidas que no entran en contacto con las moléculas del polímero fluyente forman lo

que se denomina el volumen de poro inaccesible (IPV). Este fenómeno de volumen de

poro inaccesible es reportado por Dawson et al. (2013) [14], quienes demostraron que

todos los espacios de poros pueden no ser accesibles a las moléculas de los polímeros y

que esto permite a las soluciones de polímeros avanzar y desplazar petróleo a una tasa

más rápida de lo previsto en base a la porosidad total. Hasta un 30% del volumen de

poro total puede no estar accesible a las moléculas del polímero. Como resultado, la

porosidad efectiva de la solución del polímero es menor que la porosidad del yacimiento

real.

2.4.1. Viscosidad Aparente

Cuando un fluido Newtoniano (agua o aceite) se somete a fuerzas de cizallamiento, se

deforma o fluye [11]. Existe una resistencia al flujo que se define como la relación entre la

fuerza de cizallamiento (shear stress) y la tasa de flujo (shear rate). Para un fluido

newtoniano, está relación se establece constante y se define como la viscosidad

aparente del fluido. La viscosidad aparente se expresa con la siguiente relación

matemática:

𝜇𝑎𝑝𝑝 =𝑆ℎ𝑒𝑎𝑟 𝑠𝑡𝑟𝑒𝑠𝑠

𝑆ℎ𝑒𝑎𝑟 𝑟𝑎𝑡𝑒 =

𝜏

𝑣

(9)

Para el flujo de fluidos newtonianos en un medio poroso, la viscosidad puede

simplificarse en términos de la ecuación de Darcy, de la siguiente manera:

𝜇𝑎𝑝𝑝 = 𝑘 ∆𝑝 𝐿⁄

𝑞 𝐴⁄

(10)

La viscosidad aparente, además, puede expresarse en términos del factor de resistencia

(RF):

𝜇𝑎𝑝𝑝 = 𝜇𝑤 𝑅𝐹 (11)

La viscosidad aparente definida incluye el efecto de la reducción de permeabilidad debido

a la adsorción o al entrampamiento mecánico del polímero.


El flujo de los fluidos No Newtonianos no puede ser caracterizado por un solo valor

constante de viscosidad como el calculado con las ecuaciones (9) o (10), debido a que la

relación entre el shear stress y el shear rate no es una constante. El flujo de los fluidos

No Newtonianos puede seguir unos de los siguientes modelos de fluidos complejos:

Fluidos plásticos, fluidos dilatantes, o fluidos pseudo-plásticos [15].

Los fluidos plásticos necesitan un diferencial de presión para fluir, y su viscosidad

decrece con el incremento de la tasa de flujo. Los fluidos dilatantes se caracterizan por

viscosidades aparentes que incrementan con el incremento del shear rate o velocidad de

flujo. Las soluciones poliméricas generalmente se clasifican como fluidos pseudo-

plásticos bajo la mayoría de condiciones de inyección en un yacimiento [13] [16]. Este

tipo de fluidos presenta una mayor viscosidad aparente cuando fluye a bajas velocidades

y una menor viscosidad cuando fluye a altas velocidades.

La viscosidad de la solución polimérica puede estimarse a partir de los factores de

resistencia y resistencia residual, por medio de la siguiente relación:

𝜇𝑃 = 𝜇𝑤 (𝑅𝐹

𝑅𝑅𝐹)

(12)

A pesar del complejo comportamiento del flujo de soluciones poliméricas, las

viscosidades aparentes de estos fluidos se establecen significativamente mayores que la

viscosidad del agua, incluso a altos shear rates.

2.5 Inyección de Geles Obturantes

La inyección de geles se clasifica como una técnica de conformance químico, empleada

para mejorar la eficiencia areal y vertical de los procesos de inyección de agua. Su

objetivo principal se basa en aumentar la resistencia al flujo en zonas de alta

permeabilidad o con fracturas, para que el fluido inyectado posteriormente contacte

zonas no barridas.

En pozos productores se utilizan para suprimir flujos indeseables de la formación, como

cierre de zonas de agua (Procesos de Water Shut-Off) o para limitar la producción de

arena.

Capítulo 2 19

El proceso se basa en la inyección al yacimiento de un polímero capaz de gelificarse

cuando entre en contacto con un agente reticulante o entrecruzador (iones metálicos

multivalentes), en la cual el ion metálico forma enlaces con el polímero [17]. Una vez

inyectado y ubicado la solución en el yacimiento, el proceso de gelificación se lleva a

cabo y se forma un gel inmóvil. Cuando se reactiva la inyección de agua, por ejemplo, se

produce una nueva distribución del flujo, contactando zonas antes no barridas, y

mejorando así la eficiencia volumétrica de barrido.

Una de las tecnologías de conformance químico más aplicada se conoce como geles

Marcitsm, compuesta de cromo (III) – carboxilato con una acrilamida-polímero (CC / AP)

desarrollado por Marathon Oil Company [18] [19] En este caso, el triacetato crómico

(CrAc3) como un agente de reticulación (entrecruzador) ocupa los grupos carboxilo de

polímero, formando una estructura de gel de tres dimensiones resistente a la salinidad

del agua y a la dureza.

2.6 Geles de Dispersión Coloidal (CDG)

En los años 1970s y 1980s, la compañía Phillips Petroleum investigó diferentes procesos

por medio de la combinación de poliacrilamidas – polímeros con cationes multivalentes –

agente entrecruzador [2] [20]. La estrategia se basó en incrementar la adsorción del

polímero en el yacimiento, resultando en factores de resistencia residual (RFF) más altos

comparados con la inyección de polímeros convencionales. Phillips reportó la aplicación

exitosa en el campo North Burbank Unit (NBU), Oklahoma, del proceso de inyección

secuencial o en baches de químicos in-depth de polímero alternado con citrato de

aluminio (AlCit) [21].

Durante el periodo de 1985 y 1994, el proceso propuesto y patentado por la empresa

Phillips Petroleum fue modificado. En lugar de inyectar alternadamente la solución de

polímero y el ion multivalente (entrecruzador) en baches, ambos químicos fueron

mezclados en superficie e inyectados al yacimiento con resultados alentadores, el

proceso fue referenciado como Geles de Dispersión Coloidal, por sus siglas en inglés

CDG (Colloidal Dispersión Gels) [22]. La co-inyección de la solución de polímero (HPAM)


y el agente entrecruzador (AlCit) simplificaba la operación en campo y permitía la

inyección de mayores volúmenes de químicos.

Un gel rígido, como los mencionados en la sección 2.5 (anterior), tienen muy poca

fluidez, con altos valores de viscosidad (>10,000 cp). Por otra parte, en procesos de

inyección de polímeros, el principal objetivo es el de incrementar la viscosidad del agua.

Los sistemas CDG (también llamados micro geles) se podrían considerar un intermedio

entre ambos, con una viscosidad media, y lo más importante, que puede fluir bajo cierto

gradiente de presión [6]. Entre las principales características del CDG primero se

encuentra que alcanzan mayores viscosidades que un polímero convencional a la misma

concentración, y segundo, se pueden obtener mayores factores de resistencia y

resistencia residual.

Una solución de HPAM se compone de cadenas de polímeros con un radio

hidrodinámico que depende, entre otros, de la salinidad de la solución. En agua

destilada, los grupos de polímero – carboxilos, cargados negativamente, se repelen entre

sí, y las moléculas de polímero se extienden [23]. Cuando se incrementa la salinidad, los

sitios con cargas negativas se cubren, y la molécula de polímero se enrolla, generando

una reducción en la viscosidad de la solución [13]. Es importante destacar que la

formación de CDG (o sistemas similares) depende del tipo de polímero empleado [24]

[25]. Sin embargo, es poco lo que se documentado en la literatura respecto a las

diferencias fundamentales de polímeros (HPAM) y entrecruzadores de cationes

multivalentes.

En la presencia de iones di- o trivalentes, las reacciones de entrecruzamiento o

reticulación toman lugar, y se generan dos o tres grupos de polímero – grupos carboxilo –

que pueden unirse a un solo catión. Cuando estos grupos carboxilo se localizan dentro

de una molécula de polímero única se denomina entrecruzamiento intra-molecular. Por

el contrario, si estos grupos carboxilo se localizan en diferentes moléculas de polímero,

se denomina entrecruzamiento inter-molecular (Figura 1). A altas concentraciones de

polímero y agente entrecruzador, una red continúa de enlaces da lugar a la formación de

un gel [23].

Capítulo 2 21

a). Estructura esquemativa del polímero.

b). Estructura de polímero por

entrecruzamiento intra-molecular.

c). Solución de polímeros dominada por entrecruzamiento

intramolecualr y algunos entrecruzamientos inter-

moleculares.

Figura 1. Esquema de interacciones del polímero con entrecruzador (AlCit).

El CDG se forma a bajas concentraciones de polímero y agente entrecruzador. El agente

entrecruzador son los metales, tales como el citrato de aluminio y el triacetato de cromo.

Las concentraciones de polímero varían de 100 a 1.200 ppm, comúnmente entre 400 a

800 ppm. La relación polímero agente entrecruzador varía de 20:1 a 60:1. En tal intervalo

de concentración, no hay suficiente polímero para formar una red continua,

específicamente un gel rígido no podría formarse. En cambio se espera la formación de

una solución de paquetes de gel separados, donde una mezcla de entrecruzamientos

intra-moleculares predominantes y mínimos entrecruzamientos inter-moleculares

conectan un número relativamente pequeño de moléculas [6].


Por el contrario, en un gel rígido, las reticulaciones forman una red continúa de moléculas

de polímero, a través de entrecruzamientos inter-moleculares predominantes. Los Geles

de Dispersión Coloidal llevan su nombre a la naturaleza de la suspensión de paquetes

individuales de moléculas de polímero entrecruzadas o "coloides". Debido a las relativas

bajas concentraciones de polímero y agente entrecruzador, la tasa de formación del gel

es lenta, del orden de días o semanas, para soluciones almacenadas en laboratorio.

La presión de transición se estableció como un parámetro importante en la

caracterización cualitativa de los sistemas CDG [26]. Por debajo de la presión de

transición, el gel no puede fluir a través de un filtro o malla. Por encima de la presión de

transición, el gel fluye como un polímero entrecruzado. El tiempo de gelificación y la

estabilidad se incluyen entre los parámetros importantes del CDG. El tiempo de

gelificación podría ser de hora a semanas, el cual debe ser lo suficientemente grande

para que durante su inyección el gel se comporte como una solución de polímero no

entrecruzado en la que pueda fluir en profundidad en la formación. En parte, la fluidez se

podría lograr mediante el alto gradiente de presión cerca de la cara del pozo, el cual es

más alto que la presión de transición.

Mack y Smith (1994) [22] reportaron un resumen de 29 proyectos de CDG en la región de

las Rocallosas (Rocky Mountains) en los Estados Unidos con resultados alentadores.

Más recientemente se reportan aplicaciones económicamente exitosas en el campo

Daqing en China (2006) [27], en Argentina en los campos Loma Alta Sur [28] y el Tordillo

[29], y en Colombia en el campo Dina Cretáceos [5]. Sin embargo, a pesar de los

numerosos resultados de campo exitosos reportados en la literatura, existe una

controversia respecto a la eficiencia de recobro de los sistemas CDG. Además, la

fenomenología asociada a su funcionamiento durante su transporte en el medio poroso

aún no ha sido estudiada y/o reportada en un mayor nivel de detalle. Estos dos aspectos,

hacen parte de la motivación para el desarrollo del presente trabajo.

2.7 Soluciones de Polímeros Enlazados (LPS)

LPS, siglas en ingles de Linked Polymer Solutions, a veces confundido en la literatura

con CDG, fue definido por Aarra et al. (2005) [24] como un sistema con propiedades de

una solución coloidal simple con tamaño de partículas en el orden de 20 a 60 nm.

Capítulo 2 23

La tecnología LPS se desarrolla específicamente a partir del polímero con referencia

Flopaam 3630S, un HPAM de alto peso molecular de la compañía SNF Floerger y citrato

de aluminio (AlCit) como agente entrecruzador [30].

El sistema LPS, consiste en un sistema diferente al CDG, pero ambos términos se han

utilizado en la literatura bajo la suposición de sistemas iguales, basados en que ambos

parten de la formulación de un polímero HPAM (específico para cada sistema)

entrecruzado con citrato de aluminio. Sin embargo, la principal diferencia radica en el

comportamiento de viscosidad de cada sistema. El CDG aumenta la viscosidad [31] el

LPS disminuye la viscosidad [32] con la presencia del agente entrecruzador (AlCit),

respecto a la solución polimérica base. Sin embargo, ambos sistemas pueden

propagarse en el medio poroso [23] [24] [30] [32] [5].

3. Estado del Arte

En este capítulo se presenta el estado del arte relacionado con las tecnologías de

microgeles para procesos EOR, y en especial del sistema CDG. En la primera parte del

estado del arte, se presentan los trabajos relacionados con el estudio de la

caracterización a escala de laboratorio y modelamiento de dichos sistemas. En la

segunda parte, se resumen los resultados publicados de la inyección de CDG en

diferentes campos, haciendo especial énfasis en proyectos documentados

recientemente.

3.1 Estudios Experimentales y Modelamiento

Ranganathan et al. (1997) [33] investigan el CDG, formado por HPAM (Tiorco HiVis® 350)

y citrato de aluminio, como sistema modificador de la permeabilidad a fondo en

empaques de arena no consolidados. Determinan la viscosidad de las soluciones

poliméricas, incluyendo la línea base de polímero sin agente entrecruzador, como función

de la concentración, tasa de corte (shear rate) y el tiempo. Las concentraciones utilizadas

fueron de 300, 900, 1.500 y 3.000 ppm, a una relación de polímero–entrecruzador de

20:1. Encuentran un decrecimiento de la viscosidad de la solución con el tiempo,

sugiriendo un cambio en la conformación del polímero en solución o un deterioro del

mismo. El gelante mantiene un comportamiento de adelgazamiento con la tasa de corte

(shear rate), denominado en inglés como shear thinning. Posteriormente, estudian el

tamaño del agregado de gel del sistema CDG por el método de diálisis de membrana. En

la anterior técnica, ubican la solución en un lado de una celda de diálisis separada del

otro por una membrana de tamaño específico. La solución se deja el tiempo suficiente

para que las concentraciones de ambos lados de la membrana alcancen el equilibrio, y

analizan la concentración de polímero en ambos lados para determinar la difusión a

través de la membrana. El tamaño del agregado se mide como función del tiempo


requerido para alcanzar el equilibrio. El experimento se realiza con diferentes diámetros

de poro de la membrana. Ranganathan et al. (1997) no observan un crecimiento

significativo de los gelantes pasadas 12 horas, con un diámetro promedio medido entre

0.5 micrones para el D50 y 2.2 micrones para el D90. A continuación, evalúan la

modificación de la permeabilidad por la gelificación in-situ del sistema CDG en empaques

no consolidados de arena. Desarrollaron varios experimentos de desplazamiento y en la

mayoría de los casos, utilizaron mallas en la cara y salida con el fin de confinar los

empaques, y en los puertos de los medidores de presión. Los diferenciales de presión

fueron medidos en diferentes secciones de los empaques. La mayoría de los

experimentos se llevaron a cabo con una tasa de avance frontal de 2 pie/día. Cabe

resaltar que en la mayoría de las pruebas tuvieron problemas de taponamiento de las

pantallas, por una costra de filtrado (filter cake) del sistema CDG, las cuales debieron ser

retiradas o limpiadas durante la corrida de los mismos. A pesar de lo anterior, indican que

la solución de gel fluye en forma similar a la solución de polímero convencional, aunque

con mayor pérdida de viscosidad del primero. Sin embargo, el gel se retiene en el medio

poroso principalmente en la cara del empaque y en las malla. La retención aparenta ser

mayor cuando se deja mayor tiempo de reacción del gelante antes de ser inyectado. Los

agregados además tienden a retenerse en las interfaces entre las regiones de alta

permeabilidad y en espacios vacíos. Posterior a la limpieza de las mallas y de retirar el

agregado taponante, no encuentran reducción de la permeabilidad en profundidad. Solo

reportan una mayor resistencia al flujo en la entrada del medio poroso. Por otro lado,

además de encontrar que la viscosidad de los efluentes es menor que la solución

inyectada, la retención del citrato de aluminio la consideran como una cantidad

significante.

Smith et al. (2000) [34], investigan la posibilidad de inyectar Geles de Dispersión Coloidal

(CDG) en el campo Daqing en China, por medio de pruebas de laboratorio y simulación

numérica. La heterogeneidad del campo, junto con la relación de movilidad, limita la

producción de aceite por inyección de agua, de ahí la importancia de implementar un

método EOR. En el campo se han aplicado diferentes tecnologías EOR como la

inyección de polímeros y surfactantes. Sin embargo, la inyección de polímeros no resultó

del todo eficiente debido a la alta de heterogeneidad del yacimiento causando la

producción de altas concentraciones polímero. El propósito del estudio fue demostrar que

el CDG podría generar mejores resultados en recobro de aceite que la inyección de

Capítulo 3 27

polímero convencional. La evaluación de sistema CDG no mostro signos de gelificación

después de 24 horas. Sin embargo, después de 1 semana se formó alrededor del 75%

de la muestra y después de 2 semanas el gel se formó totalmente. Para las pruebas de

laboratorio utilizaron la formulación de 700 ppm de polímero (Referencia DQ12,

manufacturado en campo) a una relación de 40:1 polímero – agente entrecruzador

(citrato de aluminio), en agua fresca. En las pruebas encuentran que el factor de

resistencia (RF) para el CDG y el polímero es similar en tasas de inyección entre 0.5 a 1

ml/min, pero para altas tasas (2 - 4 ml/min), el polímero muestra un RF más alto. La gran

diferencia entre el polímero y el CDG se reportó en el factor de resistencia residual

(RFF). Smith et al. (2000), reportan un RRF del CDG más alto que el polímero

convencional (entre 4 a 5 veces mayor), sugiriendo un impacto más fuerte en la roca

después de inyectado el CDG. Las pruebas de adsorción dinámica muestran una

adsorción/retención del polímero del 30-40%, y de un 73% del aluminio, para el sistema

CDG. Sin embargo, a pesar de la alta adsorción del agente entrecruzador, el hecho de

determinar concentraciones considerable del mismo a la salida del núcleo, indica que

éste se fluye a través del medio poroso conjuntamente con el polímero en forma de CDG.

Las observaciones experimentales, sugieren que la roca y el polímero compiten por el

aluminio. Por otro lado, la adsorción de sólo polímero convencional es cerca de un 25%

de la adsorción que presento el mismo en el sistema CDG, es decir, disminuye de forma

considerable. Adicionalmente, se realizaron dos sets de pruebas de desplazamiento en

sistemas de tres núcleos en paralelo, para los cuales el sistema CDG recupero un 9.6%

más de aceite comparado con la inyección de polímero convencional. Los resultados

sugieren, que la inyección de polímero convencional tiene un mayor impacto durante su

inyección, donde recupera más aceite que el sistema CDG. Por otro lado, el CDG tiene

mayor impacto después de que se ha adsorbido/retenido en el medio poroso, es decir,

con la inyección de agua post-flujo. Finalmente, concluyen que el CDG recupera aceite

adicional con 30% menos polímero que la inyección de polímero convencional, lo cual

hace más eficiente el proceso EOR.

Chen et al. (2003) [35], investigan los sistemas CDG formados a partir de HPAM y los

agentes entrecruzadores de acetato de cromo y aldehído fenólico (phenolic aldehyde)

utilizando microscopía de fuerzas atómicas. El microscopio de fuerza atómica o AFM (de

sus siglas en inglés Atomic Force Microscope), es un instrumento mecano-óptico capaz

de detectar fuerzas del orden de los nano Newton. Ellos definen el CDG como sistemas

https://es.wikipedia.org/wiki/Microscopio

https://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Nanonewton&action=edit&redlink=1


de gel termodinámicamente estables de estructura de red no cúbica con los atributos

tanto de geles como de soles, y están formados por partículas coloidales dispersas en

agua con reticulación de rollos de polímeros. Comparados con geles ordinarios,

consideran los CDG como más fluidos y más irregulares. Para las pruebas utilizan un

HPAM con peso molecular entre 1.8x107 Daltons, y evalúan soluciones con

combinaciones de concentraciones de polímero de 400 y 800 ppm, y de agente

entrecruzador de 70 y 150 ppm, las cuales se añejaron por 6 días a 80°C. Encuentran a

escala micrométrica que el sistema CDG de HPAM/acetato de cromo presenta una

estructura fractal ramificada (branch-like fractal structure) con diferentes terminaciones.

Sin embargo, sus formas discretas fractales varían mucho con la composición, por

ejemplo, se observa que la forma fractal se hace más gruesa a medida que aumenta la

concentración HPAM. Por otro lado, la formación de la estructura fractal es independiente

del agente entrecruzador, el cual sólo afecta la forma de la misma. A escala nanométrica,

encuentran que a mayor concentración de HPAM y agente entrecruzador, menor es el

diámetro de partícula. Además, a menor diámetro de partícula, mayor modulo elástico.

Los resultados encontrados en este trabajo indican que la presencia y concentración del

agente entrecruzador no es necesaria para la formación de la estructura fractal del CDG.

Sin embargo, el agente entrecruzador es crucial para la gelificación, sin este agente el

sistema no gelifica y la estructura fractal será débil. Los autores reportan que las

características de la microestructura del CDG afectan las propiedades reológicas del

mismo. A mayor concentración de agente entrecruzador, mayor estabilidad dinámica de

la estructura fractal ramificada. Además, a menor diámetro de partícula, también será

mayor la estabilidad (menor o igual a 100 nm). Este fenómeno resulta de la distribución

espacial de efectos superficiales de las partículas nanométricas en los agregados

fractales ramificados. Es decir, el punto de entrecruzamiento más denso en la superficie

de las partículas y la fuerza de reticulación más fuerte entre ellas, conllevan a una

partícula de menor diámetro y un área superficial específica mayor. Este análisis

demuestra que es muy difícil correlacionar las propiedades reológicas de CDG con las

características geométricas (tales como la dimensión fractal) de la microestructura fractal

ramificada.

Li et al. (2004) [36] investigan los sistemas LPS (Linked Polymer Solutions), por medio

del estudio del tamaño y la conformación de los LPC (Linked Polymer Coils) por las

técnicas de dispersión de luz dinámica o DLS (de sus siglas en inglés Dynamic Light

Capítulo 3 29

Scattering) y microscopía electrónica de barrido o SEM (de sus siglas en inglés Scanning

Electron Microscopy). Además, implementan un método para estudiar las propiedades de

taponamiento de los mismos. Los autores definen los LPS como sistemas para el control

del perfil de inyección en profundidad en el yacimiento, para los cuáles su habilidad de

inyección y efectividad en la penetración en el medio poroso está dominado por su

tamaño y la conformación de los rollos (coils - LPC), y la interacción entre estos rollos y la

superficie porosa. Para las pruebas utilizan cuatro polímeros diferentes, para los cuales

no especifican mayores características, y citrato de aluminio como agente entrecruzador.

La concentración del polímero varía de 100 a 600 ppm con una relación de polímero-

agente entrecruzador de 20:1. La solución se añeja a 40°C por 7 días. Para estudiar las

propiedades de taponamiento de los LPC, filtran el LPS diluido a baja presión (2 kPa) a

través de una membrana microporosa y miden el tiempo que necesita cierto volumen de

la solución para fluir a través de la membrana. A través de dicha prueba, determinan que

la conformación de rollos de polímero vinculados a los LPS es diferente de las formadas

en una solución de polímero normal. A los rollos de polímero les atribuyen una forma

esférica en el agua. Los rollos asociados a los LPS los consideran más resistentes a

cambios de forma y, con taponamiento más efectivo de la membrana comparados con

los de una solución polimérica en ausencia de entrecruzador. La principal razón de esta

diferencia se debe a la estructura que le aporta el agente entrecruzador (citrato de

aluminio). Por otro lado, a mayor peso molecular del polímero mayor será el tiempo de

filtrado a través de la membrana. El taponamiento de la membrana depende

directamente del tamaño de sus poros y ocurre a través del taponamiento de poros por

partículas sólidas mono dispersas. En este estudio los autores definen los siguientes

mecanismos:

Cuando el radio de la partícula “r” es mayor que el radio del poro “R”, la partícula no

puede atravesarlo y se retienen en la superficie del medio poroso. En este caso, la

tasa de filtración decrece rápidamente.

