Inyección de Polímeros II



Usos de Soluciones Polímeras

Problemas Asociados



· Los métodos químicos de recuperación mejorada involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante millones de años con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de masa: adsorción, intercambio iónico, entre otros.

· Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de no-equilibrio. Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables.

· El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico que el tapón de surfactante.


· Los polímeros son susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por filtración en los poros pequeños.

· Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido solvente está sometida a esfuerzos de cizallamiento al atravesar cada poro, y eso millones de veces consecutivamente. Ese "mal" tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta en una degradación del polímero y una disminución de su efecto viscosificante.


Fuente: www.red-alimentos.com.ar; www.netzsch-thermal-analysis.com




Entradas populares de este blog

MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner

Imagen
MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner. MÉTODO DE MUSKAT El Método es empleado para pronosticar el agotamiento por agotamiento natural de un yacimiento saturado, sin casquete de gas. Muskat presento que el valor de un número de variables que afectan la producción de gas y de petróleo y los valores de las tasas de cambio de estas con la presión, se pueden evaluar en cada paso de agotamiento de presión, considerando el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión es uniforme. Lo comparo con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos.Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El método utiliza el siguiente procedimiento: -Se calculan unas variables y sus derivadas respecto a la presión a una presión dada. -Suponiendo que las variables y sus derivadas se mantendrán constantes para un período pequeño de c...
Leer más

CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS

La clave para la caracterización de yacimientos siempre ha consistido en desarrollar la capacidad de integrar la información petrofísica proveniente de mediciones puntuales tales como los datos de perforación, los registros y los núcleos, con mediciones de área obtenidas desde la superficie. Mediante la correlación, los geocientíficos intentan rellenar los espacios entre pozos para lograr describir el yacimiento. Uno de los primeros axiomas de la interpretación de registros de pozos solía ser “Asuma un medio isotrópico y homogéneo”. Si bien este supuesto desempeñaba su rol en los análisis iniciales de las areniscas, la complejidad de los carbonatos hizo que las técnicas tradicionales de interpretación sean inaplicables e incluso contraproducentes. En los últimos años, se han hecho grandes avances en la capacidad para producir imágenes entre pozos y el paso de la sísmica a la simulación se ha convertido en una realidad. El sistema de adquisición sísmica de receptor p...
Leer más

POZOS PRODUCTORES

Imagen
La utilización de agua o de nitrógeno como fluido de terminación tiene un impacto en la temperatura del pozo productor. Un año después de la puesta en marcha de la producción, los pozos productores con nitrógeno en el espacio anular alcanzan una temperatura de fondo de 280 ºF, mientras que la temperatura en los pozos productores con agua en el espacio anular asciende a un valor menor, de aproximadamente 250 ºF. La mayor temperatura alcanzada por los productores terminados con nitrógeno, permite conservar los fluidos calientes en su ascenso al cabezal, manteniendo baja la viscosidad del petróleo que fluye dentro de la tubería de producción, lo que implica a su vez mayor velocidad de flujo, menor tiempo de permanencia en el pozo y una tendencia a disminuir las pérdidas de energía en todo el proceso a pesar de que sus temperaturas de flujo sea más elevadas. Se han modelado las pérdidas de calor en los pozos productores, tanto para la terminación con agua en el espacio anular...
Leer más