03430nmc a2200241 4500 20260520170544.0 260224s xxu Peyrebonne Bispe, María Eugenia 59525 Villambrosa, Martín 59526 Goldman, Mayra 59527 Benítez, Darío 56282 Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas (7mo. : 2019 nov. 5 al 8 : Mar del Plata, Argentina) 59344 DISEÑO DE PROYECTO PILOTO INTEGRAL DE INYECCIÓN DE POLÍMERO Cómo prolongar la vida y aumentar el valor de un área marginal en el Golfo San Jorge 27/09/2022 ; 27/09/2022 21 p. El objetivo de este trabajo es presentar el diseño y propuesta de un proyecto piloto de inyección de polímeros que comenzará durante el año 2020 en un bloque maduro llamado "La Guitarrita", en el que se ha inyectado agua durante más de 30 años y donde múltiples reservorios poseen muy altos volúmenes porales inyectados (VPI) de agua, por encima de 3 VPI. El bloque está ubicado al sudeste del área Pampa del Castillo - La Guitarra, en el flanco norte de la cuenca del Golfo de San Jorge, Provincia del Chubut, Argentina. La producción de petróleo en el yacimiento al 30 de junio de 2019 fue de 702 m3 /d, con 215 pozos productores activos y una inyección de 27.546 m3 de agua en 104 pozos. La producción total fue de 28.396 m3 /d, 97,5% de corte de agua y 39 m3 /m3 de RAP. La superficie del área es de 120 km2 . Para este proyecto se seleccionó una zona marginal del yacimiento de 3 km2 con 11 pozos inyectores y 21 productores. Un buen indicador de la marginalidad es la relación agua - petróleo producidos (RAP). La RAP promedio en la Cuenca del Golfo de San Jorge (CGSJ) es de 16 m3 /m3 , mientras que en el área de interés la RAP es de 80 m3 /m3 (más de 4 veces mayor), y la proporción de pozo productor/pozo inyector es de 1,9 (2 veces mayor que el promedio de la cuenca). Con estas características, el futuro cercano del área seleccionada es el abandono debido a que ya llegó a su límite económico o intentar, mediante una fuerte inversión, mejorar la eficiencia volumétrica de barrido para reducir el agua de inyección/producción y aumentar la productividad a través de la inyección de polímero. Algunos de los desafíos que presenta el área son la inyección de geles y químicos adecuados para un petróleo pesado de densidad 20°API, de alta viscosidad in-situ, la salinidad y la alta dureza del agua de formación y la temperatura de los reservorios a inundar (80 °C). A la fecha se efectuaron pruebas con varios polímeros y se determinó que dos de ellos son adecuados para este tipo de reservorio. Mediante la utilización de polímeros más robustos, se investigará otro tipo de tecnología en la Cuenca con nuevas oportunidades para revitalizar los yacimientos con altas temperaturas y salinidades que no son adecuados para la inyección de polímero convencional HPAM. De resultar exitoso este proyecto, podría extenderse esta metodología de trabajo a vastos sectores de la Cuenca. Polímeros 1836 Cuenca Golfo de San Jorge 2042 Estimulación de pozos 80 https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/7CongresoProdDesarrolloReservas2019/Papers/1991.pdf CONGTP ddc 195191 195191 0 0 0 0 262910 BVIAPG BVIAPG 2026-03-06 200067589 0 200067589 2026-03-06 00:40:11 2026-03-06 ARCHIVO