Evaluación de la inyección alternada de agua-polímero como método de recobro mejorado en un yacimiento de crudo pesado con baja permeabilidad mediante la herramienta CMG

A lo largo de la historia la implementación de un sistema de inyección (recobro secundario) se utiliza para mejorar la eficiencia de producción de un pozo cuando los sistemas de producción primarios se vuelven obsoletos, esto con el fin de mejorar la eficiencia de barrido del aceite que queda entrampado en la formación. Este proyecto de grado busca evaluar el potencial de la inyección alternada de agua-polímero como método de recobro mejorado, usando un modelo sintético y proponiendo diversos escenarios de inyección. El software utilizado para la obtención del modelo y la ejecución de los escenarios fue CMG (Computer Modelling Group). El modelo corresponde a un medio de baja permeabilidad, altamente heterogéneo, baja producción, alto porcentaje de aceite remanente y residual. Se encontró que el máximo factor de recobro por inyección alternada de agua-polímero fue de 23,34%, superando por tan solo 0,81% al segundo mejor escenario correspondiente a la inyección de agua continua. Finalmente se realiza un análisis de sensibilidad de la inyección alternada agua-polímero, estableciendo que los parámetros óptimos son un caudal de inyección 5000 m3/día, concentración polimérica de 1500ppm, viscosidad polimérica de 10 cp, alternancia en los periodos de inyección entre 2 meses y 3 meses.