UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE PETRÓLEO
EVALUACIÓN DE LA OPCIÓN “THE POLYMER FLOOD MODEL” DEL SIMULADOR ECLIPSE 100
TUTOR ACADÉMICO:
MSc. PEDRO VACA
Dr. FREDDY PAZ
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
Caracas, Noviembre 2003
OBJETIVOS
• Objetivo General • Evaluar el funcionamiento de la opción de inyección de polímeros
disponible en el Simulador Eclipse 100.
• 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 Eclipse 100
• Discutir casos de interés que permitan ofrecer una evaluación del funcionamiento a esta opción.
Contenido de la presentación
• Proceso de inyección de polímeros
• Simulación del proceso de inyección de polímeros
• Metodología
• Presentación y análisis de resultados
• Conclusiones
• Recomendaciones
Proceso de inyección de polímeros
Definición de polímero Es una molécula de cadena larga formada por grupos repetidos
llamados monómeros.
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.
Tipos de polímeros que se usan en Recuperación Mejorada
• Las poliacrilamidas (sintéticos):
CH2
C
CH
NH2
O
CH2
C
CH
OH
O
n-xx
• Térmicamente estables hasta 250 °F.
• Relativamente inmunes a las bacterias.
• Sensibles a efectos de corte y a la
salinidad
• Los Polisacáridos (naturales):
• Resistentes hasta 200 °F.
• Susceptibles al ataque bacterial
• Menos sensibles a la salinidad y a los
efectos mecánicos de corte.
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.
INYECCCIÓN DE AGUA
INYECCIÓN DE POLÍMERO
w =Krw / w
1. Aumento de viscosidad del agua al añadirle una concentración de polímero de alto peso molecular.
Mecanismos de reducción de la relación de movilidad
2. Reducción de la permeabilidad relativa al agua luego de pasar la solución polimérica a través de la roca.
Polímero hidrodinámicamente
atrapado en zona estancada
Trayectoria de flujoa través del medio
poroso
Polímero atrapado mecánicamente en gargantas de poros
estrechos
Polímero adsorbido
Retención de las moléculas
dλDλ
=Mwμ .Krooμ .Krw
=
Razón de movilidad
Proceso de inyección de polímero
Zona deagua /
petróleo
0.1 a 0.3 VP
200 a 1000 ppm
Agua Bache de polímero
• Bache de polímero
cp
> 25°
Crudo:Gravedad API
Viscosidad < 100 a C.Y.
)K (
Yacimiento: So móvil (% VP) > 10
Litología Areniscas preferiblemente
mD entre 50 y 250
Temp. (°F) < 200 (evitar degradación)
Rel. Movilidad 2 a 40
Condiciones favorables:
Yacimientos costa adentro
Inyección de agua eficiente
Heterogeneidades moderadas
Conds. desfavorables:
Fracturamiento extensivo
Acuíferos activos
Presencia de capas de gas
Alto contenido de arcillas
Alta salinidad
Criterios básicos para proyectosde inyección de polímeros
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.
Ecuaciones fundamentales de simulación del poceso de inyección de polímero (The Polymer Flood Model)
• Agua
• Sal
• Polímero
w
wwww
keffww
rw VS
tQghP
xR
TK
,
1
,ar
w
pdpvwpwww
keffww
prw CVt
CSSV
tCQghP
xR
CTK
w
nwnwww
keffww
nrw CVS
tCQghP
xR
CTK
,
Tratamiento de la viscosidad de los fluidos
0 - 1
max,p
p
C
C=C
Cp
mμ
Cp,máx.
• Viscosidad efectiva del agua
μ
C+
μ
C1=
eff,wμ
1
eff,pe,w
-
• Viscosidad parcialmente efectiva del agua
( ) μ*μ=μ ω-1w
ωme,w Cp
• Viscosidad efectiva del polímero
( ) μ*μ=μ ω-1pCp
ωmeffp,
Parámetro de mezcla
Tratamiento de la adsorción del polímero
• Especificar la adsorción isotérmica en forma de tablas
• Especificar el índice de adsorción
1: Ocurre desasorción
2: No ocurre desasorción
• Especificar adsorción máxima
Cp (ppm)
Ads.
