UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE PETRÓLEO

1. UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE PETRÓLEO EVALUACIÓN DE LA OPCIÓN “THE POLYMER FLOOD MODEL” DEL SIMULADOR ECLIPSE 100 TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEO POR LOS BRS. VERA HELEN Y LOYO JAIRO TUTOR ACADÉMICO: MSc. PEDRO VACA Dr. FREDDY PAZ Caracas, Noviembre 2003

2. OBJETIVOS • Objetivo General  • Evaluarelfuncionamiento de la opción deinyección de polímeros disponible en el Simulador Eclipse100. • Objetivos Específicos • Analizar el proceso de inyección de polímeros y establecer sus ventajas y limitaciones. • Describir y entender la formulación matemática de la opción “The Polymer Flood Model”. • Dominar el uso de la opción de inyección de polímeros del Simulador Eclipse100 • Discutir casos deinterés que permitan ofrecer una evaluación del funcionamiento a esta opción.

3. Contenido de la presentación • Proceso de inyección de polímeros • Simulación del proceso de inyección de polímeros • Metodología • Presentación y análisis de resultados • Conclusiones • Recomendaciones

4. Inyección de polímeros para recuperación mejorada Es un proceso químico, el cual consiste en añadir al agua de inyección una cierta concentración de polímero, soluble en agua, con la finalidad de incrementar su viscosidad a fin de disminuir su movilidad. Proceso de inyección de polímeros Definición de polímero Es una molécula de cadena larga formada por grupos repetidos llamados monómeros.

5. Las poliacrilamidas (sintéticos): CH2 CH2 CH CH C C O O • Los Polisacáridos (naturales): NH2 OH x n-x Tipos de polímeros que se usan en Recuperación Mejorada • Térmicamente estables hasta 250 °F. • Relativamente inmunes a las bacterias. • Sensibles a efectos de corte y a la • salinidad • Resistentes hasta 200 °F. • Susceptibles al ataque bacterial • Menos sensibles a la salinidad y a los • efectos mecánicos de corte.

6. INYECCCIÓN DE AGUA w =Krw / w INYECCIÓN DE POLÍMERO Aplicaciones de los polímeros en recuperación mejorada Inyección de agua convencional • Alta movilidad del agua en el medio poroso, por lo que tiende • a rebasar al petróleo, originando un desplazamiento inestable. Inyección de polímeros • Disminuye la movilidad del agua • Reduce el adedamiento viscoso. • Mejora el barrido en las zonas de petróleo.

7. Polímero atrapado mecánicamente en gargantas de poros estrechos Retención de las moléculas Razón de movilidad Trayectoria de flujo a través del medio poroso Polímero hidrodinámicamente atrapado en zona estancada Polímero adsorbido Mecanismos de reducción de la relación de movilidad 1. Aumento de viscosidad del agua al añadirle una concentración de polímero de alto peso molecular. 2. Reducción de la permeabilidad relativa al agua luego de pasar la solución polimérica a través de la roca.

8. Bache de polímero Agua 0.1 a 0.3 VP 200 a 1000 ppm Zona de agua / petróleo Proceso de inyección de polímero • Bache de polímero

9. Condiciones favorables: Crudo: Yacimientos costa adentro Gravedad API > 25° Inyección de agua eficiente Viscosidad < 100 cp a C.Y. Heterogeneidades moderadas Yacimiento: So móvil (% VP) > 10 Litología Areniscas preferiblemente Conds. desfavorables: K ( mD ) entre 50 y 250 Fracturamiento extensivo Temp . (°F) < 200 (evitar degradación) Acuíferos activos Rel . Movilidad 2 a 40 Presencia de capas de gas Alto contenido de arcillas Alta salinidad Criterios básicos para proyectos de inyección de polímeros

10. Simulación del proceso de inyección de polímeros Simulación de yacimientos: Técnica de ingeniería de yacimientos que se basa en la utilización de modelos matemáticos que simulan el flujo de fluidos multifásicos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento, resolviendo las ecuaciones mediante métodos numéricos. “The polymer flood model” del simulador ECLIPSE Es una de las opciones de los nuevos paquetes de simulación ECLIPSE en ambiente Office, para simular el proceso de inyección de polímeros en yacimientos de petróleo.

