03719nmc a2200241 4500 20260520181301.0 260224s2013 xxu esp Español Ortiz Best, R. 59614 Saez, M. 52671 Paponi, H. 52672 Cremonini, A. 59615 Bayona, L. 59616 Congreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (5to : 2013 mayo 21 al 24 : Rosario, Argentina) 53325 Mejora de eficiencia de recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo de alta viscosidad y arenas no consolidadas, lograda a partir del control de los caudales de extracción e inyección de los pozos 2013 18/05/2020 ; 18/05/2020 13 p. El presente trabajo describe acciones de monitoreo de recuperación secundaria aplicadas en el yacimiento El Corcobo Norte y sus aledaños, operados por Pluspetrol S.A., ubicados en el borde noreste de la Cuenca Neuquina. El principal horizonte productivo es la Formación Centenario. Se trata de un reservorio somero relativamente homogéneo de arenas no consolidadas. La gravedad API del petróleo es 19° y su viscosidad en condiciones de reservorio está en el rango de 150 a 250 cP. El yacimiento se opera utilizando la técnica denominada CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sand), que consiste en promover la producción de arena a través de ensayos a alto caudal y a la presión dinámica más baja posible durante la terminación, tanto en pozos inyectores como productores. La producción de arena da lugar a la formación de cavernas y "wormholes" que generan estimulación, condición necesaria para alcanzar las producciones iniciales observadas. Debido a la baja presión inicial (30 kg/cm2) y la rápida declinación de la producción, resultó necesario el soporte de la presión del reservorio. La heterogeneidad generada por la técnica CHOPS, sumada a la alta viscosidad del petróleo, representaron un desafío para implementar la inyección de agua en esta formación. Sin embargo se observaron muy buenas respuestas en los pozos productores. Se estima que la fuerte mojabilidad al agua de la roca reservorio y la buena continuidad dinámica de las distintas capas, favorecieron las eficiencias de desplazamiento y volumétrica. El monitoreo de recuperación secundaria se apoya en una fuerte adquisición de datos de producción e inyección, lo que permite realizar las siguientes tareas: revisiones diarias de parámetros de producción e inyección, revisiones semanales del estado extractivo de productores, revisiones mensuales de caudales y distribución vertical de la inyección de agua, VRR (remplazo de volumen producido) y Factor de Procesamiento (volúmenes porales inyectados o producidos por año), entre otros análisis. El seguimiento de la Recuperación Secundaria ha permitido desarrollar una estrategia que consiste en establecer caudales específicos de producción e inyección orientados a lograr un barrido homogéneo y acotar el crecimiento del corte de agua en pozos que han sufrido la irrupción del frente de agua. Adicionalmente, al limitar la extracción se favorecen los efectos capilares de imbibición en una roca fuertemente hidrófila. Las acciones que se describen en este trabajo surgen del aprendizaje logrado luego de los primeros años de operación, y su aplicación ha permitido obtener factores de recuperación tan altos como 20% en las zonas más maduras en solo seis años de producción https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/5to/32.pdf CONGTP ddc 193507 193507 0 0 0 0 261226 CBAAB CBAAB 2026-03-06 200065866 0 200065866 2026-03-06 00:38:26 2026-03-06 ARCHIVO