Evaluación a Escala Piloto de la Inyección Cíclica de Surfactantes para la Recuperación de Crudo Pesado de la Formación Carbonera mediante Simulación Numérica

Abstract

El presente trabajo evaluó la prefactibilidad técnica de implementar un proceso de inyección cíclica de surfactantes en un yacimiento de crudo pesado de la Formación Carbonera, ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, mediante simulación numérica. Para ello, se construyeron y ajustaron modelos conceptuales a escala de laboratorio en el simulador STARS de CMG, utilizando como base pruebas de desplazamiento bajo modalidad cíclica reportadas para dos formulaciones binarias de surfactantes. Los modelos incorporaron mecanismos asociados a la reducción de la tensión interfacial, adsorción, alteración de la mojabilidad y formación de emulsiones mediante parámetros efectivos de ajuste. Los resultados del ajuste histórico reprodujeron de manera consistente los históricos experimentales y permitieron identificar un comportamiento más favorable de la Formulación 4, asociado a una recuperación más temprana de petróleo y a una menor tendencia a la formación de emulsiones. Posteriormente, los parámetros ajustados a escala de laboratorio fueron transferidos hacia un modelo single-well representativo de un pozo productor de crudo pesado con acuífero activo, bajo un escenario previo de control de agua mediante gel polimérico. Sobre este modelo se implementó la inyección cíclica de surfactantes y se evaluó el efecto de variables operacionales como frecuencia y duración de ciclos, tasa de inyección, concentración de surfactante y presión de fondo fluyente del pozo productor (BHP). Los resultados mostraron que la incorporación de ciclos de surfactante sobre el escenario previamente tratado con gel permitió incrementar la recuperación acumulada de petróleo respecto al caso con gel únicamente, evidenciando una respuesta favorable de la estrategia combinada bajo las condiciones evaluadas. Asimismo, el análisis de sensibilidad mostró que la frecuencia y duración de los ciclos constituyeron las variables de mayor impacto sobre el desempeño del proceso. El mejor comportamiento operacional se obtuvo con un esquema de 7 días de inyección, 3 días de remojo y 30 días de producción, una concentración de 5000 ppm, una tasa de inyección cercana a 1050 bbl/día y un BHP de 200 psi, alcanzando un incremento de recuperación acumulada de petróleo del 10.80 % respecto al escenario con gel polimérico sin surfactante. En conjunto, el estudio permitió establecer un flujo de trabajo para la construcción, ajuste, escalamiento y evaluación de procesos de inyección cíclica de surfactantes en yacimientos de crudo pesado con acuífero activo, aportando criterios técnicos para futuras aplicaciones a escala piloto y para el análisis comparativo de estrategias combinadas de control de agua y estimulación química.