11. Ecuaciones fundamentales de simulación del poceso de inyección de polímero (The Polymer Flood Model) • Agua • Polímero • Sal

12. Parámetro de mezcla • Viscosidad efectiva del polímero 0 - 1 • Viscosidad parcialmente efectiva del agua Cp Cp,máx. • Viscosidad efectiva del agua Tratamiento de la viscosidad de los fluidos

13. Ads. Ca,máx. Cp (ppm) Tratamiento de la adsorción del polímero • Especificar la adsorción isotérmica en forma de tablas • Especificar adsorción máxima • Especificar el índice de adsorción • 1: Ocurre desasorción • 2: No ocurre desasorción

14. Factor de resistencia res. Medida en el laboratorio Factor de resistencia real Tratamiento de la reducción de permeabilidad y volumen poroso muerto • Factor de resistencia residual • Espacio poroso muerto • El modelo ECLIPSE asume que el espacio poroso muerto, para cada tipo de roca, no excede al valor de la saturación de agua irreducible.

15. Área transversal entre dos celdas Porosidad promedio de dos celdas Tasa de agua Multiplicador de reducción por corte Multiplicador sin asumir efectos de corte Tratamiento de la reducción de viscosidad por corte • ECLIPSE asume que la tasa de corte es proporcional a la viscosidad del flujo • Especificar valores de factores multiplicadores en función de la velocidad de flujo • ECLIPSE calcula la velocidad de flujo a través de la siguiente ecuación: • ECLIPSE asume la viscosidad del polímero reversible y está dada por la • siguiente ecuación:

16. I P Cr : 3E-6 1/ lpc 32 °API Swc : 20% Prof : 4000 pies Cw : 3E-6 1/lpc Tipo de roca: arenísca Celdas: 1600 w: 0.3 cp h: 30 pies Pi : 5000 lpc : 20% Pb : 3400 lpc Dimensiones de la malla Tamaño de la celda T: 165 °F K: 50 md POES: 332 MBN Nx 20 Dx 37.5 pies Ny 20 Dy 37.5 pies Nz 4 Dz 7.5 pies Metodología • Revisión bibliográfica • Uso de tutoriales para familiarización con la opción • Definición del caso base Yacimiento homogéneo, sin acuífero y subsaturado

17. Qiny: 300 BN/D • Qo, máx: 200 BN/D • Piny, máx: 7000 lpc • Cp: 800 ppm = 0.28 LB/BN • Parámetro de mezcla (): 1 • Índice de adsorción: 1 • Bache de polímero inyectado: 0.1 VP • Volumen poroso muerto: 0.16 • RRF: 1.5 • Ca,máx : 0.01 LB/BN • Concentración de sal: 0 LB/BN • Definición del caso base Parámetros de la opción “The Polymer Flood Model”

18. Sensibilidades realizadas • Concentración de polímero (Cp) • Factor de Resistencia Residual (RRF) • Adsorción isotérmica (Ca) • Parámetro de mezcla () • Tamaños de bache de polímeros inyectados • Completación P.I

19. Otros casos evaluados Evaluación del proceso de inyección de polímero considerando: Concentración de sal (LB/BN) 0.35 SALNODE 0.7 1.75 Vw (pies/día) M 0 1 PLYSHEAR 0.5 0.6 1.5 0.4 2 0.3 Distribución de permeabilidades B. A. K=500 K= 200 K= 100 K= 50 K=50 K=100 K=200 K=500 3 1 2 4 1 2 3 4 • Efecto salino • Efecto de corte • Heterogeneidad en el yacimiento

20. 0.1 VP 800 ppm DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDAD K=50 K=100 K=200 K=400 1 2 3 4 • Inyección de agua seguida por un bache de polímero • Caso especial • RRF: 4 • Ca,máx: 0.0001LB/BN

21. Presentación y análisis de resultados • Comparación del modelo de inyección de agua convencional y el modelo de inyección de polímero (Caso Base) Fr = 66% Fr=61% El polímero mejora la eficiencia de barrido areal y vertical

22. Efecto principal que ocurre en un proceso de inyección de polímero El efecto del aumento de la viscosidad del agua

23. Sensibilidades de parámetros del caso base Comportamiento del factor de recobro en función de las concentraciones de polímero 1. Concentración de polímero (Cp) Fr=70% La concentración permanece en condicionesestables para darle viscosidad a la solución

24. Sensibilidades de parámetros del caso base 2. Adsorción isotérmica (Ca) Fr=69% Fr=60% Alta adsorción disminuye la viscosidad de la solución

