| Revista: | Revista fuentes el reventón energético |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000441912 |
| ISSN: | 2145-8502 |
| Autores: | Araujo, Yani Carolina1 Araujo, Mariela2 |
| Instituciones: | 1SGS North America, The Woodlands, Texas. Estados Unidos de América 2O&G Consultant, Houston, Texas. Estados Unidos de América |
| Año: | 2018 |
| Volumen: | 16 |
| Número: | 2 |
| País: | Colombia |
| Idioma: | Inglés |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Experimental |
| Resumen en español | Una cantidad significativa de petróleo reside en yacimientos profundos caracterizados por estar asociados a temperaturas y salinidades relativamente altas. Para estos yacimientos la mayoría de los químicos disponibles para EOR tienen una aplicabilidad limitada. Aun cuando recientemente se han reportado esfuerzos en el desarrollo de polímeros para altas temperaturas, aún no se tiene un entendimiento claro de lo que funcionaría mejor en ambientes severos, con alta salinidad. Adicionalmente, la comunidad petrolera está evaluando posibles aplicaciones de tecnologías químicas de EOR en activos costa afuera donde se observan con frecuencia condiciones similares. Las aplicaciones en campo que involucran el uso de polímeros en yacimientos con ambientes hostiles han demostrado un éxito limitado en el mejoramiento de la recuperación de petróleo.Un análisis minucioso revela que la selección de los fluidos se realizó bajo condiciones de laboratorio “modelo”, utilizando muestras de rocas y fluidos diferentes a los encontrados en el yacimiento. Estos hechos han motivado el trabajo de investigación y desarrollo para comprender el tipo de polímeros que pudieran ser adecuados para uso en reservorios de alta temperatura, que presentan fluidos de alta salinidad, y para determinar el tipo de pruebas a utilizar para evaluar su desempeño en una aplicación de campo que podrían utilizarse como criterios de selección de laboratorio. En este trabajo se ofrece una revisión crítica de los polímeros disponibles para aplicación en yacimientos de alta temperatura y alta salinidad, y se reporta un resumen de buenas prácticas para su selección en el laboratorio siguiendo un procedimiento recomendado |
| Resumen en inglés | A significant amount of oil resides in deep reservoirs characterized by relatively high temperature and high salinity. In such reservoirs, most available chemicals fluids for EOR have limited applicability. Even though recent effort has been dedicated to the development of high temperature polymers, there is no clear understanding of what would work best in those harsh environments. In addition, the oil and gas community is also evaluating potential applications of chemical EOR to offshore assets where similar conditions are often found. Field applications in harsh reservoirs have shown limited success in the use of polymers for improved oil recovery. Detail analysis reveals that screening of the fluids was done under ‘model’ laboratory conditions, using non-reservoir core samples and non-representative fluids. These facts have motivated research and development work towards understanding the type of polymers that may be suitable for use in high temperature and high salinity reservoirs and to determine the type of tests to use to assess their performance in a field application for use as lab screening criteria. In this paper, we provide a critical review of the available polymers for application in high temperature and high salinity reservoirs and summarize best practices for their laboratory screening though a recommended workflow |
| Disciplinas: | Ingeniería |
| Palabras clave: | Ingeniería petrolera, Inyección de polímeros, Recuperación de petróleo, Yacimientos petrolíferos |
| Keyword: | Oil reservoirs, Oil recovery, Polymer injection |
| Texto completo: | https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/view/9158/8991 |
