03251nmc a2200229 4500 20260520181907.0 260224s2013 xxu esp Español Leiguarda, Diego 49414 Sánchez, Julieta 59712 Dominguez, Diego 59713 Astengo, Diego 52673 Congreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (5to : 2013 mayo 21 al 24 : Rosario, Argentina) 53325 Inyección cíclica: una alternativa a la recuperación secundaria convencional 2013 02/06/2020 ; 02/06/2020 15 p. Este trabajo tiene por objeto describir una metodología de recuperación que pretende aprovechar, mediante un proceso de recuperación secundaria, tanto los empujes viscosos como los capilares. Generalmente en la recuperación de petróleo por medio de inyección de agua, se entiende que maximizar los fenómenos espontáneos implica resignar parte de los beneficios del empuje Darcyano. De hecho, de acuerdo a la teoría del flujo fraccional, incrementar la velocidad de inyección inhibe el accionar de los efectos capilares, lo que maximiza la eficiencia microscópica de desplazamiento. Estudios teóricos, empíricos y pruebas de campo fueron realizados para describir la metodología desarrollada. También fueron consultados trabajos previos publicados para reforzar el sustento de las hipótesis planteadas. Se analizaron tanto las eficiencias microscópicas como las macroscópicas, y su respuesta a la variación de velocidades y presiones en el reservorio. Las conclusiones demuestran que, para maximizar el efecto de las fuerzas viscosas, es necesario aumentar los caudales de inyección. En cambio, para aprovechar los empujes capilares, las velocidades del agua de inyección deben ser lo más bajas posibles. Asimismo, se concluye que las fuerzas viscosas mejoran la eficiencia microscópica de desplazamiento, mientras que las capilares incrementan la eficiencia macroscópica volumétrica. El enfoque cíclico presenta una solución posible para aprovechar ambos fenómenos. La propuesta de campo consiste en "hermanar" dos subbloques, alternando los ciclos de alta velocidad del primero con los ciclos de baja velocidad del segundo. No solo se demuestra que aumenta la recuperación final de petróleo, sino también que disminuye significativamente la energía necesaria para la operación del bloque (menor agua producida, menor agua inyectada, menor RAP). Por otro lado, se reduce significativamente la inversión a realizar en las facilities de tratamiento e inyección de agua. Las conclusiones mencionadas se ven respaldadas por los resultados del primer proyecto en marcha, el cual inició su primer ciclo de trabajo en abril de 2012. El proyecto se ubica en la Cuenca del Golfo San Jorge, en el Yacimiento Cerro Dragón, y cuenta con 21 pozos productores y 10 pozos inyectores. Esta metodología se aplico con ciclos de cierre de inyectores en forma alternada y en períodos de 6 meses entre ciclo y ciclo. https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/5to/138.pdf CONGTP ddc 193567 193567 0 0 0 0 261286 CBAAB CBAAB 2026-03-06 200065927 0 200065927 2026-03-06 00:38:31 2026-03-06 ARCHIVO