03839nmc a2200229 4500 20260520181604.0 260224s2013 xxu esp Español Gómez, Javier Eusebio 53650 Álvarez, Diego Norberto 59703 Manera, Agustín 47485 Segurado, Juan José 49404 Congreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (5to : 2013 mayo 21 al 24 : Rosario, Argentina) 53325 Inyección de geles como alternativa de recuperación mejorada en yacimientos de la cuenca del Golfo San Jorge 2013 02/06/2020 ; 02/06/2020 15 p. Los reservorios de la cuenca del Golfo San Jorge, ubicada en la República Argentina, se caracterizan por tener una baja eficiencia de barrido en los proyectos de recuperación secundaria como consecuencia de una relación de movilidades adversa, la heterogeneidad de sus depósitos fluviales y los contrastes de permeabilidad, reduciendo así la recuperación final de petróleo. El modelo de comportamiento plantea que el agua inyectada fluye preferencialmente por el centro de los canales irrumpiendo en los productores en tiempos muy cortos y no desplazando por lo tanto el hidrocarburo de las zonas de borde y de menor permeabilidad. Entre los años 2006 y 2008 se llevó a cabo la aplicación de tecnología de recuperación mejorada en 6 mallas de proyectos de recuperación secundaria en los yacimientos Piedra Clavada y Koluel Kaike ubicados en la provincia de Santa Cruz, en la cuenca del Golfo San Jorge. El piloto consistió en la inyección de geles activados por temperatura con el objetivo de incrementar la recuperación de petróleo por inyección de agua. La suspensión de gel se inyectó en forma selectiva en los reservorios tratados y su activación se produjo posteriormente por efecto de la temperatura y tiempo de tránsito entre el inyector y los productores, generando así un bloqueo en las zonas más permeables de los canales. Dicho bloqueo fuerza al agua a fluir por zonas de menor permeabilidad, que al no haber sido barridas eficientemente con anterioridad, incrementan la producción de petróleo y/o disminuyen la relación agua-petróleo del proyecto. El trabajo constó de varias fases entre las que se destacan el proceso de "screening" para la selección de las mallas candidatas, la caracterización del reservorio, el planteo de un modelo de direcciones preferenciales de flujo, la inyección de trazadores para definir las conectividades y medir los tiempos de tránsito inyectorproductor, la selección del tipo de gel adecuado en función de las características del perfil de temperatura y tiempo de residencia, y la evaluación de "inyectividad" de cada una de las capas a tratar. Definidos los candidatos, se realizó la inyección del gel BrightWater® en forma selectiva, estimando un tiempo de respuesta esperado. Se realizó el monitoreo de los pozos inyectores y productores de las mallas tratadas definiéndose una producción de base por encima de la cual todo incremental observado, previo análisis para descartar otras influencias, fue computado como respuesta del tratamiento. Para esta etapa fue relevante el seguimiento de la evolución de la relación agua-petróleo y el monitoreo de los pozos vecinos. Las mallas involucradas en el piloto se vieron influenciadas por cambios en pozos ajenos al proyecto, lo que dificultó la determinación de la respuesta. Sin embargo, se identificó un cambio en la producción de los pozos involucrados, la que se analizó, cuantificó y atribuyó al tratamiento realizado. https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/5to/127.pdf CONGTP ddc 193561 193561 0 0 0 0 261280 CBAAB CBAAB 2026-03-06 200065921 0 200065921 2026-03-06 00:38:30 2026-03-06 ARCHIVO