Ca,máx.
Tratamiento de la reducción de permeabilidad y volumen poroso muerto
• Factor de resistencia residual
( )max a
ak C
C0.1 -RRF+0.1=R
Factor de resistencia real Factor de resistencia res. Medida en el laboratorio
• 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.
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:
AφQ
.B=ν ww
Tasa de agua
Área transversal entre dos celdas
Porosidad promedio de dos celdas
• ECLIPSE asume la viscosidad del polímero reversible y está dada por la
siguiente ecuación:
( )[ ]1+M-1Pμ=μ w
Multiplicador de reducción por corte
Multiplicador sin asumir efectos de corte
Metodología
• Revisión bibliográfica• Uso de tutoriales para familiarización con la opción• Definición del caso base
Yacimiento homogéneo, sin acuífero y subsaturado
w : 0.3 cp
Swc : 20%
Cr : 3E-6 1/ lpc
Cw : 3E-6 1/lpc
Pi : 5000 lpc
Pb : 3400 lpc
POES: 332 MBN K: 50 mdT: 165 °F
20
Dy 37.5 pies
Nx
Dimensiones de la malla Tamaño de la celda
Ny
Nz
Dx
Dz
20
4
37.5 pies
7.5 pies
I P
Celdas: 1600
32 °API
Prof : 4000 pies
h: 30 pies
: 20%
Tipo de roca: arenísca
Definición del caso base
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
Parámetros de la opción “The Polymer Flood Model”
PLYVISC
Cp (LB/BN) Fm
0 1
0.7 4
0.14 5
0.175 6
0.21 7
0.28 8
0.35 9
0.42 10
0.525 11
0.7 12
PLYADS
Cp (LB/BN) Ca
0 0
0.7 0.00001
0.14 0.00001
0.175 0.00001
0.21 0.00001
0.28 0.00001
0.35 0.00001
0.42 0.00001
0.525 0.00001
0.7 0.00001
Sensibilidades realizadas
• Concentración de polímero (Cp)
• Adsorción isotérmica (Ca) • Parámetro de mezcla ()
• Tamaños de bache de polímeros inyectados
Concentración de polímero (Cp)
ppm LB/BN
500 0.175
800 0.28
1500 0.525
2000 0.7
2500 0.875
3000 1.05
Adsorción (LB/BN)
0
0.00001
0.0001
0.01
RRF
4
10
Bache de polímero inyetado
Fecha Volumen poroso
01/01/83 – 31/01/83 0.016
01/01/83 – 20/02/83 0.025
01/01/83 – 20/07/83 0.1
01/01/83 – 01/01/84 0.2
01/01/83 – Fin Proy. 0.6
Completación del pozo inyector
Número de celdas Longitud completada (pies)
1 - 2 15
3 - 4 15
• Factor de Resistencia Residual (RRF)
• Completación P.I
0
1
Otros casos evaluadosEvaluación del proceso de inyección de polímero considerando:
• Efecto salino
• Efecto de corte
• Heterogeneidad en el yacimiento
SALNODE
1.75
0.7
0.35
Concentración de sal (LB/BN)
PLYSHEAR
0.32
0.41.5
0.60.5
10
MVw (pies/día)