Cuando el radio de la partícula “r” es menor que el radio del poro “R”, pero mayor que

0.46R, la partícula puede atravesar el poro y no formará puentes de taponamiento.

Si el radio “r” de la partícula es menor o igual que 0.46R, las partículas pueden

forman puenteo en los poros (acumulación de 3 o más partículas) y taponarlos.


Bajo la teoría del taponamiento de poros por mono-dispersión de partículas sólidas y

acorde a los resultados experimentales, plantean que el tamaño del LPC es mayor a 0.4

µm y menor de 1.2 µm. Sin embargo, teniendo en cuenta que los LPC no son

considerados como partículas sólidas. Por otra parte, el análisis por DLS indica que los

LPS se pueden considerar como sistemas poli-dispersos, con una distribución del radio

hidrodinámico entre 10 a 1000 nm, con media cercana a los 240 nm. A medida que

aumenta el peso molecular, también aumenta el tamaño de los LPC en el sistema LPS.

De la misma forma, a medida que aumenta la concentración de polímero en la solución,

aumenta el tamaño de los LPC en el sistema LPS.

Aarra et al. (2005) [24] se enfocan en la caracterización de sistemas LPS para control de

la movilidad en profundidad (in-depth) con la finalidad de entender su efectividad en el

incremento de la eficiencia de barrido durante la inyección de agua y obtener

conocimiento para su aplicación en otros campos a condiciones similares al Mar de

Norte. La caracterización de los LPS la realizan mediante la medición del tamaño de

partícula por DLS (Dynamic Light Scattering), medidas reológicas y pruebas de

desplazamientos en núcleos de Berea. Para el estudio utilizan 3 clases de polímeros

HPAM, para los cuales no se presenta su caracterización y sólo se conoce que tienen

pesos moleculares entre 11 a 20 millones de Dalton. A la solución polimérica se le

agrega citrato de aluminio como agente entrecruzador. Para las pruebas utilizan una

concentración de 600 ppm, relación polímero entrecruzador de 30:1 y la salinidad se

varía de 0 a 50 g/L de cloruro de sodio (NaCl). El diámetro de las partículas para la

solución polimérica (sin sal) varía de 50 a 200 nm dependiente del polímero utilizado. Al

añadir el agente entrecruzador no se observa un patrón definido del comportamiento de

las partículas, debido que para dos polímeros el tamaño de partícula incrementa a 250

nm, mientras para otro disminuye. Con la adición de sal, se obtiene un rango de

partículas menor tamaño, entre 20 a 45 nm, dependiendo el polímero empleado. Sin

embargo, el incremento o variación de la salinidad del agua no parece afectar el tamaño

de partícula. La viscosidad se evalúa para un rango de tasas de corte (shear rate) de 1 a

100 s-1, y encuentran una baja dependencia del shear rate para altas concentraciones de

sal, donde la solución polimérica presenta un comportamiento newtoniano entre 50 a 500

s-1. Además, no encuentran un efecto significativo en la viscosidad de la solución al

incrementar la concentración de citrato de aluminio de 15 a 30 ppm. En las pruebas de

desplazamiento, se comprobó la disminución de la permeabilidad efectiva al agua salada

Capítulo 3 31

después de la inyección de LPS entre 18 a 21%, dependiendo el tipo de polímero, pero

reportan aceite incremental incluso en pruebas donde la movilidad antes de la inyección

de LPS era favorable. Finalmente, concluyen que el sistema LPS se comporta como una

solución coloidal simple.

Seright et al. (2006) [4] cuestionan el funcionamiento de los sistemas CDG. Ellos indican

que no es posible que el sistema CDG penetre profundamente en la formación, además

cuestionan los altos RRF generados por la inyección de CDG. Posterior a la gelificación,

indican que la propagación del gel será mínima o inexistente. Si la gelificación se detiene

a una etapa temprana o si el gel es degradado por fuerzas de cizalla entonces las

partículas serán menores que las gargantas de poro, y las suspensiones de gel se

pueden propagar a través de la roca. Sin embargo, el nivel de reducción de la movilidad

(RRF) será pequeño (menor a 2) y no a los valores que indica la literatura. Los autores

consideran el sistema HPAM-Citrato de aluminio como un gelante o gel convencional.

Por otro lado, indican que los gelantes o polímeros no fluyen “preferencialmente” en

zonas ladronas o de alta permeabilidad. Por el contrario, estos penetran cada zona

acorde a la ley de Darcy. Es decir, los polímeros o suspensiones de partículas de gel las

consideran más efectivas restringiendo el flujo de zonas con gargantas de poro

pequeñas. Lo anterior, conlleva a una mayor disminución de la permeabilidad en zonas

de baja permeabilidad que en zonas de alta permeabilidad, contrario a lo deseado. Sí el

CDG alcanza altos RF y RRF, entonces el sistema actúa empeorando la eficiencia de

barrido, dañando la formación. En consecuencia, los CDG no mejoran la eficiencia de

barrido comparado con la inyección de polímero convencional, a no ser que el citrato de

aluminio no esté reaccionando, por diferentes razones, y el CDG se comporte como una

inyección de polímero convencional. Acorde a pruebas experimentales, no especificadas

en el trabajo, indican que los RF proporcionados por el CDG se encuentran en ordenes

de magnitud similar a los de un polímero convencional (sin entrecruzador). La

concentración de entrecruzador la consideran insignificante, o la pérdida de la misma por

intercambio iónico o precipitación conlleva a que no se forme el gel. Seright et al.,

además cuestionan los análisis de los resultados de campos de la inyección de CDG, los

cuales para ellos han sido malinterpretados y los dividen en cuatro categorías, de la

siguiente manera:


1. Yacimientos con permeabilidades menores a 10.000 mD sin fracturas. En este

caso, el aluminio fue removido por adsorción o precipitación, por lo tanto, el

sistema se propaga como un polímero convencional.

2. Los pozos tratados contienen fracturas. En este caso, el gel actúa taponando de

forma parcial las fracturas o cavidades de alta permeabilidad.

3. Los pozos tratados experimentan problemas generales de taponamiento en todas

las zonas abiertas o en sus canales de flujo. Reduciendo la capacidad de flujo de

los pozos tratados, el gradiente de presión areal se altera. Por lo cual, el agua

inyectada en otros pozos cercanos empuja aceite incremental a los productores

(reducción de la inyectividad del pozo tratado).

4. Los beneficios reportados de aceite incremental no corresponden al desempeño

del sistema CDG. En algunos casos, los beneficios pueden ser atribuidos a otros

cambios o mejoramientos implementados. En otros casos, no hay beneficio

incremental real, los beneficios reportados se pueden considerar como resultados

artificiales de una proyección pre-tratamiento muy pesimista de la curva de

declinación base y/o muy optimistas del aceite incremental asignado al

tratamiento del gel.

Finalmente, los autores concluyen que el proceso de inyección de CDG no se puede

considerar superior a la inyección de polímeros convencionales. El CDG podría solo

actuar como un gel convencional, el cual proporciona mejoramiento en el tratamiento de

algunos tipos de problemas de excesiva producción de agua.

Al-Assi et al. (2006) [37], presentan un estudio de la formación de agregados de gel en el

sistema formado por HPAM y citrato de Aluminio. En especial, estudian el

comportamiento del sistema a las concentraciones donde se evidencia la formación de la

estructura de gel en la solución. La química para el estudio experimental fue provista por

TIORCO, Inc. En primera instancia evalúan la viscosidad y la presión de transición para

los sistemas CDG, con concentraciones de polímeros de 400, 600, 800 y 1000 ppm,

todas a una relación polímero-entrecruzador de 40:1. No encuentran un cambio

significativo en la viscosidad con el tiempo de los sistemas a 400 y 600 ppm. Para los

sistemas de 800 y 1000ppm, con el tiempo la viscosidad aumenta de forma considerable,

indicando la formación de las estructuras de gel. Posterior, seleccionan el sistema a

1000 ppm para estudios adicionales. Alrededor de 8.7 volúmenes porosos (VP) del

Capítulo 3 33

sistema CDG fue desplazado en un empaque de arena de 2 pies de largo, a una tasa de

inyección que permitiera un tiempo de residencia en el empaque de 0.83 hr/VP. En dicha

prueba evaluaron el mismo comportamiento de presión que para un sistema de polímero

convencional. El sistema de inyección fue cerrado por 31 horas y posteriormente no fue

posible inyectar gel fresco por limitaciones de presión. El mismo experimento fue repetido

en un empaque de arena de 4 pies de largo pero a una tasa que permitiera un tiempo de

residencia mayor, 19.3 hr/VP, tiempo superior al indicado por pruebas de viscosidad

donde aparecen las estructuras de gel. Después de la inyección de 2 VP, se observa un

rápido incremento en la viscosidad aparente del sistema atribuido a la retención de

agregados de gel, especialmente en la sección inicial del empaque. El sistema se cierra

por 29.5 horas y posteriormente se inyecta salmuera a presión constante (20, 40, 60 y 80

psi) con el fin de determinar la permeabilidad al agua post-tratamiento. La retención de

gel reduce la movilidad del fluido de un valor inicial de 8580 md/cp a un valor promedio

de 0.28 md/cp. Adicionalmente, evalúan el taponamiento en la cara del empaque

removiendo porciones del mismo y posterior determinación de la movilidad del fluido. A

pesar de que encuentran que los agregados de gel se retienen preferencialmente en la

primera sección, la movilidad del fluido se redujo en todo el empaque, alcanzando

factores de resistencia residual (RRF) cercanos a 9000, lo cual indica tratamiento del

empaque a profundidad. Por otra parte, la viscosidad del efluente fue superior a la

viscosidad de la salmuera, lo cual revela que el efluente contiene sistema CDG o

polímero que no fue retenido. Finalmente, los autores concluyen que el sistema CDG

puede ser inyectado en cantidades considerables a altas tasas de desplazamiento sin

causar mayores alteraciones del gradiente de presión. Sin embargo, la retención del gel

la consideran inevitable cuando el tiempo de residencia incrementa, a la vez que se

espera una reducción en la velocidad de flujo a través del empaque desde el punto de

inyección. Lo anterior conlleva a un incremento de la resistencia al flujo, reducción de las

tasas de inyección y reducción del volumen poroso de matriz que puede ser tratado. Lo

cual, limita la capacidad del sistema CDG para tratar zonas en profundidad sólo a

regiones donde es posible alcanzar altas tasas de desplazamiento.

Bjørsvik et al. (2008) [32] investigan el sistema acuoso entre el HPAM/Citrato de Aluminio

por medio de medidas de viscosidad con el fin de monitorear la reacción del

entrecruzador y la formación del sistema CDG, en función del tiempo, la temperatura y el

pH. En este caso el sistema es llamado CDG, pero como se describió en el marco teórico


(Sección 2.7 del Capítulo 2), este trabajo hace referencia realmente a los sistemas LPS

por el uso del polímero Flopaam 3630S de SNF Floerger. El HPAM se disuelve en agua

destilada, solución de NaCl al 0.5wt% y 5wt%, y agua de mar sintética. Después de

añadido el agente entrecruzador, la solución es llevada a agitación magnética por hora y

media, y almacenada a temperatura ambiente (22°C) y a 60°C. A partir de la medida de

la viscosidad intrínseca y correlacionando la constante de Huggins con la calidad de

solvente, encuentran que el agua y la solución al 0.5wt% (5000 ppm) de NaCl se

consideran buenos solventes respecto al HPAM utilizado. Mientras que la solución al

5wt% (50000 ppm) de NaCl y el agua sintética de mar, los definieron como solventes

más pobres. Por otro lado, encuentran que los sistemas de ensayados (600 ppm de

HPAM con 60 ppm de Al3+ y HPAM sólo) en agua destilada, presentan una alta

dependencia con la tasa de corte (shear rate), y exhiben un comportamiento de “shear

thinning”. La viscosidad es evaluada en el tiempo para el sistema LPS, mostrando

disminuciones en su valor después de 10 días, lo que sugiere que la reacción con el

entrecruzador es lenta. Por otra parte, si el polímero es disuelto en agua al 5wt% de NaCl

o agua de mar sintética, la reducción en viscosidad es menor comparada con el sistema

formado en agua destilada. Lo anterior, se explica debido a que la sal promueve la

formación de rollos (coils) de polímero. Desde que estas unidades sean similares en

estructura a las unidades intra-moleculares de polímero entrecruzado, la adición del

agente entrecruzador no reduciría mucho más la viscosidad. Sin embargo, los pequeños

cambios en viscosidad en el sistema de agua salada se consideran significativos y

sugieren que la reacción con el entrecruzador toma lugar, por lo que el LPS también se

forma en dichos sistemas, es decir en agua salada. Una característica común a todos los

sistemas LPS evaluados, es que la viscosidad se reduce inmediatamente después de la

adición del agente entrecruzador. Lo anterior sugiere que el aluminio interacciona

inmediatamente al polímero, pero el proceso de formación de los enlaces intra-

moleculares continúa a lo largo de un tiempo considerable. Lo anterior se explica por la

formación inicial de enlaces inter-moleculares que se re-organizan con el tiempo en

monómeros intra-moleculares. Por otro lado, el sistema LPS exhibe un comportamiento

newtoniano de la viscosidad. La evaluación del tamaño de partícula sugiere que las

unidades de LPS formadas exhiben el mismo tamaño independiente del contenido de sal

y de la relación polímero – entrecruzador, y se consideran estables hasta un tiempo

considerado después de formadas.

Capítulo 3 35

Spildo et al. (2009) [38], estudian la aplicabilidad de los sistemas LPS, a alta salinidad, en

particular para su potencial aplicación en las arenas de los yacimientos del Mar del Norte.

En el trabajo, el microgel se denomina CDG, sin embargo, el sistema se prepara con

polímero Flopaam 3630s de SNF Floerger, lo cual actualmente corresponde a un sistema

LPS. Los experimentos se llevan a cabo a altas temperaturas (85°C) y altas salinidades

(≈35000 µg/g). El sistema LPS se forma a una concentración de 600 ppm y una relación

polímero con agente entrecruzador de 20:1. El sistema se agita por 24 horas y

posteriormente se añeja una semana a 40°C. Los autores indican que cuando el

entrecruzamiento se completa, el sistema presenta menores viscosidades que su

correspondiente solución polimérica, y aparenta ser más estable a altas temperaturas.

Para las pruebas de desplazamiento utilizaron núcleos del Mar del Norte, donde se

acoplaron dos núcleos para cada prueba para aumentar el volumen poroso. La prueba

de desplazamiento consistió en la medición de las saturaciones iniciales de agua y

aceite, y a condiciones de aceite residual se inició la inyección de LPS a un caudal de 1

mL/min, seguido por un post-flujo de agua. Encuentran una notable reducción de la

saturación residual de aceite, cercana al 30%, posterior a la inyección de LPS. El mayor

incremental de aceite se encontró en el núcleo con la distribución de tamaño de poro más

heterogéneo. La hipótesis del funcionamiento de Spildo et al. (2009), se basa en la

divergencia microscópica del flujo por efectos de bloqueo de los canales porosos o ”log-

jamming”, y el mejoramiento del barrido macroscópico debido a que la relación de

movilidad durante la inyección de LPS se hace más favorable comparada con la

inyección de agua.

Spildo et al. (2010) [23] estudian la retención de polímero y aluminio en pruebas de

desplazamiento en núcleos Berea, ambos por separados y como parte de la formulación

del LPS, en este caso denominado en el trabajo como CDG. El procedimiento envuelve

el uso de LPS pre-generado, el cual es formado a partir de la adición de citrato de

aluminio a una solución de 600 ppm de polímero, en una salmuera al 1% de NaCl. La

relación polímero-entrecruzador se estableció en 20:1. El polímero usado fue el Flopaam

3630S, una poliacrilamida sintética con un grado de hidrolisis entre 25-30% y un peso

molecular de 20 millones Dalton. Después de preparada la solución, está es llevada a

agitación a bajas rpm por un mínimo 3 días y de hasta 8 días a 40°C con el fin de

asegurar la completa reacción entre el entrecruzador y el polímero. Antes de la inyección,

la solución es filtrada a través de una malla de 40 µm. El estudio del efluente en las


pruebas de núcleo mostró que el citrato de aluminio y el HPAM viajan juntos sin

separación cromatográfica. Por otro lado, mientras la relación polímero-entrecruzador

inyectada fue de 20:1, en el efluente estudiado se produjo una relación aproximada a

45:1. Lo anterior sugiere que la relación 20:1 está por encima de lo necesario para la

formación del LPS a las condiciones de la prueba, y que la relación 45:1 es

probablemente suficiente para tal fin. La retención de Al3+ fue más o menos constante a

4.5 µg/g, ya fuera inyectado sólo o como parte del LPS. La retención de polímero se

estimó en el intervalo de 22 a 58 µg/g, correspondiente al 16-45% de la cantidad

inyectada de polímero. Las pruebas además mostraron que hay un leve decrecimiento en

la retención de HPAM cuando hace parte del LPS con relación a la inyección de sólo la

solución polimérica. Sin embargo, la retención del HPAM como parte del LPS aumento

cuando se utilizó agua de mar para su preparación e inyección. Adicionalmente, se

realizaron pruebas de viscosidad y de distribución de tamaño de partícula como

seguimiento al comportamiento del LPS. Las medidas no mostraron cambios

significativos en el tamaño de partícula o en la viscosidad entre el fluido inyectado y el

efluente. Por lo anterior, concluyen que el LPS se propaga a través de los núcleos sin

cambios significativos en las propiedades de la solución.

Shi et al. (2011a) [39] presentan un modelo de viscosidad para sistemas CDG

preformados, los cuales describen como microgeles estables. Primero establecen la

diferencia entre un sistema CDG y un microgel preformado denominado STARPOL. El

primero se forma in situ, es decir el polímero y el entrecruzador se co-inyectan al

yacimiento y posterior reaccionan hasta formar el microgel o gel. La viscosidad del

microgel varía gradualmente hasta alcanzar el estado gel, y por lo tanto, es inestable

durante el transporte en el medio poroso. El microgel preformado (STARPOL), es

desarrollado totalmente en superficie, y antes de inyectarlo a la formación es filtrado a

través de una malla de 40 µm. El microgel preformado lo consideran estable durante el

transporte en el medio poroso. El modelo de viscosidad es desarrollado para microgeles

estables. El modelo calcula la viscosidad a un shear rate de cero, en función de la

concentración del microgel, y a partir de la modificación del modelo de Huggins.

Posteriormente, modifican el modelo de Carreau para calcular la viscosidad en función

del shear rate. El shear rate in situ lo modelan con la ecuación de capilaridad de Blake-

Kozeny. Finalmente, la viscosidad, será función de la concentración del microgel y del

shear rate. El modelo es validado con datos experimental documentados en la literatura.

Capítulo 3 37

Shi et al. (2011b) [40] complementan el modelo de viscosidad previamente publicado [39]

para microgeles preformados con el estudio de la reducción de la permeabilidad para el

flujo de dichos sistemas en el medio poroso a partir del cálculo del “dynamic jamming

ratio - JR”. El “dynamic jamming ratio” se define como la relación entre el diámetro de la

garganta de poro y el espesor de la capa adsorbida de microgel. A partir de dicho

concepto distinguen tres tipos de poros: poros inaccesibles para el microgel, poros

bloqueados por el microgel y poros donde el microgel se puede adsorber. Los autores

encuentran que la relación entre el “jamming ratio” y la reducción de permeabilidad es

similar a una distribución log-normal, a partir de la cual analizan los mecanismos de

transporte del microgel:

Sí la roca puede absorber el microgel, el JR podrá ser menor que 2 en los poros

inaccesibles, debido a que el microgel se absorberá en la entrada del poro y no

podrá fluir a través de él.

Cuando el JR es mayor que 2, el microgel puede entrar en el poro, y la reducción

en permeabilidad aumentará con el incremento del JR.

En el caso de que el JR es mayor que 3, el microgel puede fluir parcialmente a

través del poro, y la reducción en permeabilidad decrecerá con el JR.

Resultados preliminares se validan a partir del ajuste de data histórica de pruebas de

desplazamientos en núcleos.

Bolandtaba et al. (2011) [41], presentan el modelamiento a escala de poro de los

procesos físicos que ocurren durante la inyección de soluciones poliméricas y LPS

(denominados incorrectamente como CDG por los autores). La aproximación combina un

modelo cuasi-estático de percolación invasiva con un modelo de transporte dinámico de

una sola fase, con el fin de integrar métodos químicos con mecanísticos de movilización

de aceite. La aproximación de modelaje de redes de poro (Pore Network Modeling)

incorpora un modelo de viscosidad en función de la concentración de polímero, efectos

de entrampamiento y adsorción del polímero. Los efectos de entrampamiento los

distinguen entre dos tipos: Straining y Log-jamming. El primero se relaciona al bloqueo

por grandes partículas de polímero. El segundo, y el caso aplicado para LPS, consisten

en la agregación o acumulación lenta de partículas de polímero o partículas reticuladas


en las gargantas de poro pequeñas. Para modelar el entrampamiento y distinguir entre

los dos mecanismos, emplean un modelo de concentración crítica de polímero en función

de la relación entre el tamaño de partícula y la garganta de poro. Para modelar los

mecanismos del LPS se hace necesario incorporar los efectos por fuerzas viscosas y

fuerzas capilares, lo cual logran combinando el modelo de estado cuasi-estático, con un

modelo dinámico de flujo. Entre los resultados encuentran que la agregación lenta de

partículas de LPS finalmente bloquean las gargantas de poro, forzando el desvío del flujo

de agua hacia zonas con petróleo atrapado. Este evento cambia la distribución de la

presión a micro-escala y aumenta las fuerzas viscosas locales, que en consecuencia

conduce a la movilización de aceite. Después de la divergencia del flujo, el aceite

atrapado entra en contacto con la inyección de agua que resulta en una mejora de la

eficiencia de barrido macroscópica. Además, la eficiencia de barrido microscópica mejora

debido a que el aceite desconectado se moviliza cuando el fluido de inyección crea una

caída de presión sobre el clúster de aceite.

Abdulbaki et al. (2014) [42] realizan una revisión bibliográfica de 4 tipos de microgeles

que tienen como propósito principal “conformance control”, los cuales clasifican como

Geles de Dispersión Coloidal (CDG), Partículas de Gel Pre-formadas PPG’s (de sus

siglas en inglés Preformed Particle Gels), microgeles sensitivos a la temperatura

(BrightWater®) y microgeles sensitivos al pH. Los autores presentan las principales

características de cada tipo de microgel y los posibles mecanismos de su funcionamiento

dentro del yacimiento, resumidos en la Tabla 1. Es importante destacar que a pesar de

las diferencias fundamentales de cada una de las tecnologías revisadas, la función

principal de las mismas es para su aplicación de conformance o corrección de

permeabilidad en profundidad lejos de los pozos inyectores (“in-depth conformance”).

Tabla 1. Resumen comparativo de los diferentes microgeles evaluados por Abdulbaki et al. (2014) [42].

