Antecedentes del proyecto

Un depósito maduro de arenisca en el sudeste asiático había estado inundado por más de 15 años.alcanzando más del 88% en varios pozos de producción.

La heterogeneidad del depósito y las franjas de alta permeabilidad causaron un avance temprano del agua y un barrido ineficiente del petróleo restante.

Parámetros clave del depósito:

• Temperatura del depósito: 72°C a 80°C

• Salinidad del agua de formación: 55.000 ∼ 68.000 ppm TDS

• Permeabilidad media: 450-900 mD

• Viscosidad del aceite: moderada

El operador buscó una solución de inundación de polímeros para mejorar el control de la movilidad y prolongar la vida útil en el campo.

Desafío técnico

Las inundaciones convencionales de agua mostraron una baja relación de movilidad entre el agua inyectada y el petróleo crudo.eludir volúmenes significativos de petróleo recuperable.

En ensayos previos de polímeros con grados HPAM estándar se ha experimentado:

• Reducción notable de la viscosidad en el agua de alta salinidad

• Degradación mecánica parcial durante la inyección

• Perfil de inyección desigual entre zonas

Se requería un polímero PHPA más tolerante a la sal y más estable al corte.

Estrategia de selección de polímeros

Se seleccionó un polímero PHPA de campo petrolífero con hidrólisis controlada y alto peso molecular basado en:

• Pruebas de compatibilidad con la salinidad

• Análisis de la estabilidad térmica

• Simulación de la inyectividad

• Evaluación del laboratorio de inundaciones en el núcleo

La concentración de la solución de polímero se optimizó entre 0,15% y 0,25% dependiendo de las capas de permeabilidad.

Se utilizó un equipo de mezcla de corte bajo para preservar la estructura molecular del polímero.

Implementación en el campo

El programa de inyección de polímeros se llevó a cabo en una zona piloto compuesta por 5 pozos de inyección y 12 pozos de producción.

Etapas de ejecución:

1. Aumento gradual de la concentración de polímero

2. Monitoreo continuo de la viscosidad en la cabeza del pozo

3. Registro del perfil de inyección

4. Seguimiento del corte de agua en pozos de producción offset

Período de seguimiento: 10 meses

Resultados del rendimiento

Después de 6-10 meses de inundación de polímeros:

• La producción media de petróleo aumentó un 9,4% en los pozos piloto

• El crecimiento de la reducción del agua se estabilizó y disminuyó ligeramente en los principales productores

• Mejora de la conformidad de la inyección en múltiples capas

• Reducción de la canalización del agua observada en zonas de alta permeabilidad

• No se ha notificado pérdida severa de inyectividad

La simulación del depósito indicó una mejor relación de movilidad y un frente de desplazamiento más uniforme.

Interpretación técnica

La mejora del rendimiento se atribuyó a:

• Aumento de la viscosidad del agua de inyección

• Relación de movilidad reducida entre el agua y el aceite

• Eficiencia de barrido volumétrico mejorada

• Mejor control de la conformidad en capas heterogéneas

• Estabilidad del polímero resistente a la sal en salmueras de formación

El polímero PHPA mantuvo una viscosidad suficiente a pesar de la salinidad elevada, lo que demuestra una fuerte compatibilidad con las condiciones del agua de formación.

Impacto económico

La fase piloto demostró:

• Producción incremental de petróleo medible

• Prolongación de la vida productiva de los pozos maduros

• Mejora de la eficiencia de la gestión del agua

• Retorno económico positivo en el plazo previsto

Sobre la base de los resultados del piloto, el operador aprobó la expansión del programa de inundación de polímeros.

Conclusión

Este caso confirma que el polímero PHPA resistente a la sal adecuadamente seleccionado puede mejorar significativamente el control de la movilidad en depósitos maduros con condiciones de alta salinidad.

Al optimizar el diseño de viscosidad, la estrategia de inyección y los protocolos de monitoreo, la inundación de polímeros puede mejorar la recuperación de aceite mientras se mantiene la estabilidad operativa.

Apoyo técnico

Bluwat Chemicals ofrece:

• Análisis de coincidencia de depósitos

• Apoyo al diseño de la viscosidad del polímero

• Ensayo de compatibilidad de la salinidad y la temperatura

• Guía para la evaluación de las inundaciones en el núcleo de laboratorio

• Suministro a largo plazo de polímeros para proyectos de EOR

Póngase en contacto con nuestro equipo técnico para soluciones de inundación de polímeros personalizadas.