25. A. B. VISCOSIDAD EFECTIVA DEL AGUA Ca a 0.0001 LB/BN 15/04/1986 VISCOSIDAD EFECTIVA DEL AGUA Ca a 0.00001 LB/BN (Caso Base) 15/04/1986 Visc. Efect. Agua (cp) Visc. Efect. Agua (cp) 0.3000 0.8250 1.3500 1.8750 2.400 0.3000 1.0000 1.7000 2.4000 Ocurrió mayor adsorción Ocurrió menor adsorción Sensibilidades de parámetros del caso base Efecto de la adsorción isotérmica sobre la viscosidad efectiva del agua

26. FACTOR DE REDUCCIÓN DE Krw RRF= 4 15/04/1986 FACTOR DE REDUCCIÓN DE Krw RRF= 10 15/04/1986 PERME. RED Rk PERME. RED Rk 1.0 1.1 1.2 1.3 1.3 1.6 1.9 1.0 Distribución del factor de reducción de la Krw para diferentes valore de RRF Sensibilidades de parámetros del caso base 3. Factor de resistencia residual (RRF) Krw se redujo 22% Krw se redujo 47% El mayor efecto beneficioso del polímero permanece por mucho tiempo después de que haya cerrado la inyección del bache de polímero

27. Fr=66% Factor de recobro afectado por el parámetro de mezcla Todd-Longstaff Sensibilidades de parámetros del caso base 4. Parámetro de mezcla de Todd-Longstaff() Fr=62% Hubo total segregación entre el agua y el polímero cuando = 0

28. Sensibilidades de parámetros del caso base No se necesita inyectar grandes tamaños de baches para incrementar el factor de recobro Fr=66% El espesor del yacimiento es muy delgado 5. Tamaños de baches de polímero Fr=67.6% 6. Completación del pozo inyector

29. Se altera la forma de las moléculas, ocasionando una reducción de la viscosidad El polímero se degrada por efectos mecánicos • Análisis del modelo considerando el efecto salino Fr= 64% • Análisis del modelo con efecto de corte Fr=63%

30. El agua irrumpe más rápido al pozo productor Se debe al efecto de gravedad sobre el agua • Inyección de polímero en yacimiento heterogéno 1. Distribución de permeabilidad creciente desde la capa superior a inferior Fr=58% Fr=48% 2. Distribución de permeabilidad decreciente desde la capa superior a inferior. Fr=70% Fr=68%

31. No se recomienda inyectar polímero después de haberse inyectado agua Fr=50% Fr=48% FACTOR DE REDUCCIÓN DE LA Krw 15/ 04/1986 P I PERME RED Rk 1 1.375 1.75 2.125 2.5 Corte de agua vs. Tiempo Se redujo la Krw aprox. 50% • Caso con proceso de inyección de agua convencional seguido por un bache de polímero • Caso especial de inyección de polímero

32. Conclusiones • Se corrobora que la opción “The Polymer Flood Model” del ECLIPSE 100 es una herramienta que arroja resultados confiables alcompararse con lo dicho en la literatura sobre el proceso de inyección de polímero. 2. La simulación comprobó que existe una concentración “óptima” y un volumen de bache “óptimo” de polímero que obtiene incrementos de aproximadamente 10% del factor de recobro comparado con un proceso de inyección de agua convencional. 3. La adsorción fue uno de los factores que más negativamente afectó el proceso de inyección de polímero, resultando bajo el factor de recobro para alto grado de adsorción.

33. 4.La degradacióndel polímeropor efectos de altaconcentraciones de sal y por efectos de corte considerables fue poco significativa. ECLIPSE arroja un recobro adicional bajo, lo cual se estima confiable. 5. Se determina que el uso de una solución polimérica incrementa el factor de recobro sobre un 10% en yacimientos heterogéneos con buenas propiedades roca-polímero. • Se establece que la inyección de polímero posterior a una inyección de agua, es poco eficiente.

34. Recomendaciones • Utilizar esta opción con datos de propiedades del polímero obtenido en el laboratorio, para una evaluación más realista de ésta. 2. Realizar la simulación utilizando un caso real de yacimiento con posible éxito en la aplicación de este proceso. 3. Se recomienda adicionar, si es posible, a la ecuación de difusividad términos relacionados con otras sustancias como surfactantes o soluciones alcalinas, las cuales podrían disminuir los requerimientos económicos del polímero y aumentar el factor de recobro. • Realizar un manual técnico de simulación del proceso de inyección de polímero para facilitar el uso de la opción.

35. MUCHAS GRACIAS “El temor de Jehová es el principio de la sabiduría, y el conocimiento del Santísimo es la inteligencia” Pr. 9:10