Nombre Gelificación Estado en Superficie

Mecanismo de

activación

Estado In Situ

Tamaño antes de Inyección

Tamaño después de Inyección

CDG In-situ Polímero y

entrecruzador Presión

transición Microgel

expandido nm a µm - µm

CDG pre-formado

Preformado Microgel Presión

transición Microgel

expandido nm a µm µm

Capítulo 3 39

PPG. Partículas

de gel

preformadas

Preformado Partícula de gel Presión

transición

Partícula de gel

expandida µm a cm

20 - 200 veces mayor

BrightWater Preformado Microgel Temperatura Microgel

expandido 0.1 - 1 µm 1- 10 µm

pH- Sensitivo Preformado Microgel pH Microgel

expandido µm

hasta 1000

veces mayor

Kedir et al. (2014) [30] continúan el estudio del sistema LPS, al cual denominan también

inyección de nano partículas (“Nanoparticles flooding”), por medio de medidas de

espectroscopia de resonancia magnética nuclear o NMR (de sus siglas en inglés Nuclear

Magnetic Resonance) y reología dinámica. El objetivo del estudio es el de investigar la

reacción entre el HPAM y el Al3+ como función del pH de la solución. Los cambios en pH

de la solución podrían tener un impacto significativo en las propiedades de los LPS, ya

que al ser un poli-electrolito tiene la posibilidad de lograr diferentes cambios

conformacionales en el sistema polimérico. El sistema LPS consiste en citrato de

aluminio sin reaccionar, Al3+ solvatado, citrato solvatado, HPAM sin reaccionar, y

especies complejas de HPAM-Al. Además, el sistema HPAM-Al puede existir en

diferentes conformaciones: entrecruzado intra-molecular (coils), entrecruzado inter-

molecular (gel) y mezcla de ambos (agregados). El comportamiento fisicoquímico de

estas especies depende del pH, salinidad y temperatura, entre otros. Para la solución

utilizan el polímero FLOPAAM 3630S de peso molecular de 20 MDa y la solución se

ajusta a diferentes pH (entre 1,71 a 9,84). Como resultados obtienen que las propiedades

fisicoquímicas del LPS se ven afectadas por el cambio en pH. Un incremento en el pH

permite la des-protonación del grupo de cadenas laterales de ácidos carboxílicos del

HPAM, lo que induce una repulsión electrostática entre los grupos de dichas cadenas.

Por lo tanto, el HPAM y el LPS ganan más viscoelasticidad. A alto pH, la hidrólisis

conduce a la pérdida significativa de grupos amida que aumenta la elasticidad por

aumento de repulsión electrostática. No se observaron cambios significativos en las

propiedades fisicoquímicas del sistema LPS en el rango típico del pH de un yacimiento,

es decir, entre 5 a 7. Por lo anterior, la preparación del LPS se debería realizar en este

rango de pH.

Del estado del arte de estudios a escala de laboratorio y de modelamiento de microgeles

se pueden destacar y/o resumir las siguientes ideas:


El sistema LPS es distinto al CDG. Ambos sistemas usan citrato de aluminio como

agente entrecruzador pero se basan en diferentes poliacrilamidas (HPAM) de alto

peso molecular.

La principal diferencia entre LPS y CDG es el comportamiento de la viscosidad de

cada sistema. El sistema LPS disminuye la viscosidad de la solución de polímero al

interaccionar con el entrecruzador mientras que el sistema CDG incrementa la

viscosidad respecto a la solución polimérica al reaccionar con el entrecruzador.

Las interacciones entre polímeros HPAM y el citrato de aluminio ocurren a través de

entrecruzamiento intra-molecular, inter-molecular y su combinación.

Los cambios del diámetro hidrodinámico (distribución de tamaño de partículas o

agregados) debido a la interacción de HPAM y citrato de aluminio ha sido estudiada

con mayor nivel de detalle en sistemas LPS que para los CDG. Estos cambios

pueden estar influenciados por la concentración de polímero, relación polímero-

entrecruzador, temperatura y salinidad, entre otras variables.

Polímeros (HPAM) y el citrato de aluminio (LPS o CDG) pueden propagarse en el

medio poroso sin separación cromatográfica. La propagación de cada sistema es

característica debido a sus diferencias en el comportamiento de la viscosidad (p.e.

diferenciales de presión). Sin embargo, su propagación dependerá de la

concentración de polímero, relación polímero-entrecruzador, procesos de formación

del microgel (p.e. pre-formados a diferentes tiempos de añejamiento o formados in-

situ), salinidad y temperatura, entre otros.

El comportamiento de la viscosidad de los sistemas CDG durante su flujo en medios

porosos, especialmente formados in situ, resulta complejo interpretar debido a los

cambios graduales que puede sufrir el sistema hasta alcanzar su estado de microgel

y/o entrampamiento de aglomerados.

Los efectos reportados de reducción de permeabilidad durante la inyección de ambos

sistemas (LPS o CDG) se puede expresar en función del “dynamic jamming ratio” que

se define como la relación entre el diámetro de las gargantas de poro y el espesor de

la capa adsorbida o el diámetro promedio del microgel. De dicha relación, dependerá

si el LPS o CDG pueden ingresar o no a las gargantas de poro y fluir o taponar en el

medio poroso.

En pruebas de desplazamiento de inyección de LPS o CDG se reporta el recobro

incremental de petróleo durante su inyección y durante el post flujo de inyección de

Capítulo 3 41

agua. El incremental de producción de petróleo se puede explicar en función de los

siguientes mecanismos:

o Mejoras en la relación de movilidad (Efectos viscosos).

o Acumulación o retención gradual de partículas (o agregados) de microgel en

gargantas de poro forzando la divergencia flujo de agua hacia zonas no

barridas. Este fenómeno genera un cambio en la distribución de la presión a

micro-escala aumentando las fuerzas viscosas locales que promueve la

movilización de petróleo atrapado mejorando eficiencias de barrido micro y

macroscópicas.

A partir de esta revisión de la literatura se evidencias claras diferencias en la

interpretación del uso de microgeles y sus posibles efectos en el medio poroso. A pesar

de estas diferencias, estudios realizados durante la última década han podido generar

información crítica con técnicas avanzadas que demuestran con mejor detalle la

caracterización de este tipo de sistemas y de sus posibles mecanismos durante el flujo

de fluidos en medios porosos. Sin embargo, se hace difícil lograr establecer una clara

definición de los diferentes sistemas y sus posibles mecanismos a escala de poro debido

a la gran diferencia de las condiciones experimentales (p.e. concentraciones de polímero,

diferencias en el tipo de polímeros o entrecruzadores empleados, salinidad, temperatura,

etc.) en los estudios reportados, especialmente para el sistema CDG. Por lo tanto, entre

los objetivos de este trabajo se propone hacer un análisis de la evolución del diámetro

hidrodinámico del CDG en función de concentración de polímero, relación polímero:

agente entrecruzador, tiempo; y su relación con la viscosidad del sistema. Con los

resultados generados se espera desarrollar una interpretación de pruebas de

desplazamiento de inyección de CDG en diferentes medios porosos.

3.2 Resumen de Pruebas de Campo

Smith (1994) [43] reporta un resumen de pruebas de campo de inyección de sistemas

CDG en los Estados Unidos. El autor desarrollo estudio para comparar resultados de

laboratorio y de campo (57 casos) de proyectos de inyección de polímeros y CDG. El

principal objetivo de este estudio fue el de intentar evaluar el impacto de la degradación


mecánica (“shear degradation”) de polímeros en las cercanías de los pozos inyectores en

yacimiento con y sin fracturas. Sin embargo, los resultados de este análisis no resultaron

concluyentes reportando recomendaciones para una mejor interpretación de los

resultados de campo en bases a las observaciones de estudios experimentales.

Más recientemente, Manrique et al. (2014) [44] resumen la implementación de 31

proyectos de inyección de CDG en Argentina, Colombia y Estados Unidos desde el 2005.

El resumen de los proyectos incluye las principales propiedades del yacimiento, los

volúmenes porosos de químico inyectado, el desempeño general de cada proyecto, y

específicamente la posible interpretación de los registros de inyección. Los registros de

inyección para los 31 proyectos (presión de inyección en cabeza vs. inyección acumulada

de CDG), no muestran un incremento acelerado de la presión de inyección. Para los

tratamientos que iniciaron con presión positiva de inyección, la respuesta (aumento) en

presión se observó desde unos 100 a 20,000 Bbls de CDG inyectados. Una vez que la

presión de inyección se aproxima a las condiciones máximas de operación; la

concentración de polímero y/o la relación de polímero - agente entrecruzador, o las tasas

de inyección se ajustan para continuar inyectando cerca de dichas condiciones. La

mayoría de los pozos tratados con CDG no presentan reducción en la inyectividad,

excepto aquellos que fueron tratados con geles robustos MarcitSM antes de la inyección

de CDG. Los autores también presentan dos casos para los cuales se realizó re-

tratamiento con CDG. El objetivo del segundo tratamiento se basa en reducir la

canalización de agua de zonas ladronas secundarias y continuar mejorando la eficiencia

de barrido volumétrica. Para estos tratamientos no se reportaron limitaciones de

inyectividad, lo que soporta que la inyección de CDG no cause taponamiento en la cara

del pozo. Cabe resaltar, que los autores encuentran que más del 80% de los proyectos

revisados de inyección de CDG presentan un crecimiento típico de la curva de presión,

que puede ajustarse con ecuaciones polinómicas de segundo orden similares. Lo anterior

permite inferir información importante acerca de la formación del gel y/o sus

características de propagación en el yacimiento, pero necesita soporte de simulación

numérica para ser interpretada. Basados en las tendencias del Hall Plot y los cambios de

los perfiles de inyección observados después de algunos tratamientos, concluyen que el

CDG se forma y puede ser desplazado desde el inyector. Por otro lado, el aumento leve y

continuo del cambio de pendiente positiva (interpretado en forma de daño o skin positivo)

y la no producción de polímero en los pozos productores, sugiere que la reducción de la

Capítulo 3 43

permeabilidad a profundidad (lejos de los pozos inyectores), que toma lugar después de

la inyección de CDG.

A continuación se resumen algunos de los proyectos más recientes con un número

representativo de pozos inyectores y programas de monitoreo que pueden contribuir con

la interpretación de la inyección de CDG.

Muruaga et al. (2008) [29], presentan la evaluación del piloto de inyección de geles

Marcitsm y CDG en la formación Comodoro Rivadavia en dos pozos del campo El Tordillo

en Argentina. La inyección de agua en este campo no es muy eficiente debido a la

combinación de efectos de heterogeneidades, y en algunos casos, de relación de

movilidad adversa. El coeficiente de Dykstra-Parsons para la formación es de 0.80,

indicando un alto grado de heterogeneidad vertical y una no uniformidad en la

distribución de inyección de agua en la formación. En noviembre de 2005, se inyectaron

15,000 y 12,000 barriles de geles Marcitsm en los pozos I-1 e I-2, respectivamente, con la

finalidad de corregir los perfiles de inyección de agua debido a la alta heterogeneidad

vertical del yacimiento. Durante el tratamiento de inyección de geles, se detectó

producción de polímero en un pozo productor, que debió ser cerrado mientras se

inyectaba el tratamiento. Ensayos de trazadores, antes y después de la inyección de

geles Marcitsm, confirman la reducción en permeabilidad en las zonas de alta capacidad

de flujo. Posteriormente, se evaluó la inyección del sistema CDG, con el objetivo de

mejorar la eficiencia de barrido volumétrica del proceso de inyección de agua. Durante el

transcurso del piloto de inyección de CDG, se encontraron problemas operacionales

debido a la mala calidad del agua de inyección, con parámetros fuera de especificación

para niveles de sólidos y aceite, que se encapsularon en el gel provocando el

taponamiento de la cara del pozo. El daño debió ser removido con solvente reiniciándose

la inyección de CDG. Es importante recalcar, que durante el proyecto se debió suspender

por periodos la inyección de agente entrecruzador, con la finalidad de mantener la

presión de inyección por debajo de la presión de fractura de la formación.

Eventualmente, la presión de inyección se estabilizaba y comenzaba a declinar

ligeramente, lo cual sugiere que sí ocurre la interacción química entre el polímero y el

agente entrecruzador, que conllevan al aumento en presión. No se detectó producción de

polímero durante la inyección del sistema CDG. Además, el operador del campo no

experimento problemas de inyectividad del agua posterior a la inyección del tratamiento,


lo cual indica que el CDG no tapono zonas de baja permeabilidad en la roca yacimiento.

El operador estimó alrededor de 315,000Bbls de aceite incremental a diciembre de 2007,

atribuido al efecto combinado de geles Marcitsm y CDG.

En vista a los resultados exitosos del primer proyecto combinando las tecnologías de

geles Marcitsm y CDG, Menconi et al. (2013) [45] reportan la expansión a 9 pozos

adicionales de esta estrategia para el desarrollo del campo el Tordillo. La fase de

expansión contó con la optimización de las estrategias de inyección incluyendo cambios

en las completaciones (válvulas) selectivas durante la inyección de químicos. A la fecha

de esta publicación, el operador reporta un factor de recobro incremental entre 3 y 3.5%

del petróleo original en sitio u OOIP (de sus siglas en inglés Original Oil in Place). La

inyección de geles obturantes (Marcitsm) para modificar perfiles de inyección combinados

con la inyección de sistemas CDG ha continuado su expansión hasta el año 2015. Sin

embargo, la expansión de esta estrategia de inyección en el campo El Tordillo

posteriores al año 2013 no ha sido documentada en la literatura.

Díaz et al. (2008) [28], presentan la aplicación del piloto de tecnología CDG en el campo

Loma Alta Sur en Argentina. El piloto de CDG se implementó en el pozo LAS-58, un

patrón de inyección irregular. La inyección de agua en el campo inició en el 2002 seguida

por una rápida irrupción debido a la combinación de los efectos de heterogeneidad el

yacimiento (ambiente fluvial, multicapa) y una adversa relación de movilidad (30 cp del

aceite a condiciones yacimiento). El objetivo principal del piloto de inyección de CDG fue

el de mejorar la eficiencia volumétrica del proceso de inyección de agua. El proyecto

consideró la inyección del sistema CDG compuesto por 300 ppm de polímero y Acetato

de Cromo como agente entrecruzador, a una relación 40:1. El volumen total de CDG

inyectado en el proyecto fue de 186,000 Bbls y 192,200 Bbls para las fases I (2005-2006)

y II (2007), respectivamente. El volumen de CDG inyectado durante las dos fases

correspondió a un total de 2.96% del volumen poroso del patrón. La evaluación del

proyecto posterior a la inyección de CDG muestra resultados positivos en la variación del

perfil de inyección del pozo LAS-58, donde la inyección se redujo en la zona ladrona y se

redistribuyó en otros mandriles, sumado a la respuesta en aceite incremental. El

operador cuantifica un incremental de aceite, para la fecha, de 133,292 Bbls y una

reducción de la producción de agua en 406,949 Bbls. No se observó la irrupción de

polímero en los pozos productores durante la inyección de ambas etapas de CDG.

Capítulo 3 45

Díaz, et al. (2015) [46] complementan la evaluación del piloto de CDG en el campo Loma

Alta Sur en Argentina después de 10 años de su implementación. La evaluación del

proyecto incluyó la validación de las reservas estimadas, pruebas recientes de

laboratorio, y lecciones aprendidas de la evaluación y monitoreo del proyecto. Al finalizar

las diferentes etapas de inyección de CDG, se estima la inyección de un 3.06% del

volumen poroso del patrón (391,094 Bbls). Concluyen que 6 de los 10 pozos afectados

en primera y segunda línea del inyector LAS-58, mostraron un incremental en la

producción de aceite durante la inyección de CDG. Sin embargo, el incremental de aceite

más evidente se observó posterior a la finalización de la inyección de CDG. El

incremental atribuido a la inyección de CDG para junio de 2014 se estimó en 310,717

Bbls (49,400 m3), correspondiente a un 2.3% del OOIP. El análisis de la historia de

inyección por el método de Hall Plot sugiere que la reducción en inyectividad, basados en

el aumento en presión de inyección, se puede deber a la divergencia del agua de

inyección (generada por el CDG) en zonas no barridas y de baja permeabilidad en el

yacimiento. Al momento de la evaluación, no se evidenció la producción de polímero en

el patrón de inyección. Como parte de la interpretación del proyecto piloto, se

desarrollaron estudios experimentales que incluyeron evaluaciones reológicas,

determinación de radios hidrodinámicos y pruebas de desplazamiento en núcleos de la

formación. Los estudios reológicos confirman que el CDG, conformado por HPAM con

acetato de cromo, genera viscosidades más altas que la solución polimérica a la misma

concentración. La evaluación del radio hidrodinámico del CDG, muestra al tiempo cero un

tamaño promedio menor al mostrado por la solución de polímero en ausencia del

entrecruzador, que asocian con interacciones intra-moleculares. Pasadas 24 horas, se

observa la presencia de agregados, cercanos a 1 micrón, que sugieren que el CDG está

dominado por interacciones inter-moleculares, o una combinación intra-inter. Los autores

no presentaron resultados de las pruebas de desplazamiento planificadas como parte del

estudio propuesto. Cabe resaltar que un perfil de inyectividad de febrero del 2011,

sugiere que la reducción generada por la inyección de CDG fue parcial o totalmente

removida después de más de tres años de inyección de agua, posterior a la inyección del

tratamiento. Sin embargo, el operador planificaba correr perfiles de inyección adicional a

condiciones similares a las utilizadas previa a la inyección de CDG para confirmar esta

observación. Finalmente, concluyen que el piloto de inyección de CDG en el campo

Loma Alta Sur fue económico y técnicamente exitoso.


Castro et al. (2013) [5], presentan el resumen desde la evaluación en laboratorio a la

aplicación en campo del proyecto de inyección de CDG en el Campo Dina Cretáceos,

ubicado en el valle superior del Magdalena, en Colombia. La inyección de la tecnología

CDG sobre polímero convencional fue seleccionada por 4 razones principales:

Combinación de permeabilidad baja del yacimiento (50 a 200 mD) con relativa

alta viscosidad (10 a 12 cp) a condiciones yacimiento (M ≈ 4 );

Restricciones de potencial de inyectividad debido al estrecho margen de presión

de inyección y la del yacimiento;

Necesidad de reducir cortes de agua debido a limitaciones de manejo de la

misma en superficie, y;

Minimizar la producción de polímero que puedan impactar negativamente las

operaciones y separación de fluidos en las instalaciones de producción.

La evaluación en laboratorio del sistema CDG para Campo Dina incluyo pruebas de

interacción fluido-fluido, roca-fluido, y reología a diferentes concentraciones de polímero.

Específicamente, se presenta la inyección en dos núcleos Berea del sistema CDG. Para

la primera prueba de desplazamiento se co-inyecta el agente entrecruzador (Citrato de

Aluminio) con el polímero (HPAM); similar a la mayoría de aplicaciones en campo de la

tecnología CDG. Para la segunda prueba, el CDG fue añejado por una semana antes de

su inyección. La co-inyección del polímero y el citrato de aluminio arrojo mejores

recuperaciones de aceite y diferenciales de presión menores que el CDG añejado por

una semana. Los resultados de las pruebas de desplazamiento en núcleos no revelaron

efectos de taponamiento después de la inyección de más de 6 volúmenes porosos (VP)

de CDG. A partir de la inyección de trazadores antes y después de la inyección de CDG

se reportó una reducción del VP menor del 6%. Los autores reportan que la propagación

de polímero y aluminio depende de la estrategia de inyección. Sin embargo, se encontró

una relación constante de equilibrio en ambas pruebas entre la producción de polímero y

aluminio.

La selección del área piloto del campo Dina se llevó a cabo a partir de análisis de la

información de producción/inyección, capacidad de manejo de agua y la integridad de

los pozos, entre otros factores. El diseño del piloto se basó en una detallada simulación

numérica usando modelos sectores y full field. La inyección de CDG se inició en junio del

Capítulo 3 47

2011 y para septiembre del 2012 se habían inyectado aproximadamente 437,000 Bbls

de CDG (5% del VP del área piloto). La inyección de CDG considero un diseño de 400

ppm de HPAM y una relación de polímero-agente entrecruzador entre 40:1 a 80:1, como

control para el manejo de la presión máxima de inyección. Los resultados de campo

muestran importantes incrementos en la recuperación de aceite (productividades de

aceite superiores al 300%), y una reducción del corte de agua (10%). Después de 16

meses, no se había detectado polímero en los pozos productores del patrón. Por lo

anterior, comprueban que el CDG puede inyectarse en grandes volúmenes y propagarse

a través del yacimiento.

Basados en los resultados exitosos del piloto de inyección en el camp Dina, León et al.

(2015) [47] reportan la expansión de la inyección de CDG en tres patrones adicionales

del campo. El proyecto piloto re-inició la inyección de CDG en abril del 2013 después de

6 meses de inyección de agua. El proyecto incorporó 3 inyectores adicionales en el 2013

y para Mayo del 2015 se habían inyectado un acumulado de aproximadamente 3.5

millones de barriles sin evidenciarse la producción de polímero. Para Febrero del 2015

los autores reportan un recobro incremental de 100 mil Bbls y se proyecta una

producción incremental adicional de 240 mil Bbls al límite económico representando un

factor de recobro incremental del 8% del OOIP del área piloto. Los perfiles de inyección

de los 4 pozos no mostraron mayores diferencias a pesar de implementar estrategias de

estimulación. León et al., reportan que se requieren entre 2.5 a 3 Bbls de CDG para

desarrollar un Bbls de aceite en el campo basados en la declinación de pozos posterior a

la inyección de CDG y estudios de simulación. Con base a estos resultados, el operador

evalúa la posibilidad de incorporar 8 patrones de inyección adicional como parte del plan

de expansión de la tecnología en el campo.

Los resultados del proyecto de inyección de CDG en Dina justificaron la evaluación de la

tecnología en el campo Tello, también ubicado en el valle superior del Magdalena, en

Colombia [47]. La implementación de este proyecto piloto fue soportada por estudios de

laboratorio y de simulación numérica. El piloto de inyección de CDG comenzó en Junio

del 2013 y a octubre del 2015 se reporta la inyección de aproximadamente 1 millón de

Bbls de CDG estimando un factor de recobro incremental de 6.7%. El proyecto reporto

dificultades de inyección al inicio debido al uso de agua de inyección a alta temperatura

(re-inyección de agua de producción). Los problemas fueron resueltos utilizando agua


fresca a una tasa de inyección de 2,000 BPD, con una concentración de polímero de 500

ppm y una relación polímero-crosslinker de 30:1. El piloto no reporta la producción de

polímero desde el inicio de la inyección CDG. En base a los resultados observados, el

operador evalúa la factibilidad de expandir el proyecto a 7 inyectores adicionales.

De la revisión de las experiencias reportadas en las diferentes pruebas de campo se

destacar lo siguiente:

Los proyectos reportan la inyección de volúmenes considerables de CDG

sugiriendo su propagación en el medio poroso. En algunos casos la inyección por

pozo excede el millón de barriles de CDG.

Las variables más comunes para controlar la inyectividad de CDG son la

concentración de polímero, relaciones polímero-crosslinker y tasas de inyección.

La reducción de tasas de inyección evita altas tasas de corte del polímero, sin

embargo, también podría interpretarse como una posible limitación de la

inyectividad del sistema.

Durante la inyección de CDG no necesariamente se observan cambios en los

perfiles de inyección, lo que sugiere que puede depender de múltiples variables

incluyendo el espesor neto, contraste de permeabilidad, presencia o no de

fracturas y completación de pozos (p.e. sencilla vs. selectiva), entre otras.

Se evidencia que al detener la inyección de entrecruzador en proyectos de

inyección de CDG se observa una caída de presión, lo cual sugiere que si ocurre

la interacción entre el polímero y el entrecruzador para formar CDG in-situ.

Los proyectos no reportan la producción de polímero sugiriendo la

adsorción/retención de CDG en la formación según lo observado en pruebas de

desplazamiento y descrito en la Sección 3.1.

Los proyectos reportan producción incremental de petróleo durante y posterior a

la inyección de CDG, lo que sugiere posibles beneficios de control de movilidad y

corrección de permeabilidad en profundidad (in-depth conformance).

A pesar de los positivos resultados reportados por diferentes operadores, aún existen

incertidumbres respecto a la eficiencia y posibles mecanismos que operan durante la

inyección de CDG. La dificultad de escalar estudios de laboratorio, limitaciones de

simuladores numéricos comerciales, incertidumbres en la interpretación de modelos

geológicos y limitados programas de monitoreo y seguimiento de proyectos, no permiten

Capítulo 3 49

establecer interpretaciones concluyentes respecto a los posibles mecanismos de este

proceso de recobro químico.

