Evaluación del comportamiento de la tasa de producción y factor de recobro basado en la aplicación de inyección del polímero poliacrilamida parcialmente hidrolizada en la arena U inferior del campo Shushufindi.

Abstract

Este estudio se centra en la implementación de técnicas de recuperación mejorada EOR, específicamente la inyección de polímeros, en el campo Shushufindi-Aguarico, que después de un extenso período de producción, enfrenta dificultades en la extracción de petróleo debido a la pérdida de energía por flujo natural. La inyección del polímero HPAM se presenta como una solución para mejorar el factor de recobro y optimizar la tasa de producción. La metodología utilizada abarca la recopilación de datos para caracterizar tanto el yacimiento como el fluido, lo que permitió la construcción del modelo estático y dinámico utilizando el simulador IMEX de CMG. Se llevaron a cabo análisis de sensibilidades en diversos escenarios de inyección lo cual dio como resultado que la inyección de HPAM a 3000 ppm optimiza la tasa de producción y logra un factor de recobro del 27,20%, con un corte de agua que se presenta después de 12 años y 5 meses. Esto sugiere que, durante este período, se puede extraer petróleo sin interrupciones significativas, por lo tanto, se concluye que la inyección del polímero HPAM es un método óptimo para recuperar petróleo en la zona de estudio perteneciente a la arena U inferior del campo Shushufindi-Aguarico.