K=100 K=200 K=500K=50 K= 50K= 100K= 200
Distribución de permeabilidades
A. B.
2 1 3 4 1 2 3 4
K=500
• Inyección de agua seguida por un bache de polímero
• Caso especial
RRF: 4
Ca,máx: 0.0001 LB/BN
K=50 K=100 K=200 K=400
DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDAD
1 2 3 4
0.1 VP
800 ppm
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
Efecto principal que ocurre en un proceso de inyección de polímero
El efecto del aumento de la viscosidad del agua
Sensibilidades de parámetros del caso base
1. Concentración de polímero (Cp)
0.63
0.65
0.67
0.69
0.71
300 800 1300 1800 2300 2800 3300 3800
Concentración de polímero (ppm)
Facto
r d
e r
eco
bro
Comportamiento del factor de recobro en función de las concentraciones de polímero
Fr=70%
La concentración permanece en condiciones estables para darle viscosidad a la solución
2. Adsorción isotérmica (Ca)
Sensibilidades de parámetros del caso base
Fr=69%
Fr=60%
Alta adsorción disminuye la viscosidad de la solución
0.3000 0.8250 1.3500 1.8750 2.400
VISCOSIDAD EFECTIVA DEL AGUA Ca a 0.00001 LB/BN (Caso Base)
15/04/1986
0.3000 1.0000 1.7000 2.4000
Visc. Efect. Agua (cp)
B.VISCOSIDAD EFECTIVA DEL AGUA
Ca a 0.0001 LB/BN15/04/1986
Visc. Efect. Agua (cp)
A.
Efecto de la adsorción isotérmica sobre la viscosidad efectiva del agua
Sensibilidades de parámetros del caso base
Ocurrió mayor adsorción
Ocurrió menor adsorción
3. Factor de resistencia residual (RRF)
PERME. RED Rk
FACTOR DE REDUCCIÓN DE Krw RRF= 4
15/04/1986
PERME. RED Rk
FACTOR DE REDUCCIÓN DE Krw RRF= 10
15/04/1986
1.0 1.1 1.2 1.3 1.0 1.3 1.6 1.9
Distribución del factor de reducción de la Krw para diferentes valore de RRF
Sensibilidades de parámetros del caso base
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
Sensibilidades de parámetros del caso base
4. Parámetro de mezcla de Todd-Longstaff ()
Factor de recobro afectado por el parámetro de mezcla Todd-Longstaff
Fr=66%
Fr=62%
Hubo total segregación entre el agua y el polímero cuando = 0
Sensibilidades de parámetros del caso base5. Tamaños de baches de polímero
0.60.610.620.630.640.650.660.670.680.69
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
Volumen poroso inyectado
Facto
r d
e r
eco
bro
6. Completación del pozo inyector
Fr=66%
Fr=67.6% No se necesita inyectar grandes tamaños de baches para incrementar el factor de recobro
El espesor del yacimiento es muy delgado
• Análisis del modelo considerando el efecto salino
Fr=63%
• Análisis del modelo con efecto de corte
Fr= 64% Se altera la forma de las moléculas, ocasionando una reducción de la viscosidad
El polímerose degrada por efectos mecánicos
• Inyección de polímero en yacimiento heterogéno
1. Distribución de permeabilidad creciente desde la capa superior a inferior
2. Distribución de permeabilidad decreciente desde la capa superior a inferior.
Fr=70%
Fr=68%
El agua irrumpe más rápido al pozo productor
Se debe al efecto de gravedad sobre el agua
Fr=48%
Fr=58%
• Caso con proceso de inyección de agua convencional seguido por un bache de polímero
• Caso especial de inyección de polímero
Corte de agua vs. Tiempo
1 1.375 1.75 2.125 2.5
PERME RED Rk
FACTOR DE REDUCCIÓN DE LA Krw
15/ 04/1986
P I
No se recomienda
inyectar polímero
después de haberse
inyectado agua
Se redujo la Krw aprox. 50%
Fr=48%
Fr=50%
Conclusiones1. Se corrobora que la opción “The Polymer Flood Model” del
ECLIPSE 100 es una herramienta que arroja resultados confiables al compararse 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.
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.
6. Se establece que la inyección de polímero posterior a una inyección de agua, es poco eficiente.
4. La degradación del polímero por efectos de alta
concentraciones de sal y por efectos de corte considerables fue poco significativa. ECLIPSE arroja un recobro adicional bajo, lo cual se estima confiable.
Recomendaciones1. 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.
4. Realizar un manual técnico de simulación del proceso de inyección de polímero para facilitar el uso de la opción.
“El temor de Jehová es el principio de la sabiduría, y el conocimiento del Santísimo es la inteligencia”
Pr. 9:10