4. Formación y evaluación de los Geles de Dispersión Coloidal (CDG)

En este capítulo se presentan los materiales y métodos experimentales aplicados para la

formación y posterior evaluación de los sistemas de CDG. Las evaluaciones

experimentales se llevaron a cabo en el laboratorio de Fenómenos de Superficie de la

Escuela de Procesos y Energía de la Universidad Nacional de Colombia – Sede Medellín.

4.1 Procedimiento de preparación del CDG.

Las soluciones de CDG se prepararon de acuerdo al protocolo experimental

recomendado por TIORCO, una empresa de NALCO. El procedimiento de preparación

establece lo siguiente:

1. Salmuera: la salmuera puede ser de campo, sintética o genérica. Si se utiliza agua

de campo, esta debe estar libre de hierros disueltos, sulfuros, aceite y partículas.

Para el presente estudio se utilizó agua sintética del Campo Dina Cretáceos. La

salmuera sintética del campo se formó a partir de la siguiente formulación: NaHCO3 –

0.99 g/L; NaCl – 6.07 g/L; Na2SO4 – 0.01 g/L; CaCl2*2H2O – 1.02 g/L; MgCl2*6H2O –

0.52 g/L; BaCl2 – 0.02 g/L; FeCl3*6H2O – 0.03 g/L; Sr(NO3)2 – 0.02 g/L; KCl – 0.10

g/L.

2. Solución Madre de Polímero: la solución de polímero se prepara en la salmuera

preparada y descrita en el paso 1 (Tabla 2). Se pesa la cantidad adecuada de

salmuera en un beaker colocándolo en una plancha de agitación magnética a 700

RPM. Poco a poco se agrega la cantidad calculada de polímero al vértice formado

por la agitación. Finalmente se reduce la velocidad a 125 RPM y se deja la solución

de polímero en agitación durante toda la noche (12 horas). El polímero utilizado fue el

Nalco®EOR-370, una poliacrilamida parcialmente hidrolizada HPAM), con un peso

molecular aproximado de 20-25 millones de Dalton y un grado de hidrólisis del 30%.


3. Solución stock de agente entrecruzador: de acuerdo con el número de

experimentos a realizar, se prepara una solución stock de agente entrecruzador. Para

lo anterior, acorde a la concentración deseada, se utiliza el agua sintética preparada y

descrita en el paso 1 y se agrega la cantidad de gramos necesarios del entrecruzador

(Tabla 2). La solución se agita por un minuto para garantizar la disolución total.

El agente entrecruzador utilizado fue citrato de aluminio (TIORCO®EOR-677N).

4. Preparación de los Geles de Dispersión Coloidal (CDG):

En una botella tarada de vidrio de 500 mL se pesa la cantidad de la solución

madre de polímero y se adiciona la cantidad de agua necesaria para alcanzar el

valor de concentración de dilución esperado (Tabla 3). La mezcla se lleva a

agitación por 1 minuto, y el envase se invierte 2 o 3 veces para mezclar mientras

se agita. Agitar más si es necesario hasta obtener una solución homogénea.

A continuación, se agrega la cantidad correcta de la solución madre del

entrecruzador con el fin de obtener la relación polímero:entrecruzador requerida, y

se agita de nuevo por 1 o 2 minutos.

5. Almacenamiento:

Cuando todos los geles se mezclen, se almacenan las botellas de las muestras

en un espacio oscuro a temperatura ambiente, para su posterior evaluación.

Las muestras con geles no deben ser manipuladas o alteradas hasta su

evaluación.

En la Tabla 2 y Tabla 3, se presentan las concentraciones de las soluciones madres y las

características de las muestras de CDG preparadas para su posterior evaluación dentro

del presente estudio.

Tabla 2. Soluciones Stock.

Solución Concentración (ppm)

Solución Madre Polímero 2000

Solución Madre Entrecruzador 1000

Solución Madre KSCN 20000

Tabla 3. Muestras de CDG preparadas.

Muestras Relación Polímero:Entrecruzador

Concentración de Polímero (ppm)

Entrecruzador (ppm)

1 Línea Base Polímero 400

2 40:1 40:1 40:1

400 10.00

3 600 15.00

4 200 5.00

Capítulo 4 53

5 20:1 400 20.00

6 60:1 400 6.67

A las muestras descritas en la Tabla 3 se les evaluó el comportamiento de la viscosidad

en función de la tasa de corte, y el tamaño del diámetro hidrodinámico del sistema para

los días 0 (día de preparación), 1, 3, 5 y 7.

Dichas concentraciones se eligieron con el fin de comparar posteriormente los resultados

con las características de la inyección de CDG en el Campo Dina Cretáceos - Colombia,

donde el diseño consideró una concentración de 400 ppm de HPAM, y un rango variable

de la relación entre el polímero y el agente entrecruzador entre 40:1 a 80:1 [5].

4.2 Medición de la viscosidad de las soluciones de CDG

Para la medición de la viscosidad se utilizó el viscosímetro Fungilab – Alpha Series. El

Alpha Series es un viscosímetro rotacional que permite la medición rápida y precisa para

lecturas de viscosidad [48]. El equipo posee adaptador para la medición de bajas

viscosidades. Las medidas se realizan a temperatura ambiente, las tasas de corte

evaluados fueron 10, 12, 20, 30, 50, 60 y 100 rpm. En la Figura 2, se muestra el equipo

utilizado.

Figura 2. Viscosímetro rotacional [48].


4.3 Medición del diámetro hidrodinámico de los sistemas CDG

Para la medición del diámetro hidrodinámico de los sistemas de CDG se utilizó la técnica

de dispersión de luz dinámica, conocida por sus siglas en inglés como DLS (Dynamic

Light Scattering). El equipo utilizado fue un NanoPlus – Zeta potential and Nano Particle

Analyzer. El principio de medición se basa en el movimiento browniano al cual están

sujetas normalmente las partículas dispersas en una solución. El movimiento es lento

para las grandes partículas y rápido para las partículas más pequeñas. Cuando una luz

de laser ilumina las partículas bajo la influencia del movimiento browniano, la dispersión

de luz desde dichas partículas muestra una fluctuación correspondiente a cada partícula

individual. La fluctuación es observada de acuerdo al método de detección denominado

pinhole type photon que permite calcular el tamaño y las distribuciones de tamaños de

partícula [49].

En la Figura 3 se presentan las especificaciones básicas del equipo.

Figura 3. Especificaciones básicas del NanoPlus [49].

El equipo utiliza la función de auto correlación, la cual describe la velocidad con que

cambia la señal de medición en la dispersión de luz dinámica. Para ello, solo se tiene

que comparar la intensidad de la luz dispersa medida por el detector en un momento

determinado y la intensidad medida poco después. Si la intensidad ha cambiado poco,

significa que hay un nivel alto de auto correlación, mientras que un cambio grande en

la intensidad indica poca correlación. Después, las comparaciones no se realizan solo

Capítulo 4 55

con pequeños desfases de tiempo, sino también para varios intervalos de tiempo cada

vez más grandes. Si todo este proceso se repite de manera continua, se obtiene la

función de auto correlación, que por medio de los procesos matemáticos adecuados,

permite determinar el coeficiente de difusión y, en consecuencia, el tamaño de las

partículas.

La ecuación de Stokes - Einstien describe la dependencia entre la velocidad de

movimiento y el tamaño de las partículas. El equipo como tal, no toma en consideración

la velocidad de movimiento, sino el coeficiente de difusión. Además de la temperatura, la

viscosidad del líquido es una constante importante en la fórmula de Stokes-Einstein. La

ecuación (13) presenta la relación de Stokes – Einstein:

𝑑 =𝑘𝑇

3𝜋𝜇𝐷

(13)

Donde d= Diámetro hidrodinámico. k= Constante de Boltzman. T= Temperatura absoluta. µ= Viscosidad del medio. D= Coeficiente de difusión.

De esta forma, el tamaño hidrodinámico medido por el DLS se puede definir como "el

tamaño de una esfera dura hipotética que se difunde de la misma manera que la

partícula que se mide”. En la práctica, sin embargo, las partículas o macromoléculas en

solución son no esféricas, sino dinámicas o solvatadas. Debido a esto, el diámetro

calculado a partir de las propiedades de difusión de la partícula será un indicativo del

tamaño aparente de la partícula dinámica. El diámetro hidrodinámico, o el diámetro

Stokes, por lo tanto, es el de una esfera que tiene el mismo coeficiente de difusión

traslacional que la partícula que se está midiendo, asumiendo una capa de hidratación

que rodea la partícula o molécula.

Cabe resaltar, que el principio de medición de la técnica DLS se basa en el movimiento

browniano al cual están sujetas normalmente las partículas dispersas en una solución. El

movimiento browniano se define como el movimiento aleatorio que se observa en

algunas partículas microscópicas que se hallan en un medio fluido. Este movimiento


(p.ej. de las moléculas en un líquido) provoca colisiones constantes con otras moléculas.

Estas colisiones frecuentes provocan que el movimiento de las moléculas de líquido se

vuelva totalmente aleatorio, eliminando cualquier estructura ordenada. La intensidad y la

velocidad de este movimiento vibratorio a nivel molecular dependen de la temperatura y

la viscosidad del líquido. Una temperatura elevada significa un mayor movimiento. Si el

líquido contiene una partícula, dicha partícula también recibe los impactos constantes de

las moléculas del líquido, por lo que también se ve sometida a vibraciones. No obstante,

la velocidad de vibración de esta partícula también depende, además de la viscosidad y

la temperatura del líquido que la rodea, de su propio tamaño. En este caso, la densidad y

la masa de la partícula no tienen ninguna influencia.

5. Caracterización del tamaño del diámetro hidrodinámico del sistema CDG

En este capítulo se presentan la evaluación del diámetro hidrodinámico de los sistemas

CDG formulados en el Capítulo 4.

Para la relación de muestras de CDG preparadas (Tabla 3 del Capítulo 4) se consideró

como sistema base la formulación de 400 ppm de polímero HPAM a una relación

polímero entrecruzador de 40:1. Dicha concentración se eligió con el fin de comparar

posteriormente los resultados con las características de la inyección de CDG en el

Campo Dina Cretáceos - Colombia, donde el proyecto de campo consideró una

concentración de 400 ppm de HPAM, y un rango variable de la relación entre le polímero

y el agente entrecruzador entre 40:1 a 80:1 [5].

Para evaluar el cambio en concentración de polímero, a la misma relación polímero-

entrecruzador, se prepararon muestras de CDG a 200 y 600 ppm de HPAM. Finalmente,

para evaluar el cambio en la relación polímero-agente entrecruzador se prepararon

muestras adicionales de CDG de 400 ppm a relaciones de 20:1 y 60:1.

La evaluación del comportamiento de la viscosidad y del diámetro hidrodinámico de los

sistemas de CDG se realizó en función del tiempo y para un máximo de 7 días. Por lo

anterior, se evaluaron los sistemas en el día 0, correspondiente al momento de la

preparación, y posteriormente a los días 1, 3, 5 y 7, a temperatura ambiente (@ 25°C).

Para la determinación de las viscosidades y de los diámetros hidrodinámicos de los

sistemas CDG se realizan con muestras independientes de la solución de interés.


La viscosidad de las muestras se determinó cada día para un rango de tasas de corte, y

la viscosidad a la menor tasa de corte (10 rpm) fue utilizada para la medición del

diámetro hidrodinámico de los sistemas CDG en el DLS.

Para la medición del diámetro hidrodinámico se utilizan alrededor de 3 cc de solución

vertidos en la celda de medición del DLS. Por lo anterior, cabe resaltar que las soluciones

de CDG o polímero no fueron sometidas a ningún proceso de degradación antes de la

medición de su diámetro hidrodinámico, de allí el criterio de utilizar el dato de viscosidad

medido a la menor tasa de corte. Es importante recordar, que la determinación del

tamaño hidrodinámico por el método de DLS está influenciada de forma directa por la

temperatura de medición y la viscosidad de la solución (Sección 4.2 del Capítulo 4).

5.1 Efecto de la concentración de polímero

En la Figura 4 se presenta el comportamiento de la viscosidad (@10 rpm) en el tiempo

para los sistemas CDG de 200, 400 y 600 ppm de HPAM, a una relación polímero-

entrecruzador (AlCit) de 40:1, además de la referencia de la solución polimérica de 400

ppm. Como se mencionó en el capítulo previo, la viscosidad se midió con un viscosímetro

rotacional, las medidas presentadas tienen una precisión de ±0.1cp con una repetibilidad

del 0.2%. Se observa el aumento de la viscosidad en el tiempo para los sistemas de CDG

ocurre después del primer día de su preparación, mientras el polímero mantiene una

viscosidad constante durante el período evaluado. Es notable, que incluso el sistema

CDG de 200 ppm a 40:1, alcance viscosidades mayores que la solución de polímero que

se encuentra a una concentración mayor de HPAM. Para el día 7, el sistema CDG de

200 ppm - 40:1, alcanza una viscosidad cercana a los 75 cp (sin degradación mecánica),

mientras la solución de polímero de 400 ppm se mantiene alrededor de 11 cp. En

general, se puede observar que la viscosidad de los sistemas CDG muestra una

tendencia de aumentar su viscosidad con el incremento de la concentración del polímero

en el intervalo de relaciones polímero-entrecruzador evaluado. Este comportamiento es

distinto al reportado en los sistemas de LPS (Bjørsvik et al., 2008), lo cual confirma la

diferencia entre ambos sistemas desde el punto de vista del comportamiento de

viscosidad.

Capítulo 5 59

Figura 4. Comportamiento de la viscosidad en el tiempo. Sistemas de CDG de 200, 400 y 600 ppm de HPAM, a una relación polímero-entrecruzador de 40:1.

En la Figura 5 se presenta el comportamiento de la viscosidad del sistema CDG de 400

ppm a una relación agente entrecruzador 40:1 en función de la tasa de corte y del

tiempo. Primero se observa que el sistema gana viscosidad después del primer día de su

preparación, por lo cual se puede intuir que las interacciones entre el polímero y el

agente entrecruzador, para este caso, se podrían considerar lentas a temperatura

ambiente (25C°). Incluso para el día 7 se sugiere que el sistema sigue interaccionando

mostrando un aumento de la viscosidad respecto a la medición anterior. Por otro lado, se

observa que el sistema CDG se categoriza como un fluido no newtoniano, donde su

viscosidad, para este caso, varía con el esfuerzo cortante aplicado.


Figura 5. Comportamiento de la viscosidad en función del shear rate, en el tiempo. Sistema CDG 400ppm a 40:1

En la Figura 6 se presenta la medición del diámetro hidrodinámico del polímero a 400

ppm y su evolución en el tiempo. En la figura se observa una distribución unimodal del

diámetro, que se mantiene en un rango constante en el tiempo, tanto en intensidad

diferencial como en el rango de tamaños medidos.

La distribución de intensidad está ponderada de acuerdo a la intensidad de dispersión de

cada fracción de partículas o familia de partículas. Esta distribución puede representar,

tanto una pequeña cantidad de partículas aglomeradas como una partícula de gran

tamaño.

Los valores D constituyen un método utilizado para describir las distribuciones de tamaño

de partícula. Los valores D10, D50 y D90 se utilizan para representar el punto medio y el

rango de los tamaños de partícula de una muestra dada. Un valor de tamaño de partícula

indica que, respectivamente, el 10%, 50% y 90% de la distribución está por debajo de

dicho valor. Sin embargo, la utilización de dichos valores se considera más práctica

cuando la distribución encontrada es unimodal.

Capítulo 5 61

Para la solución de polímero de 400 ppm, se encuentra que el valor medio (D50) se

mantiene relativamente constante en el tiempo alrededor de 33.5 nm, y el rango de

distribución de partículas se encuentra entre 1.5 a 670 nm (Figura 6).

Figura 6. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del polímero a 400 ppm con tiempo.

En las Figura 7, Figura 8 y Figura 9, se observa el comportamiento del diámetro

hidrodinámico del sistema CDG de 400ppm y relación polímero-entrecruzador de 40:1 en

función del tiempo.

Para efectos comparativos, en la Figura 7, se presenta la distribución del día 0 para el

sistema CDG (400 ppm – 40:1) y el polímero (400 ppm). Es evidente la similitud entre

ambas distribuciones, tanto en rango de tamaños como en intensidad. Lo anterior

sugiere, que para dicho tiempo, el polímero y el agente entrecruzador no han empezado

a interaccionar, y el equipo genera una distribución similar a la que presenta el HPAM.


Figura 7. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400ppm – 40:1 y de la solución polimérica a 400 ppm, día 0.

En la Figura 8 se observa la distribución del diámetro hidrodinámico del sistema CDG

mencionado para los días 0 y 1. En primera instancia, se observa una distribución

trimodal para el día 1, donde las partículas o aglomerados se pueden dividir en tres

diámetros promedios: 1.5 nm, 20 nm y 410 nm. Por lo tanto, el intervalo de la distribución

de tamaño de partícula aumenta (1.5 – 690 nm) comparado con el día cero (2 – 380 nm).

Se sugiere que el pico medio (20 nm) corresponde a las moléculas de HPAM originales,

que probablemente aún no han iniciado su interacción con el agente entrecruzador. El

pico de 410 nm corresponde a la formación de agregados de mayor tamaño o a una

estructura de mayores dimensiones que el HPAM, lo cual podría ser indicativo de

interacciones inter-moleculares entre ambos componentes (malla enlazada del HPAM

con Aluminio, Figura 1 del Capítulo 2). Mientras que el pico de 1.5 nm (Figura 8), sugiere

la formación de pequeñas moléculas (o coloides), indicativo de interacciones intra-

moleculares entre el polímero y el entrecruzador. Cabe resaltar que la intensidad de la

dispersión entre las señales de los picos de 9 a 40 nm y el de 410 nm muestran una

intensidad similar pero mayor a la intensidad de dispersión de 1.5 nm.

Capítulo 5 63

Figura 8. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 40:1, días 0 y 1

Por otro lado, en la Figura 9, observamos las distribuciones del diámetro hidrodinámico

del sistema de CDG a 400 ppm – 40:1, desde el día 0 al día 7. Es notable la marcada

presencia de 3 picos, con rangos individuales y con intensidades de distribución altas,

consecuencia de un evidente cambio en la distribución del tamaño de partícula con

respecto al HPAM. Los tres picos marcados corresponden a valores promedio de 1.1 nm,

9 nm y 150 nm, respectivamente. En primera instancia se encuentra que a partir del día

3, el rango de partículas se establece alrededor de 1.1 a 180 nm. Es decir, en general el

rango disminuyó respecto a los rangos observados, para los días 0 (2 – 380 nm) y 1 (1.5

– 690nm). Incluso si se compara el pico medio (D50), se observa una disminución notoria

en el diámetro hidrodinámico promedio de las partículas, ya que el D50 para el día cero

se encontraba alrededor de 30 nm, para el día 1 se estableció en 20 nm y a partir del día

3 se define en 9 nm.

En segunda instancia, se observa la alta intensidad medida para las partículas con

diámetro promedio de 1.1 nm, que se establece alrededor del 30 al 40% de la intensidad

total de la muestra. Por otro lado, la intensidad acumulada por las partículas en el rango

medio (D50) representa alrededor de un 48%. Finalmente, las partículas en el rango de

150 nm sólo marcan una intensidad acumulada cercana al 10-15%.


En general, se puede intuir que en el sistema predominan las interacciones intra-

moleculares que conllevan a la formación de pequeños aglomerados o coloides, similar a

lo reportado para el sistema LPS a pesar de sus diferencias del polímero empleado y en

el comportamiento de viscosidad [24].

Figura 9. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 40:1, en función

del tiempo.

En la Figura 10 y Figura 11 se presentan los resultados del comportamiento del diámetro

hidrodinámico del sistema CDG de 200 ppm y una relación polímero-entrecruzador de

40:1. Para los días 0 y 1, el sistema muestra una distribución unimodal, similar a la

estructura medida para el HPAM, con un D10 alrededor de 7 nm, D50 de entre 40 y 45

nm, y un D90 entre 300 y 350 nm, respectivamente. Si se compara con el sistema CDG a

400 ppm (40:1) para el día 0, este también muestra una distribución unimodal) donde la

distribución se determinó entre 2 a 380 nm (Figura 7). Es decir, que en este caso el rango

de diámetros hidrodinámicos promedios que presenta el sistema CDG a una

concentración menor (200 ppm), es mayor. Estos resultados sugieren que a menor

concentración de polímeros, las interacciones entre el polímero y el entrecruzador se

pueden considerar más lentas. Lo anterior se basa en que al día 1 el sistema CDG de

200 ppm y 40:1 (Figura 9) todavía presenta una distribución similar a la determinada

Capítulo 5 65

durante el día cero y similar a la estructura del polímero HPAM. Sin embargo, el sistema

de CDG a 400 ppm y 40:1 al día 1 ya mostraba una distribución trimodal (Figura 8).

Figura 10. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 200ppm – 40:1, Día 0 a 5.

La distribución trimodal del sistema de CDG a 200 ppm comienza a identificarse al día 3

y algo más definida al día 5, pero con diferenciales de intensidad similares. Para estos

casos, los 3 picos se encuentran alrededor de 1.7, 31.6 y 429.7 nm para el día 3, y 1.4,

16.7 y 223 nm para el día 5. Por lo tanto del día 1 al día 3, la solución de polímero y el

agente entrecruzador comienzan a interaccionar, tanto de forma inter-molecular, ya que

como se observa se encuentra un pico de diámetro mayor (429.7 nm), e intra-molecular

por la formación de un pico definido en un rango de diámetro menor (1.7 nm). Entre los

días 3 al 5, se sugiere que el sistema está dominado por el tipo de interacciones intra-

moleculares debido al incremento de las intensidades de radios hidrodinámicos menores.

Adicionalmente, se puede observar que el tercer pico muestra una disminución en

promedio de 430 a 223 nm.

Finalmente, en la Figura 11 se presentan las distribuciones de radios hidrodinámicos del

sistema CDG de 200 ppm y 40:1 hasta el día 7, día para el cual, se ven claramente

definidos los tres picos que caracterizan estos sistemas, con una marcada intensidad


diferencial. Los tres picos oscilan alrededor de 1.1, 9.1 y 231 nm. Los primeros dos picos

(1.1 y 9.1 nm) se encuentran en un rango similar al determinado para el sistema de CDG

de 400 ppm al día 7 (Figura 9). Sin embargo, el tercer pico para este último es de 150

nm, lo que significa que el sistema CDG de 200 ppm contiene partículas con un diámetro

hidrodinámico de mayor tamaño, hasta 231 nm (Figura 11).

Figura 11. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 200ppm – 40:1, en función

del tiempo.

En la Figura 12 y Figura 13 se presenta el comportamiento del diámetro hidrodinámico

del sistema CDG a 600 ppm y una relación polímero- entrecruzador de 40:1. El aumento

de concentración de polímero conlleva a interacciones más rápidas en el sistema CDG,

debido a que desde el día 0 y posterior día 1, se observa la intención de formación de

varios picos en la distribución de los diámetros hidrodinámicos medidos, como se

identifica en la Figura 12. Se destaca que el sistema CDG de 600 ppm muestra una

mejor definición de los tres picos (Figura 12) que el observado para el sistema de 400

ppm (Figura 8) y a la misma relación polímero-entrecruzador.

Capítulo 5 67

Figura 12. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 600 ppm – 40:1, día 0 y 1.

En la Figura 13 se observa para el día 3, la presencia muy marcada de los tres picos. Sin

embargo, el pico de mayor tamaño (≈170 nm) desaparece para los días de mediciones

posteriores, días 5 y 7. En los días 5 y 7, alrededor del 50% de la intensidad diferencial

acumulada corresponde a partículas con un diámetro promedio de 1 nm, y el otro 50% a

partículas entre 15 a 25 nm. Lo anterior, conlleva a intuir que las interacciones intra-

moleculares continúan desarrollándose demostrando el carácter dinámico de los

sistemas CDG.

