Pdvsa iniciará en 2014 un proyecto piloto en el campo Petrocedeño para recuperar crudo pesado

A través de la inyección de polímeros se verificó la posibilidad de elevar el factor de recobro en el campo Junin de la Faja Petrolífera del Orinoco, a un nivel entre 12% y 15% que podría alcanzar el 20% con la adición de una sustancia alcalina.

Se trata de las primeras pruebas de este tipo que se realizan en un campo venezolano para recuperar petróleo pesado, indicó Deivi Oliveros, de la Gerencia de Investigación Estratégica de la filial Pdvsa Intevep.

Esta tecnología consiste en la inyección de un polímero en una solución acuosa, donde el polímero se disuelve aumentando la viscosidad del agua, que al ser inmiscible con el petróleo se comporta como un pistón que barre todo el crudo que se encuentra dentro del yacimiento.

De acuerdo con ensayos realizados por Intevep para esta tecnología, en condiciones de laboratorio se alcanza un factor de recobro de 57%, que en las simulaciones numéricas se mueve entre 12% y 15% y que se eleva a 20% con la inyección de un álcali.

“Todas esos resultados son muy buenos para el nivel de recobro de los yacimientos de Petrocedeño, donde se hizo el estudio, cuyo factor de recobro fluctúa entre 5% y 9%, con producción en frío”, explicó.

Esta técnica, que ya se encuentra en fase de arrancar su prueba piloto probablemente en 2014, “es una buena alternativa cuando no tienes otra solución”, explica el investigador en referencia a los métodos más utilizados para el recobro en campos de crudos pesados: Sagdi, combustión in situ,Thai, bapex, e inyección continua y alterna de vapor, que no son aplicables a pozos no completados térmicamente, que constituyen la mayoría de los casos en la Faja Petrolífera del Orinoco.

De igual forma, la inyección de polímeros es útil en yacimientos de arenas muy delgadas, de alrededor de cinco metros, que dificultan los métodos térmicos para recuperación secundaria, ya que parte del calor aplicado a través de inyección de vapor, por ejemplo, se pierde en las capas que están por encima y por debajo de esa arena.

Oliveros, quien estudia una maestría en Caracterización de yacimientos en la Universidad Venezolana de los Hidrocarburos, alerta sobre la necesidad de hacer los estudios previos antes de utilizar este método.

“Cada yacimiento es particular”, acota, por lo que se deben realizar las simulaciones numéricas, las evaluaciones económicas y la caracterización química, ya que de ello dependerá la aplicación del polímero y el tipo a utilizar.

En el caso de las pruebas realizadas en los campos de Petrocedeño, en Junín, se utilizaron poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas, que en cambio no serían recomendables para yacimientos con calcita, carbonato de calcio, que reaccionan con este polímero provocando que la arena flocule o precipite y produzca tapones en el medio poroso.

Fuente Noticias24