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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
Figura 9. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 40:1,
en función del tiempo. ....................................................................................................... 64
Figura 10. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 200ppm – 40:1,
Día 0 a 5. ........................................................................................................................... 65
Figura 11. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 200ppm – 40:1,
en función del tiempo. ....................................................................................................... 66
Figura 12. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 600 ppm – 40:1,
día 0 y 1. ........................................................................................................................... 67
Figura 13. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 600ppm – 40:1,
en función del tiempo. ....................................................................................................... 68
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
Figura 15. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400ppm – 60:1,
días 0, 1 y 3. ...................................................................................................................... 70
Figura 16. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 60:1,
en función del tiempo. ....................................................................................................... 71
Figura 17. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 20:1,
días 0 y 1. .......................................................................................................................... 72
Figura 18. Comportamiento del diámetro hidrodinámico del sistema CDG 400 ppm – 20:1,
en función del tiempo. ....................................................................................................... 73
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]:
8 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
10 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
12 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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:
14 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
16 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
18 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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)
20 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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].
22 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
26 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
28 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
30 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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:
32 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
34 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
(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
36 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
38 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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:
40 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
42 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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,
44 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
46 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
48 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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%.
52 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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].
54 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
56 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
(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.
58 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
60 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
62 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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%.
64 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
66 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
68 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
70 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
72 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
74 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
76 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
78 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
80 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
82 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
86 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
88 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
90 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
92 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
94 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
96 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de 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
98 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
100 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
102 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
104 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
106 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
108 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
110 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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)
112 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
114 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
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100
150
200
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300
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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
116 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
118 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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
120 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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].
122 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
126 Interpretación de los mecanismos fenomenológicos de la inyección de CDG
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.
Bibliografía
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