Evaluación técnico - económica del impacto y mitigación de la degradación de polímeros en proyectos de recobro mejorado
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"La inyección de polímeros es una alternativa para incrementar el recobro de petróleo en proyectos de inyección de agua. Enfrenta desafíos relacionados con fenómenos de degradación del polímero, causados por factores mecánicos o químicos y que originan la necesidad de consumo adicional de polímero para compensar la pérdida de viscosidad efecto de la degradación. Esta se define como ruptura de la estructura molecular del polímero, se puede presentar tanto en las facilidades de inyección como en los pozos, en donde se tengan altas velocidades o áreas pequeñas de flujo, como también debido a la acción de agentes químicos y biológicos. Altas viscosidades de petróleo como la de los crudos de los Llanos en Colombia, se traducen en una alta relación de movilidad (M) y menor recobro de petróleo, la reducción M al viscosificar el agua inyectada se incrementa la eficiencia areal y el recobro final de petróleo. El trabajo se enfocó en seleccionar la estrategia técnica de inyección de polímero, capaz de lograr beneficios económicos significativos comparados con un caso dado de inyección de agua. Se determinaron las concentraciones de polímero requeridas observando las pérdidas de viscosidad en facilidades de superficie hipotéticas y en los pozos dados, y se tuvo en cuenta la posibilidad de usar dos tipos de agua para inyección (producida y captada). Las concentraciones de polímero se usaron en un simulador no composicional para proyectar volúmenes de producción de aceite, sensibilizados a diferentes concentraciones de polímero, tasas de inyección y volumen de polímero total inyectado (Batch). Se evaluó VPN a diferentes precios de referencia del crudo, para cada sensibilidad. Los mejores resultados de VPN, frente al caso base de inyección de agua, se obtuvieron a concentraciones de polímero para obtener 10 cP para agua producida o 20 cP para agua captada, con tamaños de bache de 0,8 Volúmenes porales inyectados (VPI) y a la máxima tasa de inyección simulada (9.000 BWIPD)."--Tomado del Formato de Documento de Grado.
Resumen
"Polymer flooding is feasible alternative to increase oil recovery in water flooding projects. It faces challenges related to polymer degradation phenomena, caused by mechanical and/or chemical agents that originate need for additional polymer consumption. Degradation, is defined like breaking process of molecular structure of polymer, can occur both in the injection surface facilities and downhole completion, where high flow rates or small flow areas are present., as well as due to chemical and biological agents. High oil viscosity like observed in Llanos basin in Colombia, represents high mobility ratio for water (M) and lower oil recovery, reduction of M due to more viscous injection water increases areal efficiency and final oil recovery factor. This document is focused on selecting the technical strategy of polymer injection, capable of projecting significant economic benefits compared to a given case of water flooding. The required polymer concentrations were determined through the estimation of viscosity losses in hypothetical surface facilities as well as in wells completions given, and the possibility of using two types of water for injection was considered too (produced and captured). Polymer concentrations, as input in a non-compositional simulator, served to forecast oil production with sensibility cases to polymer concentrations, injection rates in wells and polymer batch sizes. An economic evaluation based on NPV was performed at different crude oil reference prices for each case. The best results of VPN, compared to the base case of water flooding, were reflected in polymer injection at concentrations for obtain 10 cP for produced water case or 20 cP for captured water case, with batch size of 0,8 Injected Pore Volumes (IVP) and at the maximum injection rate simulated (9,000 BWIPD)."--Tomado del Formato de Documento de Grado.