En base a los resultados de los efectos de la concentración de polímero en los sistemas

CDG a temperatura ambiente (25°C), se puede concluir de manera preliminar que la

formación de partículas está dominada por interacciones intra-moleculares y tienden a

formarse con mayor rapidez a medida en que se incrementa la concentración de

polímero a una relación polímero-entrecruzador constante.

1.7nm 8nm 150nm


Figura 13. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 600ppm – 40:1, en función

del tiempo.

5.2 Efecto de la concentración de agente entrecruzador.

En la sección anterior (sección 5.1) se presentaron los resultados experimentales para la

solución de polímero a concentración de 400 ppm y de sistemas CDG a diferentes

concentraciones de polímero (200, 400 y 600 ppm) a una relación polímero-

entrecruzador constante de 40:1. En la presente sección se presentan los resultados de

los efectos de la relación polímero-entrecruzador en la viscosidad y distribución de radios

hidrodinámicos de los sistemas CDG a una concentración de polímero constante de

400ppm. Las relaciones polímero entrecruzador evaluadas fueron de 60:1, 40:1 y 20:1,

respectivamente.

En la Figura 14 se presenta el comportamiento de la viscosidad, a una tasa de corte o

shear rate de 10 rpm, para los sistemas mencionados, y la referencia de la solución de

polímero a 400 ppm sin entrecruzador. El sistema CDG con la mayor concentración de

agente entrecruzador, es decir 20:1, desarrolla una mayor viscosidad que los demás

sistemas. De los resultados se puede observar una tendencia de disminución de la

viscosidad de los sistemas CDG a medida en que se disminuye la concentración de

entrecruzador (60:1) a una temperatura de 25°C.

Capítulo 5 69

Figura 14. Comportamiento de la viscosidad en el tiempo. Sistemas de CDG 400 ppm de HPAM, a relaciones polímero-entrecruzador de 60:1, 40:1 y 20:1.

En la Figura 15 y Figura 16 se presenta el comportamiento del diámetro hidrodinámico

del sistema de CDG a 400 ppm y una relación polímero- entrecruzador de 60:1. Se

observa que desde el día 0 aparecen tres picos en la distribución del diámetro

hidrodinámico de partícula, donde los valores máximos corresponden en orden

ascendente a aproximadamente 1.4, 11 (dentro del rango de 5 a 184 nm) y 1100 nm. Se

resalta la presencia de los tres picos desde el día de preparación, Figura 15, teniendo en

cuenta que presenta una concentración más baja de agente entrecruzador comparado

con el sistema de 400 ppm 40:1, para el cual en el día cero la distribución era unimodal

(Figura 7 y Figura 8). De igual forma, se destaca que el tercer pico identificado en la

región de 1100 nm representa un valor muy superior a los encontrados en los sistemas

ya analizados a diferentes concentraciones de polímero (200, 400 y 600 ppm) a relación

polímero-entrecruzador de 40:1. La identificación de diámetros hidrodinámicos de 1100

nm sugiere que a altas diluciones de entrecruzador podrían promoverse interacciones

inter-moleculares con la solución de polímero. Sin embargo, para confirmar esta

inferencia se requieren estudios más detallados y que están fuera del alcance del

presente estudio.


Figura 15. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400ppm – 60:1, días 0, 1 y 3.

Para los días 1 y 3, se mantiene la distribución trimodal, evidenciándose que el rango del

tercer pico disminuye en intensidad y en diámetros hidrodinámicos a valores de 580 nm

(día 1) y 170 nm, respectivamente. Lo anterior sugiere que a medida que transcurre el

tiempo de reacción, las interacciones intra-moleculares pueden hacerse más importantes,

creando agregados o partículas de menores tamaños. El pico o señal correspondiente al

diámetro hidrodinámico cercano a los 11 nm se mantiene con la misma intensidad para

los primeros 3 días de interacción. Sin embargo, el pico caracterizado por moléculas o

agregados de menor tamaño (1.4 nm) evidencia un incremento en su intensidad con el

aumento del tiempo de interacción.

En la Figura 16 se presenta la distribución del diámetro hidrodinámico del sistema CDG

de 400 ppm y relación polímero-entrecruzador de 60:1, hasta el día 7, evidenciándose un

cambio drástico en la distribución de especies de diferentes diámetros hidrodinámicos.

Para el día 5 se definen cuatro picos, los valores máximos de estos picos corresponden

aproximadamente a 1, 10, 37 y 220 nm, respectivamente. Se destaca que a partir del

tercer día de interacción ocurre una disminución importante en las moléculas o

agregados caracterizados en el tercer pico tanto en diámetros hidrodinámicos como en

intensidad. Al mismo tiempo, se evidencia un incremento en la intensidad de moléculas o

Capítulo 5 71

agregados en la región de 10 y 37nm al quinto día de interacción. Posteriormente, al día

7 se evidencia una disminución de la intensidad de las moléculas o agregados

caracterizados en el tercer pico tanto en diámetros hidrodinámicos disminuyendo a 100

nm. Esta disminución del tercer pico viene acompañada de un incremento en las

intensidades de especies caracterizadas por diámetros hidrodinámicos de 1 nm y 10 nm,

respectivamente. Para el día 7 de evaluación de la muestra de CDG (400 ppm y 60:1) las

tres regiones con intensidades bien definidas (1, 10 y 100 nm), corresponden al 30, 50 y

20%, respectivamente.

Figura 16. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 60:1, en función del tiempo.

Comparando con el sistema CDG a una relación 40:1, las interacciones del sistema a

60:1 fueron más lentas, donde se necesitaron 7 días para definirse las tres regiones,

mientras la primera necesito sólo 3 días (Figura 9). Además, el tercer pico se encuentra

en promedio en un rango menor para el sistema de 60:1 donde se establece cercano a

los 100 nm, mientras en el sistema 40:1 alcanza valores superiores a los 150nm.

En la Figura 17 y Figura 18, se presenta el comportamiento del diámetro hidrodinámico

del sistema CDG a 400 ppm y una relación polímero-entrecruzador de 20:1. Se observa


que desde el primer día de mediciones se definen tres regiones (Figura 17), donde sus

picos modales corresponden a 1.4, 30 y 450 nm, respectivamente.

Figura 17. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 20:1, días 0 y 1.

Para los días 3 y 5, las tres regiones se encuentran totalmente demarcadas por su

intensidad, donde los picos se aproximan a 1 nm, de 8 a 11 nm, y de 100 a 160 nm (

Figura 18). Sin embargo, para el día 7 se observa una distribución bimodal con picos en

1 nm y 24 nm, donde las partículas en el rango de 1 nm corresponden al 56% del total de

la muestra analizada. Es importante destacar, que el pico modal de mayor tamaño (o

tercer pico) presente en los sistemas CDG descritos con anterioridad desaparece

totalmente para el sistema con la concentración más alta de agente entrecruzador.

Capítulo 5 73

Figura 18. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 20:1, en función del tiempo.

Los resultados experimentales descritos en las secciones 5.1 y 5.2 del presente capítulo,

demuestran claramente la dinámica y complejidad de las interacciones que ocurren en

los sistemas CDG fuera del medio poroso y a condiciones de temperatura ambiente. Por

lo tanto, se requiere de mayores esfuerzos y estudios experimentales más detallados

para generar una mejor descripción de los sistemas CDG a diferentes condiciones

experimentales e incluso el efecto del tipo de entrecruzador (Aluminio y Cromo). La

siguiente sección, presenta una discusión general de los métodos empleado, resultados

experimentales y posibles mecanismos en presencia del medio poroso.

5.3 Discusión

Las distribuciones del diámetro hidrodinámico presentadas en las secciones 5.1 y 5.2,

representan las interacciones fluido-fluido que se dan en el sistema CDG almacenado en

una botella, donde no hay efecto de degradación mecánica, y por supuesto donde no ha

sido sometido a flujo bajo las restricciones del medio poroso y los efectos de presión –

presión capilar y adsorción o retención. Por ejemplo, en la Figura 19 se presenta la

muestra de CDG 400 ppm a 40:1, para el día 7 posterior a su mezcla y en la Figura 20 se


esquematiza las posibles interacciones del sistema polímero–entrecruzador en un

espacio ilimitado como serían las botellas de almacenamiento empleadas en el presente

trabajo. Por otra parte, en la Figura 21 se esquematizan las posibles interacciones del

sistema CDG bajo las restricciones y condiciones del medio poroso donde los radios de

cuellos o gargantas de poro generalmente pueden estar entre 0.01 a 50 micras

dependiendo de la porosidad y permeabilidad de la roca.

Por lo anterior, los resultados obtenidos en el presente estudio conllevan una gran

limitación y no son representativos del flujo y comportamiento del sistema CDG en el

medio poroso. Sin embargo, proveen de un mejor entendimiento de su evolución en el

tiempo, y las posibles interacciones entre el polímero y el agente entrecruzador y que a

su vez contribuyen a inferir posibles efectos observados a escala de laboratorio y de

campo (p.e. respuesta de presión en pozos inyectores). Las distribuciones medidas

pueden considerarse como tamaños relativos del diámetro hidrodinámico de los sistemas

CDG, que seguramente serán diferentes en un yacimiento de hidrocarburos donde

existen múltiples efectos que pueden influenciar la formación de estas especies (p.e.

adsorción/retención, degradación mecánica, degradación química, presencia del crudo,

etc.).

Figura 19. Muestra de CDG (400ppm, 40:1) al día 7.

Figura 20. Diagrama esquemático - interacciones del

sistema CDG en una botella.

Capítulo 5 75

Figura 21. Diagrama esquemático – interacciones del CDG bajo restricciones del medio poroso.

Por otro lado, se encuentra que la técnica de dispersión dinámica de luz (DLS) bajo la

cual se determinó el tamaño hidrodinámico de las soluciones de polímero y de los

sistemas CDG, se basa en el movimiento browniano al cual están sujetas normalmente

partículas dispersas en una solución. Sin embargo, en un yacimiento de hidrocarburos,

en la zona cercana al pozo (inyector o productor) las velocidades de flujo se pueden

considerar altas, ya sea por el gradiente de presión, la tasa o el área transversal al flujo, y

por ende el comportamiento de partículas o pequeños aglomerados va a estar

influenciado por la dinámica misma del flujo más que por el movimiento browniano. Sin

embargo, en áreas lejanas a la cara del pozo, la velocidad de flujo disminuye

considerablemente y por tanto los aglomerados estarán influenciados por efectos

diferentes incluyendo el impacto de la degradación mecánica del polímero en la

formación de CDG. Aspecto que no ha sido estudiado o documentado en la literatura.

La otra característica de la técnica óptica del DLS, y que podría ser considerada como

una desventaja, es que se pretende medir tamaños de partículas pero realmente se mide

la dispersión de la luz. Es decir, se realiza una medición indirecta, donde diferentes

distribuciones de partícula podrían originar mediciones similares de la dispersión de luz.

Por lo cual, cualquier fuente externa de ruido durante las pruebas experimentales podrían

ocasionar resultados difíciles de interpretar. En la Figura 22 se presenta un esquema del

método de medición de la distribución de tamaños de partículas por Dispersión Dinámica

de Luz.


Figura 22. Método de medición del DLS [50].

Además, como ya se mencionó, la medida del DLS está fuertemente influenciada por la

viscosidad, tanto en el cálculo como en el comportamiento de la muestra. El DLS mide el

coeficiente de difusión debido al movimiento traslacional browniano. La relación entre el

coeficiente de difusión y el tamaño de partícula o diámetro hidrodinámico, se relaciona

por la ecuación de Stokes-Einstein, como se presenta en la Ecuación (5). Sí la partícula

exhibe un movimiento libre browniano, su tamaño se puede relacionar con la viscosidad

del fluido, como lo indica la ecuación. Cuando la temperatura al tiempo de medida y la

viscosidad del dispersante o la muestra es conocida, es posible medir el coeficiente de

difusión. La viscosidad requerida se determina como la viscosidad dinámica a bajos cero

esfuerzos de cizalla (shear rate).

Sin embargo, sí el movimiento browniano de una partícula es restringido, es decir la

viscosidad del solvente es lo suficientemente alta para evitar que la partícula se mueva

bajo la fuerza ejercida por el movimiento térmico de cualquier disolvente que rodea las

moléculas, el tamaño de la partícula puede no estar ya correlacionado con precisión con

la viscosidad del disolvente o la muestra. Las muestras con altas viscosidades pueden

Capítulo 5 77

ser medidas y calculadas, pero se debe prestar atención cómo estas altas viscosidades

pueden afectar el movimiento browniano de las partículas [51].

Para el caso en estudio, como se observa en las Figura 4, Figura 5 y Figura 14, el

comportamiento de la viscosidad del sistema CDG es dinámico en el tiempo, sumado a

que es un fluido No Newtoniano. Como consecuencia, la viscosidad afecta notoriamente

la medida de la distribución de tamaños de partículas por el método de DLS.

Como ejemplo, en la Figura 23 se comparan los resultados de la medición con DLS del

sistema CDG (400 ppm y relación polímero-entrecruzador de 60:1) para el día 3,

utilizando la viscosidad determinada para el sistema de 24 cp (Figura 14) a una tasa de

corte baja (10 rpm), y asumiendo la viscosidad del agua a 25°C, 0.88 cp. Como se

observa, la viscosidad afecta directamente el rango de distribución de radios

hidrodinámicos del sistema. Cuando se emplea la viscosidad de 0.88cp, se encuentra un

rango aproximado entre 10 a 30,000 nm, mientras con la viscosidad determinada para el

sistema CDG de 24 cp, el rango disminuye drásticamente, de 1 a 400 nm. Lo anterior,

está relacionado con el coeficiente de dispersión calculado, el cual es la medida directa

del equipo. Para el sistema CDG, la medida con la viscosidad arroja un coeficiente de

dispersión de los resultados acumulativos (D50) cercano a 9.5e-9 cm2/s. Mientras el

sistema medido cuando se ingresa la viscosidad del agua, estima un coeficiente de

4.43e-09 cm2/s. Es decir, teniendo en cuenta sólo el coeficiente de dispersión, la

velocidad de movimiento de las partículas sería diferente para ambas medidas, sin

embargo el sistema o la muestra fue la misma, sólo cambio el dato de viscosidad que se

ingresó al equipo. Por lo tanto, en futuras investigaciones se debe tener esta

recomendación en cuenta además de hacer esfuerzos para definir estrategias óptimas

para la determinación de la viscosidad de los sistemas CDG que se evidencia es

altamente dinámico y complejo.


Figura 23. Efecto de la viscosidad sobre la medida del DLS.

Como se observa en la Figura 23, la muestra presenta una distribución trimodal bien

definida para el día 3, en ambas medidas. Lo anterior, conlleva a que pueden analizarse

con cierta certeza las interacciones entre el polímero y el agente entrecruzador, y su

proceso de conformación en el tiempo. Sin embargo, se debe considerar el diámetro de

tamaño de partícula como un valor relativo, que como se sabe está afectado por la

viscosidad del sistema, la aplicabilidad del efecto browniano y las cero restricciones en la

botella de almacenamiento comparado con las que se presentaría en un medio poroso.

Las altas viscosidades afectaran en cierto modo las medidas teniendo en cuenta la

dinámica del sistema CDG, pero los resultados sirven como una medida relativa de los

cambios en la muestra bajo diferentes condiciones experimentales.

Finalmente y acorde a lo anterior, del análisis de las pruebas de laboratorio se puede

concluir lo siguiente:

La viscosidad de los sistemas CDG analizados muestran cambios significativos entre

la medición del día 1 al día 3, lo cual infiere que las interacciones que se dan en el

sistema son de magnitud de días, donde se observa que en las 24 primeras horas

después de formado se comporta similar a un polímero convencional.

Las primeras interacciones que se dan en el sistema CDG se podrían considerar

como entrecruzamiento inter-moleculares, donde los grupos carboxilo se localizan

Capítulo 5 79

uniendo diferentes moléculas de polímero (Figura 1), lo cual se representan en el

aumento del rango de tamaño de partícula comparado con la distribución que

presenta el polímero sin agente entrecruzador. Como se observa en la Figura 24,

para el día 1 después de mezclado, se observan rangos medios para el tercer pico

alrededor de 450 nm. Especialmente en el sistema CDG de 400 ppm 60:1, se

observa un pico medio de 580nm con alta densidad de partículas, con un rango total

donde se encuentran partículas de hasta 1100nm (1.1 micrones).

Figura 24. Analisis día 1, CDG 400 ppm, diferentes relación polímero-entrecruzador.

Posterior al primer día de la preparación, predominan el entrecruzamiento intra-

molecular, donde los grupos carboxilos formados se localizan dentro de una misma

molécula de polímero, como se representan en la Figura 1, formando estructuras (o

coloides) de menor tamaño que las estructuras presente en el polímero convencional,

dichas estructuras pueden llegar al rango de 1 nm. Al ser estructuras de menor

tamaño, se infiere que puede existir una mayor cantidad de las mismas, que pueden

llegar a representar hasta el 50% de la muestra total analizada. Por ejemplo, en la

Figura 25 se observa una alta densidad de partículas para los diferentes sistemas

CDG de 400 ppm en el rango cercano a 1nm, que representan más del 56% de la

distribución de partículas de la muestra analizada.


Figura 25. Analisis día 7, CDG 400 ppm, diferentes relación polímero-entrecruzador.

Se evidencia que el aumento de la concentración de polímero, conlleva a

interacciones de menor tiempo para la formación de complejos aluminio-polímero

(distribución trimodal). Además, a mayor concentración de polímero las interacciones

continúan en el tiempo, predominando los entrecruzamientos intra-moleculares, hasta

desaparecer los grandes agregados de polímero (interacciones inter-moleculares).

Como se observa en la Figura 26, el tercer pico (línea morada) para la muestra de

mayor concentración (600 ppm) desaparece totalmente y aumenta la intensidad de

partículas en el rango de 1nm, comparado con las otras dos muestras de menor

concentración. Sin embargo, los efectos de concentración del polímero también

deben ser evaluados en función de la temperatura.

Capítulo 5 81

Figura 26. Análisis de sistemas CDG al día 7 a diferente concentración y relación polímero-entrecruzador 40:1.

La concentración de agente entrecruzador también afecta la velocidad de las

interacciones en el sistema CDG. Por un lado, como se observa en la Figura 25, al

día 7 de análisis para las muestras de CDG de 400 ppm, en la muestra con mayor

concentración de agente entrecruzador (relación 20:1, línea roja) desaparece el tercer

pico, correspondiente al pico de mayor tamaño de la distribución, presente en las

otras dos muestras, y como consecuencia aumenta la intensidad de partículas en el

rango de 1 nm. A pesar de que para el día 0 de análisis (es decir el día de

preparación de las muestras) se evidencia un claro efecto de la presencia de

entrecruzador, no se encuentra un patrón definido para las diferentes relaciones de

polímero y agente entrecruzador (Figura 27). Por un lado, la muestra a 40:1 presenta

una distribución de partículas similar al polímero sin agente entrecruzador, con un

D50 de 26 nm. La muestra con mayor concentración de agente entrecruzador, 20:1,

presenta una distribución más dispersa, con un pico definido en el rango de 1 a 2 nm.

Pero la muestra con menor concentración de agente entrecruzado, 60:1, también

muestra una distribución dispersa, con tres picos definidos, un pico en el rango de 1 a

2 nm, el grueso de la muestra entre 4 a 100 nm, y un tercer pico de gran tamaño

entre 270 nm hasta partículas de 1 micrón. Estos resultados demuestran la


complejidad de este tipo de sistemas haciendo difícil su interpretación. Aspecto que

requerirá esfuerzos adicionales en futuras investigaciones en sistemas CDG.

Figura 27. Análisis día 0 de sistemas CDG a 400ppm y diferentes relación polímero-entrecruzador.

Acorde al presente análisis y de acuerdo con diferentes discusiones de literatura, la

formulación de sistemas LPS (confundido con sistemas CDG) se considera como la

combinación de entrecruzamiento inter-molecular e intra-molecular. Sin embargo,

para el caso de los sistemas CDG evaluados se evidencia que predominan las

interacciones intra-moleculares después del 1 día de interacción.

Los factores que influencian que los sistemas CDG estén dominados por

interacciones intra- o inter-moleculares depende de un gran número de variables

incluyendo el tipo de polímero, peso molecular, concentración, agente entrecruzador,

relación polímero – agente entrecruzador, salinidad y temperatura de reacción, entre

otros. Por lo cual, la comparación de los diferentes estudios reportados en la literatura

(CDG y LPS), incluyendo los resultados del presente estudio, se hace difícil por las

variaciones de las condiciones experimentales empleadas en los mismos.

Finalmente, identificar una posible relación entre los tamaños de partículas y la

viscosidad del sistema CDG se hace difícil por diferentes razones.

Capítulo 5 83

o Primero y como se mencionó anteriormente, la viscosidad como tal ya está

influenciando la medición de la distribución de tamaño de partículas, al ser un

sistema dinámico con una viscosidad tan alta. Por lo tanto, es importante el

uso de diferentes técnicas para determinar la distribución de tamaños de

partículas (o radios hidrodinámicos) para confirmar (o no) su correlación con la

viscosidad del sistema.

o Segundo, la distribución del tamaño de partículas encontrada para los

sistemas CDG presentan una gran polidispersidad, es decir, varios rangos de

tamaños de partículas, las cuales pueden empaquetarse entre sí de diferentes

formas y posiblemente modificar la viscosidad del sistema.

o Por otro lado, en literatura no hay un consenso sobre esta posible correlación.

Sin embargo, para sistemas dispersos (a menudo partícula) se considera que

para una concentración constante, cuando el tamaño de partícula disminuye,

el número de partículas aumenta [52]. Por tanto, el número de interacciones

entre partícula-partícula se incremente conllevando al aumento de la

viscosidad. Pero dado que las interacciones partícula-partícula se consideran

fuerzas débiles, el efecto se observa más a velocidades de deformación

bajas.

Para el presente caso, se encuentra que el polímero convencional presenta una

distribución de partículas unimodal constante en el tiempo, con un D50 alrededor de 28 a

35 nm y una viscosidad entre 8 a 12 cp (10 rpm). Para los sistemas CDG, la viscosidad

aumenta en el tiempo, mientras el sistema interacciona hasta conformarse una gran

cantidad de pequeños agregados en el rango cercano a 1 nm, y el resto de la muestra

presenta un rango 20 a 150 nm, dependiendo la concentración de polímero y agente

entrecruzador.

Finalmente y en base a los resultados generados durante el presente estudio, en los

siguientes capítulos se intentara re-interpretar pruebas de desplazamiento reportadas en

la literatura y respuestas de algunos proyectos recientes donde se reportan la inyección

de grandes volúmenes de CDG.

6. Análisis de pruebas de desplazamiento

En este capítulo se presenta un análisis de las pruebas de desplazamiento realizadas

para la evaluación de la tecnología CDG en el campo Dina Cretáceos y el Campo Tello,

ambos en Colombia. Cabe resaltar, que los resultados de laboratorio presentados a

continuación pertenecen a la compañía ECOPETROL, S.A.

6.1 Campo Dina Cretáceos

Para la evaluación a escala de laboratorio del proyecto de inyección de CDG en el

Campo Dina Cretáceos (Campo DK) se llevaron a cabo pruebas de desplazamiento en

núcleos Berea, reportadas resumidamente por Castro et al. (2013), [5] y Manrique et

al.(2014) [44].

La primera fase del estudio tuvo como objetivo fundamental comparar los resultados de

inyección de LPS (confundido por los autores como CDG) reportados por Spildo et al.

(2009 y 2010) [38] [23]. El trabajo experimental incluyo dos pruebas de desplazamiento

de CDG en núcleos Berea, considerando el mismo esquema reportado por Spildo y

colaboradores:

1. Prueba - Núcleo 1: Inyección de CDG fresco (inyección inmediatamente

después de preparado)

2. Prueba - Núcleo 2: Inyección de CDG añejado una semana a temperatura

ambiente (25°C).

