Medición de retención de polímero de bajo peso molecular (FP-3230s) en muestras en areniscas berea, bentheimer y sandpack de arena, usando trazadores (3,4-dFBOH y agua tritiada) y variación de salinidad; con salmuera de 20 g/L

Abstract

La inyección de agua es uno de los procesos de recuperación de petróleo más utilizados a nivel mundial. Sin embargo, la aplicación de este proceso secundario implica limitaciones en la eficiencia de barrido. Por ello, para obtener mejores resultados es necesario implementar métodos de recuperación terciaria o mejorada de petróleo (EOR) con el propósito de aumentar la eficiencia volumétrica y el desplazamiento, aumentando de esta forma el factor de recobro. [18] Uno de los métodos terciarios que se utiliza es la inyección de polímeros. En un análisis de laboratorio se puede determinar la cantidad de éste retenido en el medio poroso para evaluar la eficiencia del proceso de inyección, proceder a la toma de decisiones para optimizar el proceso, rediseñar el fluido de inyección, caracterizar el yacimiento, prevenir daños de formación y evaluar el impacto en la recuperación de petróleo. En este Proyecto Integrador Profesional (PIP) se determinará la cantidad de polímero de bajo peso molecular retenido en el medio poroso, para lo cual se trabajará con el polímero lineal FLOPAAM FP-3230s -carga media- de peso molecular 6 MM Dalton, un polímero del tipo poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM). Además, y de manera complementaria, se buscará caracterizar la aplicación de un trazador salino y estudiar la especie química 3,4-dFBOH, ambos como trazadores en sustitución del trazador radiactivo de agua tritiada (HTO). Estos ensayos se realizarán en diferentes tipos de muestras de areniscas: berea y bentheimer, y un sandpack. Se trabajará con una salmuera de 20 g/L, en una dilución del 10 %, siendo la saturación de la muestra de 18 g/L de NaCl. La inyección de salmuera tendrá una concentración salina de 20 g/L y los trazadores con los que se trabajará son: agua tritiada (HTO) y (3,4-dFBOH); así mismo también se tomarán mediciones de la variación de salinidad como trazador participe. En resumen, mediante el estudio de la curva de variación de concentración del trazador NaCl para la salinidad y la cuantificación de la concentración del trazador (3,4-dFBOH) y comparando con las obtenidas del trazador de agua tritiada (HTO), se buscará obtener el volumen poral empírico de las muestras ensayadas y se calculará la cantidad de polímero retenido para cada muestra ensayada. Los ensayos fueron realizados en el Laboratorio de Petrofísica, del Departamento de Geología y Petróleo de la Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional del Comahue.

Water injection is one of the most widely used oil recovery processes worldwide. However, the application of this secondary process involves limitations in sweep efficiency. Therefore, to achieve better results, it is necessary to implement tertiary or enhanced oil recovery (EOR) methods to increase volumetric and displacement efficiency, thereby improving the recovery factor. One of the tertiary methods used is polymer injection. Through laboratory analysis, it is possible to determine the amount of polymer retained in the porous medium to evaluate the efficiency of the injection process, make decisions to optimize it, redesign the injection fluid, characterize the reservoir, prevent formation damage, and assess its impact on oil recovery. In this Professional Integrative Project (PIP), the amount of low-molecular-weight polymer retained in the porous medium will be determined. For this purpose, the study will focus on the linear polymer FLOPAAM FP-3230s —a medium-charge polymer- with a molecular weight of 6 million Daltons, which is a partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM). Additionally, as a complementary objective, the project aims to evaluate the use of a saline tracer and analyze the 3,4-dFBOH chemical species—both as alternatives to the radioactive tracer tritiated water (HTO). These tests will be carried out on different types of sandstone samples: berea, bentheimer, and a sandpack. A brine solution with a concentration of 20 g/L will be used, diluted to 10%, with the sample saturation being 18 g/L of NaCl. The injected brine will have a saline concentration of 20 g/L, and the tracers used are tritiated water (HTO) and 3,4-dFBOH; in addition, salinity variation will also be measured as a participating tracer. In summary, by analyzing the NaCl tracer concentration variation curve and quantifying the (3,4-dFBOH) tracer concentration—comparing it to the values obtained using tritiated water (HTO) tracer—the empirical pore volume of the tested samples will be determined, and the amount of retained polymer will be calculated for each sample. The experiments were carried out in the Petrophysics Laboratory of the Department of Geology and Petroleum at the National University of Comahue.