Evaluacion de la pérdida de viscosidad por degradación mecánica de soluciones polimericas utilizadas en recobro mejorado de petroleo

Fecha Disponible

2027-02-24

Título

Evaluacion de la pérdida de viscosidad por degradación mecánica de soluciones polimericas utilizadas en recobro mejorado de petroleo

Colaborador

Artana, Guillermo O.
Manrique, Eduardo J.

Editor

Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ingeniería

Fecha

2025-02-24

Extensión

168 p.

Resumen

La industria del petróleo actualmente se enfrenta a dos retos importantes; el aumento de la temperatura global y el agotamiento de las reservas probadas existentes. Las técnicas de recuperación mejorada de petróleo, como la inundación con polímeros, se han posicionado como una alternativa que atrae la atención internacional gracias al aumento de los factores de recuperación con bajas emisiones de CO ́ 2. Sin embargo, es necesario perfeccionar los modelos físicos existentes para mejorar la precisión de las predicciones y evitar fallos de diseño en los proyectos de inundación con polímeros, que permitan optimizar el proceso. En particular, disponer de modelos reologicos y de predicción de la degradación mecánica de las soluciones poliméricas es vital, ya que estan íntimamente asociados a la eficacia de barrido del fluido. De acuerdo con lo anterior, diferentes autores han desarrollado esfuerzos para obtener modelos que permitan predecir el comportamiento reológico de las soluciones poliméricas o la degradación mecánica de estas, basándose en la disminución de la viscosidad a una tasa de corte fija. No obstante, esto no representa el comportamiento de las soluciones cuando estas se encuentran bajo diferentes condiciones de cizallamiento a lo largo del proceso de inyección. Para abordar este problema de manera integral, en este trabajo decidimos utilizar un enfoque que permita conocer la curva reológica mediante el uso de herramientas existentes en campo. Bajo la hipótesis de la implementación de modelos de viscosidad universal que involucran la estimación del parámetro de superposición C[η], con una única medición en viscosímetros convencionales a una tasa de corte igual a 7,3 . Asimismo, abordamos el estudio de la degradación mecánica de las soluciones poliméricas desde un enfoque que permite cuantificar la degradación en fracciones de volumen, y determinar la curva reológica para cualquier solución degradada. En la primera sección de este trabajo, proporcionamos al lector una introducción general al proceso de recuperación mejorada de petróleo con inyección de polímeros, y sus retos en el control de la degradación mecánica asociada al proceso. Asimismo, presentamos los fundamentos teóricos que incluyen la viscosidad intrínseca y los modelos reológicos de la ley de Carreau Yasuda. ́Seguidamente, nos centramos en la obtención de las curvas reológicas de las soluciones poliméricas de poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM), a partir de una única medición de la viscosidad a una única velocidad de corte mediante la técnica PAMA, (que hace referencia al apellido de los autores del primer trabajo publicado producto de esta tesis). Esta metodologıa proporciona los coeficientes de la Ley de Carreau Yasuda (viscosidad a velocidades de cizallamiento nulas (η0), índice de ley de potencia (n), y el tiempo de relajación de cizallamiento ( ́ λ)) cuando la temperatura de las soluciones es cercana a 25 ◦C. Por otro lado, extendemos la técnica PAMA a un rango de temperaturas más amplió que les permita a los encargados del diseño y control de procesos de inyección de polímeros conocer o predecir el comportamiento reológico de las soluciones poliméricas, cuando estas se encuentran entre 25 y 70 ◦C en cualquier facilidad de superficie o fondo del yacimiento. Finalmente, presentamos el desarrollo de una técnica que permite determinar la fracción volumétrica degradada de cualquier solución polimérica. Asimismo, esta técnica permite estimar el comportamiento reológico de estas soluciones degradadas, utilizando una única medición a una tasa de corte obtenida mediante viscosímetros convencionales. Para conocer cómo se comporta la solución polimérica cuando se encuentra sometida a diferentes tasas de corte.
The oil industry faces two major challenges: rising global temperatures and the depletion of proven reserves. Enhanced oil recovery techniques, such as polymer flooding, have positioned themselves as an alternative attracting international attention due to increased recovery factors with low CO2 emissions. However, there is a need to refine existing physical models to improve the accuracy of predictions and avoid design flaws in polymer flooding projects to optimize the process. In particular, having rheological and mechanical degradation prediction models for polymer solutions is vital, as they are closely associated with fluid scavenging efficiency. According to the above, different authors have developed efforts to obtain models that allow predicting the rheological behavior of polymeric solutions or their mechanical degradation based on the decrease in viscosity at a fixed shear rate. However, this does not represent the behavior of the solutions when they are under different shear conditions throughout the injection process. To address this problem comprehensively, in this work, we decided to use an approach that allows us to know the rheological curve by using existing tools in the field. Under the hypothesis of implementing universal viscosity models involving the estimation of the superposition parameter C[η], with a single measurement in conventional viscometers at a shear rate equal to 7.3 s−1. Likewise, we approach the study of the mechanical degradation of polymeric solutions from an approach that quantifies the degradation in volume fractions and determines the rheological curve for any degraded solution. In the first section of this paper, we provide the reader with a general introduction to enhanced oil recovery with polymer injection and its challenges in controlling the mechanical degradation associated with it. We also present the theoretical background, including intrinsic viscosity and rheological models of Carreau Yasuda’s law. Then, we focused on obtaining the rheological curves of partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) polymer solutions from a single viscosity measurement at a single shear rate using the PAMA technique (refers to the last name of the authors in the first paper published as a result of this thesis). This methodology provides the Carreau Yasuda’s Law coefficients (viscosity at zero shear rates (η0), power law index (n), and shear relaxation time (λ)) when the temperature solutions are close to 25 ◦C. On the other hand, we extend the PAMA technique to a wider temperature range, which allows polymer injection process designers and controllers to know or predict the rheological behavior of polymer solutions between 25 and 70 ◦C at any reservoir surface or bottom facility. Finally, we present the development of a technique to determine the degraded volume fraction of any polymer solution. Also, this technique allows for estimating the rheological behavior of these degraded solutions using a single measurement at a shear rate obtained by conventional viscometers. To know how the polymeric solution behaves when subjected to different shear rates.