El trabajo experimental fue similar para ambas pruebas se resume a continuación:

1. Saturación del núcleo con agua sintética del Campo Dina. Determinación de la

permeabilidad al agua. Presión de confinamiento de 450 psi.


2. Inyección de aceite con una viscosidad de 8.7 cp, hasta saturación irreducible de

agua (Swi).

3. Inyección de agua a 1 cc/min hasta alcanzar saturación irreducible de aceite

(Sorw). La tasa de inyección de agua se incrementa (2 y 3 cc/min) hasta no

observar la producción de aceite. Se finaliza con inyección de agua a una tasa de

1 cc/min.

4. Inyección del sistema CDG a diferentes tasas de inyección. Sistema a 600 ppm y

una relación polímero- entrecruzador (citrato de aluminio) de 20:1, preparado en

agua sintética del Campo Dina Cretáceos. Las concentraciones y relación

polímero-entrecruzador se seleccionaron de acuerdo a lo reportado por Spildo y

colaboradores (2009 y 2010) [38] [23]:

a. Etapa I: 1cc/min.

b. Etapa II: 2cc/min.

c. Etapa III: 3cc/min.

d. Etapa IV: 1cc/min.

5. Todas las pruebas se realizaron a temperatura ambiente (25°C).

6. El desarrollo de las pruebas de desplazamiento incluyo lo siguiente:

a. Monitoreo del diferencial de presión durante las diferentes etapas de las

pruebas.

b. Inyección de trazador antes y después de la inyección de CDG.

c. Determinación de la concentración de polímero y del citrato de aluminio en

los fluidos producidos.

El crudo utilizado en las pruebas fue de 36°API, con una viscosidad de 8.7 cp (@ 25°C &

shear rate de 10/s).

En la Tabla 4 se presentan las propiedades básicas de los núcleos Berea utilizados para

las pruebas de desplazamiento.

En las siguientes figuras se presenta el seguimiento de ambas pruebas de

desplazamiento, donde las figuras numeradas con (a) representan la inyección de CDG

fresco, y las (b) la inyección de CDG añejado una semana a 25°C. En dichas figuras se

incluye el diferencial de presión observado (Figura 28 y Figura 29), el recobro incremental

de aceite (Figura 30), el perfil de la concentración de polímero y aluminio en los efluentes

(Figura 31), el análisis de los resultados de trazadores (Figura 32 y Figura 33) por el

Capítulo 6 87

método de los momentos - MoM [53], e imágenes de las muestras antes y después de la

inyección de CDG (Figura 34 y Figura 35).

Tabla 4. Características de los núcleos Bereas – Pruebas DK.

Parámetro Núcleo 1 Núcleo 2

Longitud 5.96” (15.15 cm) 5.94” (15.08cm)

Diámetro 1.48” (3.76 cm) 1.48” (3.76 cm)

Porosidad 0.23 0.24

Volumen poroso 38.61 cc 39.48 cc

Permeabilidad al agua (Salmuera) 2,123 mD 2,089 mD

Swi 0.2 0.2

Sorw 0.4 0.4

Figura 28. Diferencial de presión observado durante la prueba de desplazamiento 1 – Campo DK.

Durante la inyección de CDG fresco (Figura 28) se observa un incremento gradual del

diferencial de presión que corresponde a la inyección de un sistema de viscosidad de

aproximadamente 12 cp a una tasa de inyección relativamente alta (1 cc/min) para

estándares de pruebas de desplazamiento (típicamente de 0.1 cc/min). Un aspecto

interesante a destacar, es que al incrementar la tasa de inyección a 2 cc/min (después de

inyectar 2 VP de CDG fresco) inicialmente se observa el esperado incremento de la


presión. Sin embargo, la presión en lugar de continuar incrementando se estabiliza

alrededor de las 170 psi. Este comportamiento también se observa al incrementar la tasa

de inyección a 3 cc/min donde la presión se estabiliza ligeramente alrededor de los 210

psi. Cuando la tasa de inyección se reduce nuevamente a 1 cc/min, el diferencial de

presión disminuye (como es de esperarse de acuerdo a la Ley de Darcy) a niveles

similares cuando se finalizó la inyección de CDG durante la primera fase del experimento

a la misma tasa de inyección (1 cc/min). Sin embargo, a partir de este momento (≈ 5 VP

de CDG inyectados) se puede observar el incremento de la presión del sistema con una

tendencia similar a la observada al inicio de la inyección de CDG a la misma tasa de

inyección (1 cc/min). Este comportamiento puede inferir que el aumento del esfuerzo de

corte podría estar influenciando la formación del CDG, ya que se asume que después de

inyectar 2 VP (77.22 cc) aún no se han generado (menos de 2 horas de interacción en el

medio poroso) una formación representativa de especies de radios hidrodinámicos

mayores a los 100-200 nm de acuerdo a lo observado en sistemas CDG de 600 ppm y

40:1 (Figura 12) y de 400 ppm y 20:1 Figura 18. Por lo tanto, los efectos de diferenciales

de presión observados en este experimento pueden estar influenciados principalmente

por los efectos viscosos y degradación mecánica del polímero y no necesariamente a la

formación de aglomerados (complejos Al-polímero). Respecto a los cambios de

tendencia de incremento de los diferenciales de presión (P) al inicio y al final de la

inyección de CDG fresco a 1 cc/min, se sugiere lo siguiente:

Durante la primera fase de inyección de CDG fresco, se puede inferir una alta

saturación/pérdida del entrecruzador (reactivo limitante) y flujo de polímero en el

volumen poroso accesible limitando la posibilidad de desarrollarse la interacciones

observadas en pruebas de botella descritas en el Capítulo 5. Este punto será

discutido nuevamente cuando se discutan los resultados de las concentraciones de

aluminio y polímero en los efluentes de los experimentos (Figura 31).

A medida en que se incrementa el volumen de inyección de CDG se podría

incrementar la probabilidad de que ocurran las interacciones Al-polímero formándose

aglomerados que también puede explicar el incremento de P combinado con los

efectos viscosos de la solución inyectada.

Al reducir la tasa a 1 cc/min ya el medio poroso se encuentra saturado promoviendo

la formación más rápida de CDG observándose un mayor incremento de la presión

Capítulo 6 89

(adsorción/retención de aglomerados). Esto puede inferirse por el aumento del P

(alto RRF) cuando se inicia la inyección de agua después de la inyección de 6.35 VP

de CDG fresco (600 ppm a 20:1). Aspecto que será discutido posteriormente al

evaluar el perfil de la concentración de polímero y aluminio en los efluentes (Figura

31) y el análisis de los resultados de trazadores (Figura 32 y Figura 33).

Por otra parte, cuando se observa el comportamiento de P en el experimento de

inyección de CDG añejado por una semana (Figura 29), claramente se evidencian

incrementales de presión aproximadamente 4 veces (>800 psi) a la observada durante la

inyección de un volumen CDG fresco (< 220 psi) a condiciones experimentales similares

(Figura 28).

Figura 29. Diferencial de presión observado durante la prueba de desplazamiento 2 – Campo DK.

En este segundo experimento el comportamiento del ∆P es justificado en base a los

resultados presentados en el Capítulo 5 de este trabajo. Añejar la solución de CDG por

una semana, conlleva a un incremento de la viscosidad a valores a los 140 cp si usamos

como referencia a las viscosidades presentadas en la Figura 4 y Figura 14 si utilizamos

como referencia a los sistemas CDG de 600 ppm a 40:1 (155 cp @ día 7) y de 400 ppm a


20:1 (140 cp @ día 7). Esto debido a que en el presente trabajo no se preparó la solución

de CDG de 600 ppm a 20:1 y que fue considerada para poder comparar con los estudios

reportados por Spildo et al. (2008 y 2010) [23] [38] . A su vez, al día 7 se puede sugerir

que la distribución de tamaño de aglomerados del sistema CDG debe ser similar (1 a 30

nm @ día 7) a la identificada en los sistemas CDG de 600 ppm a 40:1 y de 400 ppm a

20:1 mostrada en la Figura 13 y Figura 18, respectivamente. Por lo tanto, la alta

viscosidad y presencia importante de partículas/aglomerados de tamaños menores a los

30 nm pueden explicar el comportamiento de presión de este experimento Figura 29 Un

aspecto resaltante, son los efectos del incremento de las tasas de inyección (2 y 3

cc/min) en los ∆P registrados durante la inyección de CDG añejado por una semana.

Estos resultados sugieren que una vez formado el CDG (aglomerados, microgeles o

complejos Al-polímero), los mismos no pueden fluir en el medio poroso causando el

taponamiento en la cara del núcleo tal y como se observa en la Figura 34.

La dificultad de fluir sistemas CDG añejados por una semana, también pueden explicar el

menor factor de recobro incremental de aceite (4.6%) comparado con el generado por la

inyección de CDG fresco o recién preparado (14.6%) según se presenta en la Figura 30

y lo reportado por Castro et al., (2013) [5]. Estos resultados resultan consistentes con los

reportados por Spildo et al (2008) [38] para los sistemas LPS.

Figura 30. Recobro Incremental de Aceite por la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado por una semana a diferentes tasas de inyección.

Capítulo 6 91

Los resultados de las concentraciones de Aluminio (Al) y polímero (HPAM) en los

efluentes de los experimentos discutidos con anterioridad (Figura 31) fueron previamente

discutidos previamente por Manrique et al. (2014) [44]. Comparando el perfil de

concentraciones de Al y HPAM, nuevamente se evidencian marcadas diferencias entre

ambos experimentos (inyección de CDG fresco vs. añejado una semana).

Figura 31. Concentración de polímero y aluminio como función de los PV producidos durante las pruebas de desplazamiento por la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.

Interpretando los resultados del experimento de inyección de CDG fresco, se puede

resumir lo siguiente (Figura 31a):

La concentración de polímero prácticamente alcanza su máximo y se mantienen

aproximadamente constante (260-270 ppm) antes de haber inyectado el primer VP.

Esto sugiere que parte del polímero que no ha interaccionado con Al (formación de

aglomerados o complejos) fluye con mayor velocidad debido a su menor adsorción

(comparada con la del Al) y al volumen inaccesible del medio poroso (al polímero).

Por el contrario, la concentración de Al le toma alcanzar un valor constante (11-13

ppm) una vez alcanzada la inyección de 3.5 VP de CDG. Este comportamiento se

puede interpretar por la adsorción e interacción del Al con el HPAM hasta alcanzar un

posible equilibrio debido a que a partir de la inyección de 3.5 VP de CDG ambos

componentes (Al y HPAM) fluyen y se producen en una misma relación (polímero-

entrecruzador de 22.5:1) independientemente de las tasas de inyección empleadas (1


a 3 cc/min). Estos resultados también son consistentes con los reportados por Spildo

et al. (2010) [23] y donde se demuestra que LPS (y CDG en este caso) se pueden

propagar en el medio poroso.

Respecto a la magnitud de las concentraciones producidas de Al y HPAM, los

resultados reportados por Spildo et al. (2010) [23] y Manrique et al. (2014) [44] no

pueden ser comparados debido a que los estudios de Dina se realizaron en presencia

de aceite y se desconoce el efecto que esto puede tener en la formación de CDG en

el medio poroso y/o en los errores que la presencia de aceite pueda causar en el

análisis de polímero en los fluidos de producción del experimento. Sin embargo, lo

que se puede confirmar es que en ambos estudios se demuestra que existe una

retención de Al y HPAM debido a la interacción de ambos para formar CDG

(agregados o microgeles).

Por otra parte, al evaluar los resultados del experimento de inyección de CDG después

de añejado por una semana, se puede concluir lo siguiente (Figura 31b):

Las concentraciones de Al y HPAM presentan un comportamiento inverso al

experimento de inyección de CDG fresco. La concentración de polímero alcanza su

máximo (≈120 ppm) después de 2 VP de CDG (1 semana añejado) inyectados.

Adicionalmente, la concentración de HPAM en este experimento es 50% menor

comparada con el observado en el experimento de inyección de CDG fresco (Figura

31a). Lo anterior sugiere que la dificultad del polímero de fluir en el medio poroso se

debe a la filtración de aglomerados o microgeles (Figura 34) ya formados previo a su

inyección.

En este caso, la elución de Al alcanza su máximo (≈3 ppm) después de 1.5 VP

inyectados de CDG siendo solo un 25% del máximo de la concentración de Al

determinada (11-13 ppm) en el experimento de inyección de CDG fresco (Figura

31a).

A partir de 2 VP porosos inyectados de CDG, se infiere que ambos componentes (Al

y HPAM) fluyen y se producen en una misma relación polímero-entrecruzador pero

en este caso dependiendo de la tasa de inyección empleada. La relación polímero-

entrecruzador producida entre los últimos 4.36 VP de CDG inyectados varía entre

28:1 y 40:1. Estos resultados permiten concluir que los CDG una vez formados

Capítulo 6 93

pueden retenerse en el medio poroso explicando el comportamiento de diferenciales

de presión observados en este experimento (Figura 29).

Con el fin de evaluar los posibles cambios de los volúmenes porosos de las muestras de

Berea después de la inyección de CDG (fresco vs. añejado por una semana), los

experimentos incluyeron la inyección de trazadores (Figura 32 y Figura 33). Sin embargo,

la inyección de trazadores (Bromuro de sodio - NaBr) se realizó en diferentes etapas de

los experimentos. Por lo tanto, los mismos no pueden ser comparados por lo que deben

ser discutidos independientemente.

Figura 32. Registro de detección de trazadores antes y después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.

La inyección de trazadores (concentración de Br-) en el experimento de inyección de

CDG fresco, se realizó a condiciones de saturación de agua (Sw) del 100% y después

de la inyección de CDG donde se reporta el factor de recobro incremental de aceite del

14.6% (Figura 30 a). Por lo tanto, la disminución del VP de la muestra de Berea e

irrupción temprana de trazador se debe tomar en cuenta la presencia de aceite y de CDG

retenido en el medio poroso en el experimento Post-CDG. Aun cuando se puede

interpretar que el menor tiempo de ruptura después de la inyección de CDG fresco

(cuadrados rojos de la Figura 32 a), se puede correlacionar directamente con la

disminución del volumen poroso contactado (estimado en un 34%) por el trazador (Figura

33 a), las condiciones a las cuales los trazadores fueron inyectados presentan un mayor


nivel de incertidumbre en la evaluación del análisis de trazadores de esta prueba. Por

otra parte, en el experimento de inyección de CDG añejado durante una semana la

inyección de CDG se realizó después de la inyección de agua o condiciones de aceite

residual (Sorw) y posteriormente después de la inyección de CDG. En esta caso, los

resultados si pueden compararse destacándose pocos cambios entre ambas curvas de

trazadores (Figura 32 b). En este caso se estimó que el volumen poroso sólo se

disminuyó cerca del 7% por la inyección de CDG (Figura 33 b). Sin embargo, los

pequeños cambios observados parecen no haber afectado significativamente la

estructura porosa de la muestra. Lo cual puede explicarse al taponamiento de la muestra

en el punto de inyección como claramente se evidencia en el la Figura 34 b).

Figura 33. Volumen Contactado por el trazador antes y después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.

Figura 34. Núcleos antes y después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.

Capítulo 6 95

En la Figura 34 se muestra en ejemplo de los núcleos de Berea antes y después de

utilizado en la prueba de inyección de CDG fresco (Figura 34 a) y el núcleo después de

inyectar CDG añejado por una semana (Figura 34 b). En este último, claramente se

observa el taponamiento de la cara de inyección del núcleo. Esto explica el menor

recobro de aceite en esta prueba de desplazamiento (Figura 30 b). Estos resultados

demuestran que los sistemas CDG no puede ser añejados para su inyección (ni a escala

de laboratorio ni de campo) a diferencia de los sistemas LPS reportado por Spildo et al.

(2009 y 2010) [38] [23]. Los resultados observados con el sistema de CDG añejado por

una semana también es consistente a lo reportado por Ranganathan et al. (1997) [33],

donde indican que la retención de CDG aparenta ser mucho mayor cuando se deja

mayor tiempo de reacción del gelante antes de ser inyectado. Finalmente y para tener

posibles evidencias de los efectos de la inyección de CDG (fresco y añejado por una

semana), ambos muestras de núcleo fueron abiertas según se muestra en la Figura 35.

No se evidencian mayores daños en ambas muestras, aunque se observa una mayor

concentración de CDG en la entrada de ambos núcleos (Flechas indicativas de entrada

de flujo en Figura 35 a y b).

Figura 35. Núcleos después de la inyección de CDG a). Fresco – b). Añejado una semana.

Adicionalmente a las observaciones de los experimentos desarrollados para soportar el

proyecto de Dina Cretáceos discutidos con anterioridad, se pueden resaltar los siguientes

comentarios:

Para ambos casos se pudieron inyectar lo volúmenes porosos diseñados, cumpliendo

con el protocolo experimental sin mayores restricciones.

La inyección de CDG añejado una semana implica el desarrollo de mayores

diferenciales de presión, muy superiores a los observados en la inyección de CDG


fresco. Aspecto que demuestra su diferencia de los sistemas LPS comúnmente

confundidos como CDG en la literatura.

En la prueba de desplazamiento con CDG fresco, las etapas I y IV de inyección de

CDG (llevadas a cabo a una tasa de inyección de 1cc/min), se lograron ajustar con un

polinomio de segundo orden (Tabla 5) similar a los reportados para los casos de

campo estudiados por Manrique y colaboradores (2014) [44]. Por otra parte, las

etapas II y III presentan una tendencia diferente del diferencial de presión. Sin

embargo, los volúmenes porosos inyectados fueron menores (Figura 28). Aunque el

comportamiento de presión observado es similar al reportado para casos de campo,

aun no se tiene un claro entendimiento si este comportamiento puede o no estar

relacionado con la formación de CDG in situ y/o por efectos viscosos. En este caso

se asume que en la inyección de CDG fresco, los aglomerados o microgeles aún no

se han formado completamente debido a la poca duración de la inyección de CDG.

Tabla 5. Ajuste del incremental del diferencial de presión en las etapas I y IV de inyección de CDG fresco

Etapa Ecuación Ajustada R2

Etapa I (1cc/min) -11.065x2+156.85x-430.41 0.9857

Etapa IV (1cc/min) -17.102x2+348.34x-1925 0.9972

De forma similar, los diferenciales de presión observados en la prueba de

desplazamiento del CDG añejado una semana se pueden ajustar con una expresión

matemática similar (Tabla 6), con R-Cuadrados superiores al 0.96 (Figura 29). La

diferencia en este caso es que la respuesta de inyección ya considera la inyección de

CDG pre-formados a diferencia del experimento de inyección CDG fresco y la co-

inyección de polímero y entrecruzador en proyectos de campo. Por lo tanto, este

comportamiento típico de incrementales de presión observado durante la inyección

de CDG debe ser evaluado con mayores detalles.

Tabla 6. Ajuste del incremental del diferencial de presión durante la inyección de CDG añejado por una

semana

Etapa Ecuación Ajustada R2

Etapa I (1cc/min) 7.7652 x2+77.746x-481.07 0.9967

Etapa II (2cc/min) 61.841x2-814.4x+3190.7 0.9614

Etapa III (3cc/min) -21.543x2+446.61x-1550.4 0.9797

Capítulo 6 97

Etapa IV (1cc/min) -59.827x2+1318.4x-6422.5 0.9876

La inyección de CDG fresco presenta mejores resultados en el recobro incremental

de aceite con más bajos diferenciales de presión, respectivamente un 14.6%,

respecto al 4.6% obtenido con la inyección de CDG añejado (Figura 30). Este

comportamiento es esperado y se aproxima a las condiciones de inyección de

campo.

Se puede inferir que la inyección del sistema CDG fresco conlleva una mayor

dinámica de interacción entre el polímero y el agente entrecruzador en su flujo por el

medio poroso. Lo anterior incluye la competencia del polímero y la roca por el

aluminio, acorde a lo reportado por Smith y colaboradores en sus observaciones

experimentales (2000) [34]. Además de que los efectos de tortuosidad del medio

porosos, las restricción de presión capilar, entre otros, afectarán la formación del

sistema CDG y el tamaño de radio hidrodinámico que desarrollará durante su flujo en

el medio poroso. Dicha dinámica de la formación del CDG en el tiempo, conlleva a

una mayor divergencia de flujo a escala poral

Por otra parte, el CDG añejado trae una estructura pre-formada, obtenida en una

botella de almacenamiento, con espacio libre para el desarrollo de las interacciones

entre el polímero y el agente entrecruzador. Lo anterior, se puede relacionar

directamente con los resultados presentados en el Capítulo 5, donde la dinámica de

interacción ocurre en la botella, y para el final de la semana de añejamiento el

sistema CDG tendrá un tamaño de diámetro hidrodinámico definido. Al inyectarse al

medio poroso, se puede intuir que ciertos agregados de CDG no podrán penetrar

algunas gargantas de poro, mientras otras serán taponadas, limitando su flujo y

propagación en el medio poroso.

Es importante destacar, que los experimentos discutidos en esta sección se enfocaron a

demostrar las diferencias entre los sistemas LPS y CDG, además de validar la

propagación de CDG a diferentes condiciones reportadas en la literatura. Sin embargo, la

mayoría (por no decir todos) los estudios documentados en la literatura han considerado

esquemas de inyección de CDG a condiciones no representativas a escala de campo. En

los proyectos de campo el polímero y el entrecruzador son co-inyectados en superficie y

el tiempo de interacción prácticamente se limita de 1 a 4 horas previo su ingreso en la


formación dependiendo de la tasas de inyección. Por lo tanto, en la siguiente sección se

discutirán experimentos recientes que tratan de considerar esquemas de inyección

similares a las utilizadas a escala de campo.

6.2 Campo Tello.

El Campo Tello pertenece la Cuenca del Valle Superior del Magdalena en Colombia, y

fue seleccionado por la compañía Ecopetrol junto al Campo Dina Cretáceos como

candidatos a tecnologías de recobro mejorado por métodos químicos. A partir de las

experiencias obtenidas en el Campo Dina Cretáceos y posterior al desarrollo de 7

tratamientos tipo “conformance” de geles obturantes para modificar los perfiles de

inyección de agua [54], Ecopetrol inició la inyección a escala piloto del sistema CDG en

Campo Tello a partir de Junio del 2013 [47].

Como parte de la evaluación de los pilotos en campo, los estudios de laboratorio

continuaron incorporando nuevas variables evidenciadas durante la experiencia

operacional obtenida operando la inyección de CDG desde Junio del 2011 en el campo

Dina Cretáceos. Entre los estudios más recientes, se destaca la inyección simultánea de

polímero y agente entrecruzador como estrategia de simular la inyección de sistemas

CDG a escala de campo y donde los agentes químicos son mezclados en superficie

típicamente muy cerca de los pozos inyectores. Lo anterior conlleva a muy bajos tiempos

de interacción entre el polímero y el entrecruzador (generalmente < 4 horas). En base a

las características de la calidad del agua de inyección del Campo Tello se requirió del

uso de acetato de cromo (Cr(Ac)3) para la formación de CDG estables. La co-inyección

de polímero y entrecruzador se realizó en una muestra de núcleo del campo Tello a

condiciones yacimiento [47]. La prueba de desplazamiento se caracterizó por lo

siguiente:

Se co-inyecto el polímero (HPAM) con el agente entrecruzador, para formar el CDG

in-situ.

La co-inyección de los químicos se realizó a temperatura ambiente (25°C), utilizando

bombas de inyección independientes para el polímero y el agente entrecruzador.

Capítulo 6 99

Tanto el polímero como el agente entrecruzador se inyectan a través de líneas

independientes y se mezclan a la entrada del núcleo a temperatura de yacimiento

(75°C). Empleando este esquema de inyección, el objetivo fue demostrar la formación

de CDG in situ sin que ocurra la mezcla entre el HPAM y el Cr(Ac)3 antes de ingresar

al medio poroso. Este esquema de inyección representa condiciones más adversas a

las que ocurren en campo, donde ambos compuestos se mezclan en las líneas de

inyección y en la tubería del pozo inyector durante pocas horas (típicamente < 4

horas) antes de ingresar a la formación.

