Efecto de la concentración del químico disperso en la formación de espumas en medios porosos

Este trabajo presenta el desarrollo conceptual, la evaluación experimental y un piloto de campo para una nueva técnica de implementación de espumas basada en la inyección del químico espumante disperso en la corriente de gas. Esta nueva técnica busca simplificar y reducir costos en la implementación de tratamientos con espumas en proyectos de inyección de gas. Igualmente busca superar la desventaja del volumen limitado de influencia en el reservorio que logran los tratamientos con inyección de bache líquido (SAG). La base conceptual de esta nueva técnica se basa en la transferencia del químico desde la fase dispersa al agua connata o residual presente en los reservorios bajo explotación, debido al gran potencial químico por el contraste de concentración de espumante entre la fase dispersa y el agua in-situ. Se presenta por primera vez, según el mejor entendimiento del autor, un trabajo experimental sistemático para investigar el efecto de la concentración del químico espumante disperso en la formación de espuma bloqueante en medios porosos consolidados a condiciones de alta presión y temperatura, usando muestras de roca y fluidos representativos del Piedemonte llanero. Los resultados reportados confirman que efectivamente es posible crear espuma bloqueante en estas condiciones, mediante la inyección del químico espumante disperse en gas en una muestra de roca arenisca a condiciones de saturación residual de aceite y agua, después de haber sido sometido a un proceso extensivo de inyección de gas. La espuma bloqueante se forma siempre y cuando se garantice una velocidad de gas suficientemente alta, y la concentración del químico activo sea mayor a un umbral (138 ppm para el sistema evaluado). Las pruebas exitosas con espumas ´dispersas´ mostraron periodos de estabilidad mucho más largos que los observados usando bache líquido (SAG) a una concentración más alta (2000 ppm). De otro lado, los resultados de las pruebas de adsorción dinámica mostraron menores valores máximos de adsorción para el caso de químico disperso que para el bache líquido, a concentraciones similares. Esta nueva técnica de espumas fue aplicada en un piloto de campo, donde se inyectaron 600 Bbls de solución espumante dispersa a una relación de 1 Bbl/MM pce, inyectando 20 MM pce durante 2 meses. La inyectividad al gas del pozo fue reducida dramaticamente después de dos semanas de inyección de químico disperso, recuperándose al suspender la inyección de químico y continuar inyectando gas solo. El pozo productor influenciado cambió su tendencia de producción, mostrando incremento en la tasa de aceite y aplanamiento de la relación gas/aceite (GOR), poco tiempo después de finalizar el ciclo de inyección del químico disperso. Estos resultados confirman la aplicabilidad de esta técnica en campo para optimizar la eficiencia de barrido en los procesos de inyección de gas y lograr un mayor recobro de hidrocarburos líquidos.

• Autores: Ocampo Flórez, Alirio Alonso
• Fecha de publicación: 2016
• Institución: Universidad Nacional de Colombia
• Repositorio: Universidad Nacional de Colombia
• Idioma: spa
• OAI Identifier: oai:repositorio.unal.edu.co:unal/58817
• Acceso en línea: https://repositorio.unal.edu.co/handle/unal/58817; http://bdigital.unal.edu.co/55781/
• Palabra clave: 66 Ingeniería química y Tecnologías relacionadas/ Chemical engineering; Químico disperso; Químico espumante; SAG (Inyección Alternada Surfactante y Gas); Bache líquido; Adsorción dinámica; Dispersed chemical foamer; SAG (Surfactant Alternating Gas); GOR (gas Oil Ratio); Liquid batch; Dynamic adsorption
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