GELES

El agua es el fluido más abundante en los campos petroleros, la misma puede acarrear problemas cuando la producción de petróleo no es suficiente para compensar los gastos asociados con el manejo del agua cuando su producción es excesiva, entonces con el fin de minimizar el efecto de las canalizaciones de agua y mitigar las heterogeneidades de las formaciones se aplica la inyección de geles debido a que el taponamiento de canalizaciones por otros medios como los mecánicos, cementaciones o silicatos no han sido eficaz ya que no pueden circunscribirse estrictamente los niveles canalizados, lo cual convierte a la inyección de geles en un método mas efectivo para el control de producción de agua en los yacimientos, siempre y cuando éstos se inyecten apropiadamente, tanto en pozos productores como en inyectores.

Los geles son polímeros mezclados con un gelificante. Estos pueden ser inyectados a la formación con dos objetivos y características diferentes:

a) Geles de alta viscosidad u obturantes, principalmente aplicados para mitigar los efectos de las heterogeneidades en proyectos de recuperación secundaria maduros que muestran fuerte canalización de agua.

b) Geles de baja viscosidad, comúnmente utilizados para mejorar la eficiencia volumétrica en la matriz heterogénea de la roca, antes de la irrupción del agua o, como complemento, después de los tratamientos con geles obturantes.

Básicamente la inyección de geles consiste en taponar una canalización de agua, lo que se traduce en gradientes de presión favorables para mejorar la eficiencia areal de inyección (Imagen Izquierda). Si el tratamiento se efectúa en un pozo inyector, con baja eficiencia de distribución vertical, se podrá corregir el perfil de inyectividad. Esta corrección traerá aparejado un aumento de eficiencia areal de las capas que comenzarán a recibir inyección de agua (Imagen Derecha).

Además, el hecho de que sea posible inyectar geles en volúmenes de cientos o miles de barriles incrementa las posibilidades de que, a posteriori, la inyección contacte partes no barridas del reservorio y aumente la recuperación de hidrocarburos. En fin con este método se puede:

• Modificar la permeabilidad en las zonas vecinas del pozo y en profundidad en zonas con altas saturaciones de agua y alta permeabilidad (Puede aplicarse a una permeabilidad máxima de 2.256 md.)

• Taponar las zonas de alta producción de agua en pozos productores

• Reducir la permeabilidad de las zonas“ladronas” en pozos inyectores, mejorando la eficiencia volumétrica, aumentando de esta manera el factor de recobro de petróleo
  

Los criterios de selección de pozos candidatos a ser tratados se resumen en:

Productores:

a) Alta Relación Agua Petróleo.
b) Acuífero de Fondo.
c) Pozos que operan en gas-lift, a fin de evitar el costo de pulling y alquiler de herramientas.

Inyectores:

a) Pozos con antecedentes de pobre distribución vertical de la inyección.
b) Pobre Factor de Recobro (Comparado con el pronostico y/o otros patrones)
c) Baja eficiencia de recuperación secundaria en la malla.
d) Baja presión de inyección.

Los proyectos de inyección de geles deberían implementarse tempranamente en los pozos productores canalizados y el caso de inyectores, cuando la acuatización haya alcanzado a dos o más pozos de una malla, ya que la demora en la ejecución de estos proyectos solo podría contribuir negativamente, aumentando los costos operativos (mayor consumo de energía y productos químicos por el alto caudal de líquido) e impidiendo que la eficiencia de barrido alcance un valor razonable.

Entre algunos resultados de la aplicación de geles es que se pueden obtener una recuperación final de 783 Mbbl a 30 años o 962 Mbbl en igual período de tiempo, la reducción de permeabilidad oscila entre un rango de 50 a 75%, presumiblemente, el gel se ha alojado en las zonas más permeables. Este rango podrá variar en función de la concentración utilizada, mientras que la distribución del tratamiento en las capas será función de la permeabilidad, de la presión y de la saturación de agua. Puede esperarse menor espesor contactado y más elevadas permeabilidades taponadas cuanto menor sea el régimen de inyección. Esto implicará un menor volumen de tratamiento para un costo operativo dado. En pozos productores la inyección se debe realizar al menor régimen esto es necesario para evitar producir daño a los niveles que deberían quedar en producción. En el caso de pozos inyectores, también se requiere un bajo caudal de inyección, siempre teniendo en cuenta de no superar el gradiente de fractura de la formación. En general no hay un método exacto que permita establecer cuál será el volumen y concentración que deberán aplicarse tanto en inyectores como productores. En pozos inyectores, el tratamiento deberá ser suficientemente grande para minimizar la posibilidad de canalización de agua que podría circular en proximidades del banco generado para terminar retomando las vías de la canalización existente, por lo que puede decirse que los tratamientos en pozos inyectores pueden tener un volumen entre 5 y 15 veces más del que debería aplicarse en un pozo productor de la misma formación.

La inyección de geles se ha convertido en una tecnología aceptada y comprobada con la que se ha trabajado durante los últimos 15 años, la misma no requiere de complicados equipos y enormes volúmenes de tratamiento, por lo que puede resumirse como una tarea sencilla. El equipamiento de superficie consiste de una unidad de bombeo tipo triplex, una tolva alimentadora de polímero, un mezclador de polímero y un sistema dosificador de gelificante. Todo este equipamiento puede estar contenido en un tráiler montado en un semirremolque de mediana dimensión. La operación está controlada electrónicamente. El seguimiento del proceso de inyección se realiza con una frecuencia de 30 minutos.

Se ha aplicado en los siguientes países:

• Argentina
• Venezuela
• China
• Canadá
• India
• Rusia
• Surinam

Fuentes:

FALCIGNO, Esteban; NORMAN, Chuck; WOUTERLOOD, Carlos : METODOLOGÍA Y RESULTADOS DE PROYECTOS DE INYECCIÓN DE GELES PARA INCREMENTAR LA RECUPERACIÓN EN UN RESERVORIO HETEROGÉNEO Y MULTICAPA DE LA CUENCA NEUQUINA DE ARGENTINA.

ROMANO, Christian: CONTROL DE AGUA.

TIORCO, inc.: TECNOLOGÍAS PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO & CONTROL DE AGUA.