Se varían los caudales de inyección de cada bomba de inyección (etapas de la

prueba) para controlar la relación polímero–entrecruzador obteniendo sistemas CDG

a diferentes concentraciones químicas, lo cual es una variable característica para

controlar la inyectividad de CDG en campo.

Los estudios reológicos en muestras de CDG preparadas con una solución de

polímero de 600 ppm y relación polímero:entrecruzador de 20:1 generan una

viscosidad de aproximadamente 90 cp a temperatura de yacimiento (75°C) y a una

tasa de corte de 10 seg-1. Dicho valor es usado para posteriores cálculos y análisis de

las pruebas de desplazamiento.

Es importante resaltar, que se asume que durante la prueba de desplazamiento el

polímero y el entrecruzador se mezclan en una proporción del 50% en el medio

poroso. Esta suposición puede ser una limitación para la interpretación de las

pruebas. Sin embargo, se asume que al inyectar con bombas independientes y en

presencia de válvula de contra presión, resulta la opción más viable a considerar para

la interpretación de la prueba de desplazamiento.

El experimento se realizó en un núcleo saturado en agua sintética de formación del

campo Tello en ausencia de aceite (Sw = 100%). El objetivo fundamental de la

prueba, fue demostrar la formación de sistemas CDG in-situ sin ser pre-mezclados

previo a su ingreso en el medio poroso. Adicionalmente, se trató de demostrar los

efectos de cambiar las tasas de inyección y relaciones polímero-entrecruzador en la

inyectividad del sistema, variables críticas utilizadas en pruebas de campo de

acuerdo a lo reportado por Manrique et al.(2014) [44].

La interpretación de los resultados de la prueba fueron soportados por la inyección de

trazadores en diferentes etapas del experimento.


En la Figura 36 se presenta el protocolo experimental seguido en la prueba de

desplazamiento.

Figura 36. Protocolo de la prueba de desplazamiento en un núcleo de Campo Tello.

Previo a la discusión de los resultados de la prueba de desplazamiento reportada para el

campo Tello, es importante destacar que se asume que el sistema CDG entre HPAM y

Cr(Ac)3 presenta un comportamiento similar a los presentados en el capítulo 5 del

presente trabajo y según lo reportado por Díaz y colaboradores (2015) [46] donde

recientemente reportan la formación de agregados similares a los identificados en el

presente estudio. Sin embargo, las condiciones experimentales reportadas para el campo

Loma Alta Sur [46] son diferentes a las del campo Tello. Por lo tanto, es importante

considerar esta diferencia en el momento de interpretar la prueba de desplazamiento a

discutir a continuación.

En la Tabla 7 se presentan las propiedades básicas del núcleo de Campo Tello utilizado

en la prueba de desplazamiento.

Capítulo 6 101

La Figura 37 presenta el diferencial de presión observado durante la prueba de

desplazamiento en el núcleo del Campo Tello acorde al protocolo descrito anteriormente.

La Figura 38 se presenta la viscosidad aparente calcula a partir de la ecuación (10). En la

Figura 39 se presenta el cambio en la movilidad, con el fin de analizar en conjunto el

cambio k/µ, debido a que las pérdidas de permeabilidad generadas por la inyección de

CDG no son consideradas en el cálculo de la viscosidad aparente.

El experimento incluyo la co-inyección de aproximadamente 23 volúmenes porosos (PV)

del sistema CDG sin mayores restricciones.

Tabla 7. Características del Núcleo de Campo Tello.

Parámetro Valor

Longitud 2.67” (6.78cm)

Diámetro 1.47” (3.73 cm)

Volumen Poroso 14.44 cc

Permeabilidad 267 mD

Figura 37. Diferencial de presión observado en la prueba de desplazamiento en un núcleo de Tello.

I

II

III

IV


Figura 38. Viscosidad Aparente durante la inyección del sistema CDG – prueba de desplazamiento

Campo Tello.

Figura 39. Comportamiento de la movilidad durante la inyección del sistema CDG – prueba de

desplazamiento Campo Tello.

De las Figura 37, Figura 38 y Figura 39 se pueden resaltar los siguientes comentarios:

• En la etapas I y II se inyecto el mismo sistema CDG, a 600 ppm de polímero y una

relación 20:1 de polímero–entrecruzador. Pero la etapa I se inyectó a una tasa de

inyección de 2 pie/d, mientras la etapa II fue a pie/d. Acorde a la ley de Darcy, con la

disminución de la tasa de inyección de 2 a 1 pie/d, disminuye la respuesta en presión,

0

20

40

60

80

100

120

140

5 10 15 20 25 30 35

Vis

cosi

dad

ap

are

nte

(cp

)

PV

Primera EtapaSegunda EtapaTercera EtapaCuarta Etapa

1

10

100

1000

5 10 15 20 25 30 35

k/µ

(m

D/c

p)

PV

Primera EtapaSegunda EtapaTercera EtapaCuarta Etapa

Capítulo 6 103

de forma específica, el ∆P. En ambas etapas los incrementales del diferencial de

presión se pueden relación con la interacción continúa del polímero y el agente

entrecruzador. El comportamiento en la respuesta de presión puede ajustarse con un

polinomio de segundo orden, similar al reportado en la revisión de pruebas de campo

documentados por Manrique y colaboradores (2014) [44].

• En ambas etapas, I y II, se observa un aumento prolongado de la viscosidad aparente

del sistema (sección 2.4), incluye el efecto de la reducción de la permeabilidad debido

a la adsorción o al entrampamiento mecánico del CDG. Sin embargo, para efectos

prácticos, en la Figura 39 se presenta el cambio de la movilidad durante la inyección

del polímero, la cual decrece rápidamente conforme se inyectan más volúmenes

porosos de CDG. La fuerte caída de la movilidad en los primeros volúmenes de

inyección de CDG, se puede relacionar con el aumento abrupto de la viscosidad al

pasar de inyección de agua al sistema CDG. La subsecuente disminución de la

movilidad en los siguientes volúmenes de CDG inyectados, se pueden relacionar con

la pérdida de la capacidad de flujo de la muestra, es decir, la disminución de la

permeabilidad de la misma. Lo anterior, debido a que el sistema CDG se absorbe en

la roca y/o se puede entrampar de forma mecánica, y por consiguiente disminuir el

volumen disponible al flujo.

• El comportamiento del crecimiento del ∆P en las etapas I y II, sugiere que la tasa de

reacción del sistema CDG no es altamente dependiente de las tasas de inyección.

Sin embargo, dicha hipótesis debe ser validada con experimentos o información

adicional, debido a que el ∆P está afectado, entre otros, por los factores de

resistencia (RF) y resistencia residual (RFF).

• En la etapa III (y en el resto del experimento) se continúa inyectando a una tasa de

inyección de 1 pie/d, pero se cambia la proporción de polímero-entrecruzador. Acorde

al protocolo experimental, el sistema CDG inyectado se compone de 300 ppm de

polímero y una relación polímero–entrecruzador de 6.7:1. Lo anterior, representa un

aumento de la concentración de agente entrecruzador y la consecuente disminución

de la concentración de polímero, comparado con la etapa II. El aumento en la

concentración de agente entrecruzador se refleja en la disminución del ∆P. Dicha

disminución del diferencial de presión se puede relacionar directamente con la

pérdida de viscosidad del sistema, como se observa en la Figura 38. Además, en

consecuencia con el resultado presentado en la Figura 39, al disminuir la viscosidad

se aumenta la movilidad del sistema en flujo. Sin embargo, la etapa III, represento


solo la inyección de 1 VP, lo cual se puede considerar pequeño para discutir los

resultados obtenidos.

• En la etapa VI se inyectaron aproximadamente 11 VP de un sistema CDG de 900

ppm de polímero y una relación polímero-entrecruzador de 60:1 a 1 pie/d. Lo anterior,

representa la inyección de un sistema CDG con mayor concentración de polímero y

menos concentración de agente entrecruzador que las etapas previas. En dicha

etapa se observa un cambio en la tendencia del diferencial de presión, el cual crece

más rápido comparado respecto a las etapas I y II. Lo anterior puede deberse a

muchos factores, incluyendo la cantidad acumulada de CDG inyectado (≈ 23VP), y el

cambio en la formulación del sistema CDG que sugiere una mayor viscosidad

aparente (mayor viscosidad de la solución de polímero inyectada).

• El RRF para la muestra se estima alrededor de 137.5 después de la inyección de

aproximadamente 50PV, de los cuales 23 fueron de CDG.

Como se mencionó, la prueba de desplazamiento incluyo la inyección de trazador antes y

después de la inyección del sistema CDG, como herramienta para el monitoreo del

cambio de las propiedades del núcleo. En la Figura 40 se presenta el registro obtenido de

la detección de los trazadores. En la Figura 41 y Figura 42 se presentan el análisis de los

resultados de trazadores utilizando el Método de los Momentos (MoM) [53]. Acorde al

análisis de la inyección de trazadores, se enumeran los siguientes comentarios:

Ambos trazadores se inyectaron a la misma tasa, 0.9 cc/min.

Para ambas inyecciones, antes y después del sistema CDG, se recuperó cerca del

100% del trazador.

Se estimó una reducción cercana al 10% en el Volumen Poroso de la muestra de

núcleo de Tello posterior a la inyección de aproximadamente 23 VP de CDG. Lo

anterior se refleja en la disminución del tiempo de ruptura entre una y otra prueba.

Para la primera prueba, el tiempo de ruptura fue cercano a los 130 minutos. Después

de la inyección de CDG, el trazador registró un tiempo de ruptura de 22 minutos

(Figura 40).

Como se observa en la Figura 41, aunque el trazador después de la inyección de

CDG contacta menos volumen poroso, se demora más en hacerlo que el primer

trazador. Lo anterior, sugiere que ambos trazadores viajaron por caminos en el medio

poroso con estructura interna diferente. Es decir, el primer trazador contacta mayor

Capítulo 6 105

volumen poroso, pero por el pico más pronunciado en el registro, se asimila a una

conexión más directa o un flujo cercano a lineal que permite que el 100% de trazador

se produzca en menos tiempo.

El registro del segundo trazador presenta una mayor dispersión, y sugiere que cierta

porción del trazador viajo por un pequeño volumen poroso que llevo a la rápida

irrupción en el efluente, pero el resto del trazador viajo por un camino probablemente

más tortuoso que el primer trazador, de ahí que tomará más tiempo en producirse el

100% del trazador.

• Finalmente, la Figura 42, y conforme al análisis previo, sugiere un cambio en la

hidrodinámica del medio poroso, es decir un cambio en las líneas de flujo

preferenciales. En el primer caso (antes de la inyección de CDG – Línea azul), el

canal por donde viajo el trazador internamente se puede considerar algo más

homogéneo o de flujo lineal. En efecto, el 20% de su volumen poral conduce cerca de

un 30% del caudal, mientras el doble de volumen (40%) conduce cerca del 55% del

caudal. En el segundo caso, el 20% del volumen poral de la muestra conduce cerca

del 45% del caudal, mientras el doble del volumen (40%) conduce cerca del 70% del

caudal. Lo anterior sugiere que la configuración de las líneas de flujo en la muestra

fueron modificadas por la inyección del sistema CDG, y se podría hablar de una

divergencia del flujo en la muestra a escala microscópica. Lo anterior, se puede

relacionar directamente con los factores que afectan el RF y el RFF, como la

adsorción y el entrampamiento mecánico del sistema CDG en el medio poroso.

Figura 40. Registro de detección de trazadores antes y después de la inyección de CDG – prueba de desplazamiento Campo Tello.


Figura 41. Volumen contactado por el trazador antes y después de la inyección de CDG – Prueba de desplazamiento Campo Tello.

Figura 42. Capacidad de flujo vs. Capacidad de almacenamiento de la muestra antes y después de la inyección de CDG - Prueba de desplazamiento Campo Tello.

En la prueba de desplazamiento se realizó seguimiento a la producción de químicos en

los efluentes. El perfil de producción de polímero, presentado en la Figura 43, fue

Capítulo 6 107

consistente con los cambios en la formulación del sistema CDG inyectado. Sin embargo,

en el efluente no se detectó la presencia del agente entrecruzador- cromo, lo cual podría

indicar su alta adsorción en el medio poroso. Sin embargo, ante la ausencia de

información de la concentración de cromo no es posible estimar las relaciones de los

químicos producidos y relacionarlas con las inyectadas.

Figura 43. Perfil de producción de polímero – prueba de desplazamiento Campo Tello.

Del análisis de la prueba de desplazamiento realizada en un núcleo de Campo Tello se

pueden resumir las siguientes ideas:

El comportamiento del diferencial de presión y las diferentes observaciones de la co-

inyección del polímero y el agente entrecruzador, sugieren la formación in situ del

sistema CDG y su propagación en el medio poroso.

El crecimiento de presión, de forma especial en las etapas I y II, presentan el

comportamiento típico descrito en la literatura a partir de la observación de pruebas

de campo [44].

El sistema CDG parece ser más sensible a la relación entre el polímero y el agente

entrecruzador, que a las tasas de inyección evaluadas. Esta afirmación deberá ser

confirmada con estudios adicionales en base a lo observado en las pruebas de


desplazamiento del campo Dina descritas en la sección anterior (Sección 6.1) donde

se evidenciaron efectos de las tasas de inyección en los diferenciales de presión

durante la inyección de CDG fresco (Figura 1). Sin embargo, las tasas de inyección (1

a 3 cc/min) y condiciones experimentales fueron muy diferentes recomendándose

una evaluación más consistente de estos efectos.

El análisis de los trazadores antes y después de la inyección de CDG, sugiere un

cambio en la hidrodinámica del medio poroso, es decir, un cambio en las líneas de

flujo preferenciales. Lo que indica que el sistema CDG alteró la configuración de las

líneas de flujo, y se podría hablar de una divergencia del flujo en la muestra a escala

microscópica. Lo anterior, se puede relacionar directamente con la adsorción y el

entrampamiento mecánico del sistema CDG en el medio poroso.

La ausencia del cromo en el efluente de producción indicarían su alta adsorción en el

medio poroso, pero las respuestas en los diferenciales de presión y reducción del

medio poroso sugiere que la posible alta adsorción del cromo no impacta de forma

negativa la formación in-situ del CDG cuando son co-inyectados el polímero y el

agente entrecruzador.

El experimento valida que la inyectividad del sistema CDG puede ser controlada con

las principales variables operaciones usadas en campo, como la concentración,

relación de polímero y agente entrecruzador, y las tasas de inyección.

7. Análisis de los resultados de Campo

En este capítulo se presenta una discusión de los resultados de la aplicación del sistema

CDG como proceso EOR en el Campo Dina Cretáceos de la compañía ECOPETROL

S.A., donde los resultados del piloto de inyección han sido reportados por Castro et al.

(2003) [5], León y sus colaboradores (2015) [47] y el proyecto piloto del Campo Loma

Alta Sur, en Argentina [28] [46] [44]. Ambos casos de campo cuentan con un pozo

inyector que incluyo la inyección de CDG de dos fases, descritos por Manrique y

colaboradores (2014) [44], como pozos con retratamientos evaluando los cambios de

inyectividad en función de los volúmenes de CDG inyectados y tasas de inyección como

se discutirán en esta sección del estudio.

7.1 Campo Dina Cretáceos - Colombia

El proyecto piloto de inyección de CDG inició en el pozo DK-03 – Campo Dina en Junio

del 2011. Para septiembre del 2012 se habían inyectado aproximadamente 437,000Bbls

de CDG (5% del PV del área piloto). El diseño de la inyección de CDG considero una

concentración de 400ppm y una relación polímero:entrecruzador entre 40:1 a 80:1, con el

fin de controlar la máxima presión de inyección (Límite operacional establecido para

operar por debajo de la presión de fractura de la formación). Los resultados de campo

presentaron un incremento importante en el recobro de aceite, la productividad aumento

un 300% y se redujeron los cortes de agua en un valor cercano al 10% (Castro et al,

2005) [5].

Los resultados del proyecto piloto y las experiencias aprendidas durante el desarrollo del

mismo permitieron la ampliación del proyecto de inyección de CDG a otros pozos del

campo. Entre Abril del 2013 y parte del 2015, y parte del 2015, se inyectaron 514,037

Bbls de tratamiento en la segunda fase del proyecto en el pozo DK-03, además se


inyectaron 926,938 Bbls, 1,284,031 Bbls y 330,422 Bbls, de tecnología CDG en los

pozos DK-06, DK-04 y DK-32, respectivamente.

De los resultados publicados de dicho proyecto se pueden destacar y analizar las

siguientes características:

1. No se detecta producción de polímero en los pozos productores de los

patrones de inyección:

Durante el proyecto, en el pozo DK-4 se inyectó el mayor volumen acumulado de CDG,

correspondiente a 1,284,031 Bbl y 89,273 Kg de polímero, cercano al 15% de su

volumen poroso estimado. Por su parte, el pozo con el mayor volumen inyectado

respecto a su volumen poroso fue el DK-6, valor cercano al 20%. A pesar de las grandes

cantidades inyectadas, especialmente en los pozos DK-04 y DK-06, no se ha detectado

la producción de polímero en los pozos productores de los patrones, después de un año

del inició de la inyección y cuando se ha retornado a la inyección de agua. Lo anterior,

implica la retención total del sistema CDG en el piloto de inyección del Campo Dina

Cretáceos. La retención del sistema CDG se puede deber al factor combinado de la

adsorción del mismo en la roca y/o la retención mecánica en las gargantas de poro. Sin

embargo, debido a las bajas concentraciones de polímero (400 ppm) inyectadas y altos

volúmenes porosos no se puede descartar que no reportar la producción de polímero sea

una consecuencia (además de su retención en el medio poroso) de altas diluciones y

limitaciones de las técnicas analíticas para la determinación de polímeros en aguas de

producción.

2. Incrementales de Aceite:

A febrero del 2015 se reportaron 100 Mbbls de aceite incremental en los pozos (3)

afectados en primera línea por el inyector DK-3. En general se estima el incremento del

factor de recobro sobre el OOIP (petróleo original en sitio de sus siglas en inglés) de las

cuatro áreas piloto entre el 7.9% y el 13.5%, y entre el 0.9 y el 1.6% para todo el OOIP

del Campo. Como se puede observar en la Figura 44, la tendencia de declinación del

campo ha cambiado en los últimos dos años desde que se expandió el proyecto piloto de

1 a 4 pozos inyectores según lo reportado por León y colaboradores (2015) [47].

Capítulo 7 111

Figura 44. Respuesta de producción de aceite Campo Dina Cretáceos [47].

En base a la respuesta de incrementales de producción de aceite sin detectarse la

producción de polímero con la inyección de hasta 20% del volumen poroso, conllevan a

enmarcar una diferencia de dicho sistema con la inyección de polímero convencional.

Por lo general, en un proyecto de inyección de polímero, los pozos productores

típicamente muestran señales de bajas concentraciones de polímero antes de cualquier

respuesta significativa en el corte de aceite. Adicionalmente, las concentraciones de

polímeros detectadas en pozos productores pueden alcanzar concentraciones cercanas

a las inyectadas, especialmente en casos con altas canalizaciones por la presencia de

intervalos de altas permeabilidades. Los proyectos de inyección de polímeros en el

campo Tambaredjo en Surinam (Manichand y Seright, 2014) [55] y en el campo Marmul

en Omán (Thakuria et al., 2013) [56] representan dos ejemplos de proyectos que

reportan la producción de importantes concentraciones de polímero. En la Figura 45 se

presenta la el área piloto y la producción de polímero reportada en el proyecto del campo

Tambaredjo.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

01/01/2009 16/05/2010 28/09/2011 09/02/2013 24/06/2014 06/11/2015 20/03/2017 02/08/2018 15/12/2019

ProduccióndeAceite(BPD)

Date

RespuestaProduccióndeAceitePilotoInyecciónCDGCampoDinaCretáceos

InicioInyecciónCDGDK-3

SuspenciónInyecciónCDGDK-3

InicioInyecciónDK-6

InicioInyecciónDK-4

Basica2011

Historico,bbl/d

Basica2015+Etapa2

ProyecciónconDeclinación,bbl/d

0.00

0.01

0.10

1.00

10.00

0.00

0.01

0.10

1.00

10.00

0

50

100

150

200

250

AcumuladoIn

ycciónCDGReal-Proyectad

o

(mmbls)

IncrementalA

ceiteAcumulado-In

cremnental

Proyectad

o(mmbls)

Meses

PilotoInyecciónCDGCampoDK)

IncrementalRealAcumulado(MMbls)IncrementalFase1+2proyectado(mmbls)AcumuladoInyecciónCDGReal(MMbls)AcumuladoInyecciónCDGProyectada(MMbls)


Figura 45. Área piloto y producción de polímero reportada en el proyecto de inyección de polímero en el campo Tambaredjo en Surinam – Tomado de Manichand y Seright, 2014 [55].

La inyección de polímero en Tambaredjo se inició en Septiembre del 2008 utilizando

concentraciones de polímero variables pero iguales o menores a 1,000 ppm. La irrupción

de polímero se reporta a mediados del 2010. Los tiempos de irrupción pueden estar

influenciados por el espaciamiento de pozos combinado con las bajas tasas de inyección

reportadas (160 a 350 bbls/d). Sin embargo, el aspecto a resaltar son las

concentraciones de polímero reportadas y que en algunos casos llegan a alcanzar las

concentraciones de polímero inyectadas. Nuevamente, este comportamiento es

característico de este tipo de proyectos y el manejo de polímero en instalaciones de

producción puede variar en complejidad. Sin embargo, es un aspecto que no ha sido

ampliamente documentado en la literatura.

El proyecto de inyección de polímeros en el campo Marmul en Omán [56], es otro buen

ejemplo de la producción de polímeros en este tipo de proyectos. Sin embargo, en este

caso el proyecto es de mayor escala incluyendo 27 pozos inyectores y se espera una

mayor producción por el número de patrones involucrados en el proyecto. En la Figura 46

se presenta la producción de polímero en función del tiempo y del volumen poroso

inyectado. Se puede observar claramente las altas concentraciones de polímero

producidas con respecto a las inyectadas (1,500 a 2,000 ppm). La línea roja de la Figura

46 representa el promedio de las tendencias de producción de polímero de todos los

pozos del proyecto y no un promedio ponderado de la concentración de polímero. La alta

producción de polímero sugiere la presencia de altas canalizaciones entre pozos

inyectores y productores de este campo. Sin embargo, en este caso el proyecto reporta

Capítulo 7 113

importantes reducciones en la productividad de pozos (de hasta el 50%) debido a la

formación de emulsiones requiriendo de intervenciones y/o cierres de pozos además del

incremento de los costos de operación del proyecto de acuerdo a lo reportado por Al

Kalbani y colaboradores (2014) [57].

Figura 46. Producción de polímero en función del tiempo y el volumen poroso inyectado en el campo Marmul en Omán – Tomado de Thakuria y colaboradores (2013) [56].

De la Figura 46 se puede destacar la alta producción de polímero después de inyectado

el 20% del volumen poroso comparado con los resultados observados en el campo Dina

Cretáceos. Sin embargo, se hace difícil establecer comparaciones entre ambos proyectos

debido a las diferencias en condiciones de inyección (p.e. tasas de inyección y

concentraciones de polímero, espaciamiento de pozos), pero permite establecer una

diferencia entre ambos procesos de recobro respecto al comportamiento de producción

de polímero y sus posibles impactos en la productividad de pozos y el manejo de fluidos

de producción. Por lo tanto, se puede concluir de manera preliminar que tanto la

inyección de polímero como la inyección de CDG pueden generar incrementales de


producción de petróleo. La mayor diferencia se observa en las concentraciones de

polímero empleadas y el comportamiento de producción del mismo.

3. Inyectividad – Perfiles de inyección:

La inyectividad de sistemas CDG, comparada con la inyección de polímero ha sido una

de las áreas de mayores controversias discutidas en la literatura. De allí que esta sea

otra de las variables importantes que debe ser discutida y re-evaluada considerando

nuevas evidencias de la formación de aglomerados entre el polímero y el entrecruzador

en los sistemas CDG.

