SIMULACIÓN NUMÉRICA DE UN PROCESO DE RECOBRO MEJORADO USANDO NANOHÍBRIDOS DE POLÍMERO EN UN CAMPO DE CRUDO PESADO COLOMBIANO

Resumen

En Colombia existe la necesidad de incorporar nuevas reservas de hidrocarburos, y se visualiza una gran oportunidad en la explotación de campos de crudo pesado y extrapesado, debido a que éstos representan el mayor porcentaje del petróleo original en sitio (OOIP) y de producción del país. En ese sentido, para este estudio se seleccionó el campo Chichimene de la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, el cual ejecuta un proceso de inyección de agua desde 2013 en las arenas T2 de la formación San Fernando crudo extrapesado de 9 °API, con viscosidades entre 500 y 1200 cP.
De acuerdo con la revisión de literatura, la formación T2 es heterogénea, con permeabilidades entre 500 y 1600 mD, con un espesor neto de 320 ft, temperatura de yacimiento entre 185 y 210 °F, y una profundidad de las arenas productoras a 6000 ft aproximadamente. Debido a la alta viscosidad de petróleo y heterogeneidad de las arenas T2, en 2015 se inició un piloto de inyección de polímero con el objetivo de mejorar la relación de movilidad agua/ petróleo y por ende el factor de recobro del sector piloto. Los resultados del piloto de inyección de polímero fueron exitosos y se demostró que los polímeros sulfonados disponibles en el mercado son competitivos para obtener un efecto positivo de recobro.
Con el objetivo de estudiar el mejoramiento de la relación de movilidad agua/petróleo, junto a otros mecanismos importantes del reservorio y del fluido inyectado, como lo son la mojabilidad, la tensión interfacial, y la estabilidad del polímero ante efectos degradativos de tipo mecánico, químico y/o térmico, en este artículo se analizó el estudio experimental (fluido-fluido y roca-fluido) y se evaluó mediante simulación numérica, un proceso de inyección de nanohíbridos de polímero y de solución polimérica sulfonada, comparándolos con un proceso de inyección de agua en la formación T2 del campo Chichimene. Por lo tanto, se construyó un modelo conceptual de simulación numérica estocástico, en donde se incorporó un modelo de reacción química alimentado con rangos de parámetros como la concentración, la viscosidad, y parámetros roca–fluido como el volumen poroso inaccesible (IPV), la adsorción, el factor de resistencia (RF) y el factor de resistencia residual (RRF) de las soluciones poliméricas y de los nanohíbridos de polímero, que junto con parámetros operativos de caudal de inyección y del tamaño de bache de las soluciones poliméricas (obtenidos a través de la referencia bibliográfica existente) permitió realizar un análisis de sensibilidad con el fin de identificar los parámetros que tienen un mayor impacto en el desempeño de la inyección de nanohíbridos de polímero sobre el incremento del factor de recobro del campo.
Los resultados de simulación numérica presentan una producción incremental de 3,46 millones de barriles de petróleo para la solución con nanohíbridos de polímero y de 2,16 millones de barriles de petróleo para la solución de polímero sulfonado, en comparación la línea base realizada con el proceso de inyección de agua. Esto representa un factor de recuperación incremental del 1,8 % para la solución con nanohíbridos de polímero y de un 2,9 % para la solución de polímero sulfonado. El análisis de sensibilidad realizado refleja que la principal diferencia, para obtener un mayor factor de recobro, corresponde al efecto de la reducción de la movilidad a través del poder viscosificante de los nanohíbridos de polímero junto con los beneficios de la nanotecnología. De acuerdo con los resultados de la simulación numérica, la inyección de nanohíbridos de polímero es una alternativa en procesos de recobro, a la inyección de polímero sulfonado, para propiciar el incremento en la recuperación de hidrocarburos en yacimientos de crudo pesado a alta temperatura y alta profundidad.