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008			260224s2013 xxu esp
041			_aEspañol
100	1		_aLeiguarda, Diego _949414
100	1		_aSánchez, Julieta _959712
100	1		_aDominguez, Diego _959713
100	1		_aAstengo, Diego _952673
111	2		_aCongreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (5to : 2013 mayo 21 al 24 : Rosario, Argentina) _953325
245	0	0	_aInyección cíclica: una alternativa a la recuperación secundaria convencional
260			_c2013
270			_a02/06/2020 ; 02/06/2020
300			_a15 p.
520			_aEste 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.
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/5to/138.pdf
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