(a) DK-4. (b) DK-32

Figura 47. Distribución de Inyección Agua Antes y Después de la inyección de CDG.

Para el caso de inyección de CDG en el campo Dina, en los 4 pozos inyectores, se

realizó el seguimiento de los volúmenes inyectados por intervalo y unidad mediante la

adquisición de múltiples registros de inyección para determinar la distribución vertical de

inyección. Esto permitió identificar la inyección preferente por una de las unidades (B1) y

en donde se estima que se inyectó aproximadamente el 73% del CDG, de acuerdo a lo

reportado por Léon y colaboradores (2005) [47]. Por ejemplo, en los pozos DK-4 y DK-

32, después de la inyección respectiva de 1,284,031 Bbls y 330,422 Bbls, se puede

observar cambio en el perfil de inyección, aunque la inyección continúo

preferencialmente por la unidad B1. Lo anterior se observa en la Figura 47, donde las

barras verdes indican la condición del pozo antes de la inyección de CDG, y las barras

azules la condición después de su inyección. Estos cambios no se observaron en los

otros 2 pozos inyectores (DK-03 y DK-06). A pesar de las diferencias observadas en los

distintos pozos inyectores, se puede sugerir que el CDG si puede influenciar el flujo de

Capítulo 7 115

fluidos en el medio poroso afectando los perfiles de inyección. Sin embargo, es

importante destacar las diferencias en las tasas de inyección, completaciones e

intervalos perforados de los pozos inyectores en Dina. Por lo tanto, los posibles cambios

en los perfiles deben ser analizados e interpretados con mayor detalle.

Cabe resaltar, que las arenas B (TKGBAS, B1, B2, y B3) representan las mejores

unidades productoras en la formación Monserrate del Valle Superior del Magdalena,

correspondiente al Campo Dina Cretáceos. Dichas unidades presentan altos valores de

permeabilidad y se consideran los principales intervalos de producción del campo Dina.

Por otra parte, es bien conocida la relación entre la permeabilidad y la distribución de

tamaños de poro y de gargantas de poro. En este sentido, se considera importante

establecer de manera preliminar una comparación entre las distribuciones de tamaño

observadas en los sistemas de CDG con las distribuciones de tamaños de poro y

gargantas de poro que caracterizan los intervalos productores del campo Dina. Para las

arenas B se reportan tamaño de garganta entre 5 y 8 micras y donde se estima que

tienen la capacidad de almacenar aceite. Por su parte, las unidades A son de baja

productividad y está asociadas a granos finos a muy finos que representan intervalos de

menor permeabilidad [58]. Conforme a la anterior información, en la Figura 48 se

presenta los análisis de la geometría poral sobre 11 muestras de los pozos DK-2, DK-3,

DK-10, DK-12 y DK-18 del campo Dina.

Figura 48. Relación tamaño de garganta de poro y permeabilidad en diferentes unidades de flujo – Muestras del Valle Superior del Magdalena.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0

5

10

15

20

25

30

35

40

DK-2 DK-3 DK-3 DK-10 DK-10 DK-10 DK-10 DK-12 DK-18 DK-18 DK-18

A B1 B2 A B1 B2 B3 B1 B1 B1 B3

K M

ed

ia (

mD

)

Ø G

arga

nta

de

po

ro (

µm

)

Diámetro Garganta de Poro

K Media


Las gargantas de poro presentadas en la Figura 48 poseen magnitudes de micras (µm), y

especialmente para las unidades B, son superiores a las 10 µm. Si comparamos estos

resultados con los presentados en el capítulo 5, los mayores diámetros hidrodinámicos

se establecieron cercanos a 1 µm (1,000 nm). Es decir, que en general y acorde a las

muestras analizadas, el tamaño del diámetro hidrodinámico determinado para los

sistemas CDG será menor que el tamaño de garganta de poro de la formación del

Campo Dina Cretáceos. Adicionalmente, los diámetros hidrodinámicos determinados

para sistemas CDG fueron en botellas sin ningún tipo de restricción a dimensiones de

tamaños de poro y posibles efectos de tasas de corte del polímero al ser co-inyectados

con el entrecruzador en la formación, presencia de aceite y adsorción de los químicos

inyectados, entre otros. Por lo tanto, se sugiere que los diámetros hidrodinámicos podrían

verse influenciados por estas variables que aún no han sido evaluadas extensivamente o

reportadas en la literatura.

Sin embargo, si se consideran los modelos de entrampamiento mecánico, y

especialmente los hallazgos de Li y colaboradores en su estudio experimental de

sistemas LPS [36], los sistemas CDG tendrían un radio de partícula menor o igual a

0.46R, donde R es el radio de la garganta de poro. Por lo cual las partículas podrían

formar puentes en los poros (acumulación de 3 o más partículas/aglomerados) y

taponarlos.

El valor presentado de garganta de poro es un promedio de las muestras analizadas

(Figura 48), pero el medio poroso realmente presentará una distribución de tamaños de

poro y de gargantas de poro, y no un valor puntual. Sin embargo, estos valores

representan una referencia para comparar con el diámetro hidrodinámico de los sistemas

CDG analizados. Por lo tanto, se puede asumir que los sistemas CDG podrán fluir en el

medio poroso con la posibilidad de taponar ciertas gargantas de poro causando la

divergencia del flujo en la formación.

Para evaluar el desarrollo de la inyección de CDG y su efecto sobre la inyectividad de

algunos pozos pertenecientes al piloto en el Campo Dina Cretáceos se utiliza el método

Hall Plot [59]. La Figura 49 presenta los Hall Plots para los pozos inyectores DK-3 y DK-

4. El pozo DK-3 incluyo la inyección de CDG en dos etapas, con diferencia de 7 meses

entre ambas, en los cuales se continuó con inyección convencional de agua a la misma

Capítulo 7 117

tasa de inyección de 1,000 bbls/día. En total se inyectaron 951 MBbls de CDG en el pozo

DK-3 mientras que en el pozo DK-4 se inyectaron 1,284 MBbls de CDG.

Figura 49. Hall Plot de la Inyección de CDG en los pozos DK-3 y DK-4 del Campo Dina Cretáceos.

Se puede apreciar en el Hall Plot el incremento en el daño positivo en el pozo DK-3

comparado con el comportamiento del pozo DK-4 (Figura 49). Se debe tener en cuenta

que la inyección en el DK-3 se realizó con una concentración de polímero de 400 ppm y

una relación polímero-entrecruzador de 40:1. La operación inició a una tasa de 1,000

Bbls/d pero para el final del proyecto debió disminuirse a tasas cercanas a los 700 Bbls/d,

con la finalidad de controlar el aumento de presión de inyección. A pesar de disminuir la

tasa de inyección, como se observa en la figura, el pozo continúo perdiendo inyectividad.

Este comportamiento sugiere que el sistema CDG efectivamente puede haber generado

el entrampamiento mecánico de aglomerados formados in-situ generando la divergencia

del flujo que puede explicar los incrementales de aceite, reducción de los cortes de agua

en los pozos de primera línea de este patrón, así como la pérdida de inyectividad

observada en el inyector DK-03. Es importante destacar que la pérdida de inyectividad

puede explicarse por el taponamiento de zonas de alta permeabilidad (flujo preferencial

en intervalos de alta capacidad de flujo en las arenas B) con una posterior divergencia a

intervalos de menor permeabilidad causando el incremento de la presión de inyección.


Por su parte, la operación de inyección de CDG en el pozo DK-4 inicio con un diseño de

400 ppm de polímero, 40:1 para la relación polímero-entrecruzador a una tasa de

inyección de 1,000 Bbls/d. Basados en la alta inyectividad observada durante el

transcurso del proyecto, las condiciones de diseño se cambiaron aumentando la

concentración de polímero de 600ppm y la relación polímero-entrecruzador (30:1) a una

tasa de inyección de 3,000 Bbl/d. La inyección de CDG en el pozo DK-04 finalizó con

estas nuevas condiciones operacionales.

Ambos pozos respondieron a la inyección de CDG de forma muy diferente, a pesar de

afectar un volumen poroso similar (Figura 49). Por su parte, el DK-3 para el final del

proyecto piloto presento problemas de inyectividad, mientras en el DK-4 nunca se

observó dicho efecto, incluso a concentraciones y tasas de inyección mayores.

Sin embargo, las condiciones al inicio de la inyección de CDG eran mejores para el pozo

DK-4, el cual presentaba un índice de inyectividad cercano a 3.0 Bbl/psi, mientras al

inició de la primera etapa de inyección de CDG en el pozo DK-3 se tenía un índice

aproximado a 1.0 Bbl/psi. Se resalta que el pozo DK-4 afecta un espesor mayor de

arena, correspondiente a 206 ft, por lo cual su inyección se realiza de manera selectiva

por medio de mandriles. Por su parte, el DK-3 afecta un espesor de 115 ft con

completamiento sencillo. Al comparar los índices de inyectividad normalizados por el

espesor, se tendría 0.015 Bbl/psi/ft para el DK-4 frente a 0.009 Bbl/psi/ft del DK-3, a

condiciones al inició de la inyección de CDG.

El índice de inyectividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de

inyectar y depende de la capacidad de flujo (k*h) y de las propiedades del fluido de

inyección. Aunque con sólo los dos casos en estudio no se pueden llegar a conclusiones

concretas, se podría intuir que con el aumento positivo del skin y la no producción de

polímero en los pozos productores, se está reduciendo la permeabilidad a fondo. Por lo

anterior, como el pozo DK-3 presentaba condiciones menos óptimas de inyectividad, el

efecto de la reducción de la permeabilidad lo afectó en una magnitud mayor que en el

caso del pozo DK-4.

Capítulo 7 119

7.2 Campo Loma Alta Sur - Argentina.

Complementario al caso del Campo Dina, y como se presentó en la revisión del estado

del Arte (Sección 3.2 del Capítulo 3), en Diciembre del 2004 se inició la inyección de

CDG en el pozo LAS-58 del campo Loma Alta Sur ubicado en la cuenca de Neuquén,

Argentina. En este proyecto, la inyección de CDG se realizó en tres fases. Sin embargo,

en la primera etapa de inyección de CDG sólo se inyectaron aproximadamente 12,000

Bbls de CDG (600 ppm a relación polímero-entrecruzador de 30:1) y sus posibles efectos

en el comportamiento de inyectividad no fueron discutidos detalladamente en reciente

evaluación del proyecto reportados por Díaz y colaboradores (2015) [46]. Los autores

atribuyen que el volumen inyectado fue bajo comparado con los volúmenes inyectados

en las fases posteriores. Por lo tanto, este proyecto será discutido de acuerdo a lo

reportado por Díaz y colaboradores (2015) [46] considerando la inyección del sistema

CDG en dos etapas.

En la primera etapa (Julio 2005 – Febrero 2006) se inyectaron 186,000 Bbls de CDG.

Seguidamente, el pozo pasa a inyectar agua (Febrero 2006 – Abril 2007) a la misma tasa

de inyección (≈1,000 bbls/d). Finalmente, el segundo tratamiento consideró la inyección

de 192,200 Bbls de CDG (Abril – Octubre 2007) manteniendo la misma tasa de

inyección. Hasta esta fase del proyecto se puede inferir que no se evidenciaron

problemas de inyectividad de CDG. El sistema CDG estuvo compuesto por 300 ppm de

polímero y Acetato de Cromo como agente entrecruzador, a una relación 40:1 [28], a

diferencia con el proyecto del Campo Dina, que utilizó como agente entrecruzador citrato

de aluminio. El volumen de CDG inyectado durante las dos fases correspondió a un total

de 3.06% del volumen poroso del patrón de inyección [46].

Los resultados de la inyección de CDG mostraron resultados positivos en la variación del

perfil de inyección (Figura 50), donde la inyección se redujo en la zona ladrona al tope de

la formación redistribuyéndose hacia otros intervalos (mandriles), sumado a la respuesta

en aceite incremental [46].

El operador cuantifica que 6 de los 10 pozos afectados en primera y segunda línea del

inyector de CDG, mostraron un incremental en la producción de aceite durante la


inyección de CDG. Sin embargo, el incremental de aceite más evidente se observó

posterior a la finalización de la inyección de CDG. El incremental atribuido a la inyección

de CDG para junio de 2014 se estimó en 310,717 Bbls (49,400 m3), correspondiente a un

2.3% del OOIP.

Figura 50. Perfil de inyección antes y después del CDG – Piloto Loma Alta Sur [46].

Similar a lo ocurrido en Campo Dina, no se observó la irrupción de polímero en los pozos

productores durante la inyección de ambas etapas de CDG. Esta observación confirma la

retención de los sistemas CDG en el medio poroso y de existir la irrupción de polímero, la

misma puede ocurrir en concentraciones por debajo de los límites de detección. Por lo

tanto, esta observación de campo (proyectos de Loma Alta Sur y Dina) confirma los

mecanismos de entrampamiento de aglomerados de LPS propuestos por Spildo et al.

(2010) [23] y Bolandtaba y Skauge (2011) [41], y que también podría aplicarse a los

sistemas de CDG. Sin embargo, este es un aspecto que debe ser evaluado con mayor

nivel de detalle para sistemas CDG.

Desde el punto de vista de cambios en los perfiles de inyección durante y después de la

inyección de CDG no se pueden establecer conclusiones concretas debido a las

diferencias observadas en las experiencias de campo de Dina (Figura 47) y del proyecto

de Loma Alta Sur (Figura 50). En el proyecto del campo Dina se observan pozos con

cambios en los perfiles de inyección (DK-32) y otros con cambios menores como el pozo

Capítulo 7 121

DK-04. Por otra parte, el pozo LAS-58 del proyecto de Loma Alta Sur si evidencia

cambios en sus perfiles de inyectividad. Sin embargo, para el momento de esta

evaluación se desconoce si la completación selectiva con válvulas (mandriles) en este

pozo tuvo (o no) influencia en los cambios observados en los perfiles de inyección.

Por otra parte, evaluando la inyectividad de los pozos inyectores de CDG utilizando el

método de Hall Plot [59], nuevamente el proyecto del campo Dina no permite establecer

conclusiones contundentes al observarse pozos con cambios evidentes (DK-03) en la

pendiente (Skin positivo) y pozo sin cambios relevantes (DK-04) con similares volúmenes

de CDG inyectados de acuerdo a lo presentado en la Figura 49. Sin embargo, es

importante destacar que ambas pozos inyectaron a tasas diferentes, y se desconocen los

efectos de tasas de corte que pueden impactar la formación de aglomerados (CDG) en el

pozo DK-04 con tasas de inyección de 3,000 bbls/d, a pesar de inyectar a mayores

concentraciones de polímero (600 ppm) según lo discutido en la sección anterior.

La inyectividad del proyecto de inyección de CDG en Loma Alta Sur también fue

interpretada utilizando el método de Hall Plot (Figura 51) [59].

Figura 51. Hall Plot de la inyección de CDG en el piloto de Loma Alta Sur [44].


El comportamiento observado sugiere una reducción en inyectividad posterior a la

segunda etapa (Phase II) de inyección de CDG basados en el aumento en presión de

inyección observado en el pozo LAS-58 (Figura 51). Este comportamiento puede

interpretarse como una pérdida de inyectividad similar al observado en el pozo DK-03 del

campo Dina que también considero la inyección de CDG en dos etapas (Figura 49). Sin

embargo, este comportamiento también puede ser atribuido a la divergencia del agua de

inyección (generada por el entrampamiento de CDG) hacia zonas no barridas y de menor

permeabilidad en el yacimiento (Díaz y colaboradores, 2015 [46] y Manrique y

colaboradores, 2014 [44]). Esta última conclusión se basa en la respuesta de incremental

de producción de aceite, la cual ocurre en mayor proporción después de la segunda fase

de inyección de CDG de acuerdo a lo reportado recientemente por Díaz y colaboradores

(2015) [46]. De ser esta interpretación correcta se puede confirmar la hipótesis planteada

por Spildo et al. (2010) [23] y Bolandtaba y Skauge (2011) [41] donde el entrampamiento

de aglomerados o microgeles de LPS (y posiblemente CDG) son las causas de generar

los efectos de divergencia del flujo. Adicionalmente, este comportamiento sugiere que el

sistema CDG se comportaría como un método de conformance (corrección de

permeabilidad) en profundidad (in-depth) según lo reportado por Abdulbaki et al. (2014)

[42].

Finalmente y a pesar de la dificultad de establecer conclusiones del proceso de inyección

de CDG en base a los proyectos de campo con una buena descripción en la literatura, se

pueden establecer las siguientes diferencias entre la inyección de polímero y CDG

ampliamente discutidas en la literatura resumida en el Capítulo 3:

Ambos procesos de recobro pueden generar factores de recobro incremental. Sin

embargo, las concentraciones de polímero requeridas son menores para los sistemas

CDG.

Durante la inyección de polímeros se debe esperar la producción del mismo en un

amplio intervalo de concentraciones. Este comportamiento no ha sido reportado en

proyectos de inyección de CDG. Sin embargo, los volúmenes de inyección de CDG

son menores a los inyectados en proyectos de inyección de polímeros.

La inyección de polímeros ha reportado volúmenes de inyección que pueden

sobrepasar de un volumen poroso (VP), generalmente sin mayores problemas de

inyectividad. Sin embargo, la inyectividad de sistemas de CDG no ha sido reportada

Capítulo 7 123

para volúmenes de inyección comparables a proyectos de inyección de polímeros (>

0.4 VP). Aspecto que requiere de estudios con un mayor nivel de detalle que pueden

contribuir a establecer los posibles beneficios o desventajas de ambos procesos de

recobro mejorado (polímeros vs. CDG).

8. Conclusiones y recomendaciones

8.1 Conclusiones

El sistema LPS no es igual al CDG. Ambos sistemas usan citrato de aluminio como

agente entrecruzador pero se basan en diferentes poliacrilamidas (HPAM) de alto

peso molecular. La principal diferencia entre LPS y CDG es el comportamiento de la

viscosidad de cada sistema. En el sistema LPS se disminuye la viscosidad de la

solución de polímero al interaccionar con el agente entrecruzador, mientras que en el

sistema CDG se incrementa la viscosidad respecto a la solución polimérica al

agregar agente entrecruzador

Las interacciones que ocurren en los sistemas CDG presentan una alta complejidad y

dinámica fuera del medio poroso a condiciones de temperatura ambiente. Lo anterior

debido a que las viscosidades y los radios hidrodinámicos de los sistemas CDG

analizados muestran cambios significativos con tiempo. Las primeras interacciones

que se presentan se pueden considerar entrecruzamiento inter-moleculares con la

formación de grandes agregados, mayores a 1000nm en algunos casos. Posterior, en

el tiempo toman lugar los entrecruzamientos intra-moleculares, hasta la desaparición

de los grandes agregados y la formación de un gran porcentaje (mayor al 50%) de

partículas que pueden medir en el rango de 1nm. Además, la distribución del tamaño

de partículas presenta una gran polidispersidad, es decir, varios rangos de tamaños

de partículas, que podrían empaquetarse entre sí de diferentes formas y modificar la

viscosidad del sistema.

En base a los resultados de los sistemas CDG a temperatura ambiente (25°C), se

puede intuir que la formación de partículas (microgeles) está dominada por

interacciones intra-moleculares que conllevan a la formación de pequeños

aglomerados o coloides, y tienden a formarse con mayor rapidez a medida en que se

Conclusiones y Recomendaciones 125

incrementa la concentración de polímero a una relación polímero-entrecruzador

constante.

La viscosidad de los sistemas CDG analizados muestran cambios significativos

después del primer día de medición, lo cual infiere que las interacciones que se dan

en el sistema son de magnitud de días. Además, se observa que en las 24 primeras

horas después de formado se comporta similar a un polímero convencional, lo que

conlleva a que en operaciones de campo no se presenten mayores restricciones para

su inyección.

En el presente trabajo no fue posible identificar una relación entre los tamaños de

partículas y la viscosidad del sistema CDG, debido a la complejidad y dinámica de las

interacciones que ocurren en dicho sistema.

Se valida la propagación del sistema CDG en el medio poroso a diferentes

condiciones reportadas en la literatura, incluyendo Aluminio y Cromo, como agente

entrecruzador.

Se puede inferir que la inyección del sistema CDG fresco conlleva una mayor

dinámica de interacción entre el polímero y el agente entrecruzador en su flujo por el

medio poroso. Dicha dinámica de la formación del CDG en el tiempo, conlleva a una

mayor divergencia de flujo a escala poral. Por otra parte, el CDG añejado trae una

estructura pre-formada, obtenida en una botella de almacenamiento, con espacio

libre para el desarrollo de las interacciones entre el polímero y el agente

entrecruzador. Al inyectarse al medio poroso, se puede intuir que ciertos agregados

de CDG no podrán penetrar algunas gargantas de poro, mientras otras serán

taponadas, limitando su flujo y propagación en el medio poroso.

La evaluación de la inyección de CDG en medios porosos en pruebas de

desplazamiento sugiere un cambio en la estructura interna de la muestra. Dicha

divergencia a escala microscópica se puede relacionar con la adsorción y el

entrampamiento mecánico del sistema CDG en el medio poroso.

Los Geles de Dispersión Coloidal (CDG) fueron implementados con éxito en los

Campos Dina Cretáceos en Colombia y Loma Alta Sur en Argentina, para los cuales

actualmente se han cuantificado importantes incrementales de aceite sin detectar

producción de polímero en los pozos productores afectados.

Tanto el proceso EOR de inyección de polímeros como la inyección de CDG pueden

generar factores de recobro de aceite incremental. Sin embargo, las concentraciones

de polímero requeridas en la inyección de sistemas CDG fueron menores.


Los volúmenes de sistemas CDG inyectados a escala de campo han sido menores

que los volúmenes reportados en proyectos de inyección de polímeros, lo anterior

dificulta la comparación del comportamiento de la producción de polímeros y

eventuales problemas de inyectividad de ambos métodos.

8.2 Recomendaciones

Debido a la complejidad de los sistemas CDG fuera del medio poroso y a condiciones

de temperatura ambiente, se requieren estudios experimentales más detallados para

generar una mejor descripción de los sistemas CDG a diferentes condiciones

experimentales e incluso que permitan evaluar el efecto del tipo de entrecruzador

(Aluminio y Cromo).

Para tener una referencia más exacta de la distribución de diámetros hidrodinámicos

del sistema CDG, se deberían realizar pruebas de desplazamiento y medir el tamaño

de partículas de la solución a la entrada y a la salida de la muestra de núcleos o

medios porosos artificiales (p.e. perlas de vidrio). Con lo anterior, también se

comprobaría el efecto de filtrado y la degradación del sistema CDG en su flujo por el

medio poroso.

El estudio de la distribución de diámetro hidrodinámico del sistema CDG podría

completarse con la inclusión de la variable temperatura, para revisar su estabilidad

térmica y los efectos de dicha variable sobre la formación de los agregados en el

sistema CDG.

Debido a que la viscosidad afecta notoriamente la medida de la distribución de

tamaños de partículas por el método de DLS y conforme a la complejidad de los

sistemas CDG, en futuras investigaciones se deben hacer esfuerzos para definir

estrategias óptimas para la determinación de la viscosidad de dichos sistemas.

En próximas investigaciones se hace necesario estudios más detallados que permita

confirmar si a altas diluciones de entrecruzador podrían promoverse interacciones

inter-moleculares con la solución de polímero. Lo anterior, teniendo en cuenta la

identificación en el presente estudio de diámetros hidrodinámicos de hasta 1100 nm

para el sistema con la concentración de agente entrecruzador más baja analizado

Conclusiones y Recomendaciones 127

(400 ppm 60:1), tamaño muy superior a los encontrados en los demás sistemas de

CDG analizados.

En las operaciones de inyección de CDG de campo debería incluirse dentro del plan

de monitoreo el seguimiento a los perfiles de inyección, de forma que puedan ser

comparados durante el desarrollo del mismo y establecer efectos del CDG sobre la

distribución vertical.

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