Revista de Petróleo y Biotecnología Ambiental

Abstracto

Investigación y práctica de la inyección de polímeros en etapas tempranas en yacimientos petrolíferos marinos de baja presión

Kuiqian Ma, Yanlai Li, Ting Sun*

La investigación bibliográfica muestra que la inyección de polímeros se llevó a cabo generalmente durante la etapa de alto corte de agua (WCT>80% a 90%). Incluso el primer proyecto de inyección de polímeros en alta mar de China se llevó a cabo en SZ cuando el corte de agua era del 60%. En ese entonces, la realización de la inyección de polímeros en la fase temprana (WCT<10%) apenas se discutía en teoría. En el caso de los yacimientos petrolíferos en alta mar, el tratamiento del agua podría ser costoso. Debido a que el polímero mejora la relación de movilidad del fluido de reemplazo sobre el petróleo y la eficiencia de barrido, se inyecta menos agua y se produce menos agua. Por lo tanto, realizamos una enorme investigación sobre la inyección de polímeros en la etapa temprana mediante análisis teóricos, una serie de experimentos y simulación de inyección química. Con base en estas investigaciones, realizamos la primera prueba de campo de inyección de polímeros en la etapa temprana en LD. La prueba de inyección de polímeros en un solo pozo se inició en marzo de 2006 cuando el corte de agua en el patrón era inferior al 10%. Después de la prueba, hubo otros 5 inyectores de agua que se convirtieron a inyectores de polímero entre 2007 y 2009. La reserva controlada por inundación de polímero fue de aproximadamente 25.250.000 m3. Para la inundación de polímero en etapa temprana, las características de las respuestas de los productores fueron diferentes del caso en el que la inundación de polímero se realizó durante la etapa de alto corte de agua. La producción de agua de los productores continuó aumentando después de la inundación de polímero, pero la investigación de simulación mostró que la tasa de aumento del corte de agua fue menor que la tasa durante la inundación de agua únicamente. Además, observamos la caída del corte de agua en algunos pozos, como A11, A12, A13, A15, etc. Para el pozo A11, la mayor reducción del corte de agua alcanzó el 41% después de que se controlaran los perfiles de los inyectores (A5/A10), y el petróleo incremental neto para A11 incluso alcanzó los 154.510 m3. En diciembre de 2014, el petróleo total incremental obtenido por inyección de polímeros fue de aproximadamente 754.650 m3, y la eficiencia de recuperación de petróleo en etapas mejoró en un 3,0 %. La inyección de polímeros sigue siendo efectiva y obtendremos más petróleo de la misma.