| Revista: | Revista fuentes el reventón energético |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000442074 |
| ISSN: | 2145-8502 |
| Autors: | Lizcano Nino, J.C1 Ferreira, Vitor Hugo de Sousa1 Moreno, Rosangela B. Z. L1 |
| Institucions: | 1Universidade de Campinas, Escuela de Ingeniería Mecánica, Campinas, Sao Paulo. Brasil |
| Any: | 2020 |
| Període: | Ene-Jun |
| Volum: | 18 |
| Número: | 1 |
| Paginació: | 75-82 |
| País: | Colombia |
| Idioma: | Inglés |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Descriptivo, aplicado |
| Resumen en español | La maduración de la tecnología de inyección de polímeros ha brindado en las últimas décadas rangos de aplicación mayores que otros métodos EOR, principalmente debido al mejoramiento del factor de recobro de petróleo y el gerenciamiento del agua en yacimientos off-shore o en yacimientos heterogéneos. No obstante, la retención de polímeros puede convertir un proyecto viable tecnicamente, en uno no económico. La pérdida de polímero debido a la retención es un fenómeno inevitable, que ocurre en todo proceso EOR con polímeros. El desarrollo de métodos para reducir la pérdida de polímero debido a este fenómeno es benéfico para ampliar la aplicación de este método CEOR. Este trabajo experimental evaluó esquemas de inyección para reducir la retención de polímeros en medios porosos en dos diferentes escenarios de ambiente petrofísico. El enfoque consistió en inyectar baches de polímeros menos concentrados seguidos del banco de polímero principal diseñado para el control de la movilidad. Se desarrolló una metodología experimental para cuantificar la retención de polímero debido a cada banco de polímero inyectado, la retención acumulada de polímeros, el factor de resistencia, el factor de resistencia residual y el volumen de poroso inaccesible (IPV). El proceso de medición se basó en la inyección de 20 bancos de polímeros de PV a un caudal constante de 1 ml / min a 25 ° C, separados por 30 bancos de salmuera de PV. Se probaron dos HPAM con pesos moleculares de 6-8 millones y 20 millones de Daltons, y como medio poroso núcleos de arenisca de 350 mD y 5000 mD, respectivamente. Se prepararon las soluciones HPAM considerando una salinidad de campo colombiano (0.7% de NaCl) y agua de mar (3.5% TDS). Todas las muestras de roca fueron previamente sometidas bajo la inyección de 50 PV para evitar la migración de finos. Se realizaron dos esquemas de inyección con conc |
| Resumen en inglés | Polymer Flooding has become one of the most implemented EOR techniques, due to three factors: First, Polymer flooding has expanded the range of the screening criteria parameters. Second, this EOR method is more effective than water injection, while handling water management issues in high water-cut reservoirs. Nevertheless, polymer retention can turn a viable technical project into an uneconomical one. Polymer loss due to retention is an inevitable phenomenon, which happens during injection processes. The development of experimental analysis aiming to minimize or reduce polymer loss from the displacing fluid bank is beneficial to broaden the application of this CEOR method. This experimental work evaluated the injection schemes aiming to reduce polymer retention in porous media. The approach consisted of injecting less-concentrated polymer banks followed for the main polymer bank designed for mobility control. An experimental methodology to quantify polymer retention due to each injected polymer bank, cumulative polymer retention, resistance factor, residual resistance factor and inaccessible pore volume (IPV) was developed. The measurement process was based on the injection of 20 PV polymer banks at a constant flow rate of 1ml/min at 25°C, separated by 30 PV brine banks. Two HPAM with molecular weights of 6-8 million and 20 million Daltons using 350mD and 5000 mD sandstone cores were tested, respectively. The HPAM solutions considering a Colombian field (0.7% NaCl) and seawater (3.5% TDS) salinities were prepared. All rock samples were previously submitted to the injection of 50 PV for preventing fines migration. Two injection schemes with variable polymer concentrations were performed: The first one in which the polymer concentration increased in each successive bank, and the second one in which the concentration decreased. HPAM concentration solutions from 50 ppm to 2000 ppm were sequentially |
| Disciplines | Química |
| Paraules clau: | Polímeros, Inyección de polímeros, Recuperación de petróleo, Aditivos poliméricos |
| Keyword: | Oil recovery, Polymer injection, Polymeric additives, Polymers |
| Text complet: | https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/view/11236/10927 |
