Desarrollan tecnología para yacimiento de aguas

Con el propósito de ayudar a Petróleos Mexicanos (Pemex) a controlar la excesiva producción de agua en los pozos, al tiempo que se aumenta su vida productiva, un grupo multidisciplinario de investigadores del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), en colaboración con la Facultad de Química de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), diseñó, desarrolló e implementó geles poliméricos (preparados con la misma agua producida en los pozos), con los que se bloqueará el paso de agua, una vez inyectados en el yacimiento, específicamente en las zonas con alta conductividad.

Lo anterior mediante el proyecto de investigación Control de agua en el yacimiento, aprobado por el Fondo Sectorial Conacyt-Sener-Hidrocarburos, cuyo propósito fue mejorar, a través de metodologías experimentales y teóricas, el diseño de geles que soporten las condiciones extremas de salinidad y temperatura de yacimientos.

Los geles disponibles en el mercado no cuentan con las características tecnológicas que requiere Pemex para su aplicación en los pozos de la Región Sur, específicamente para soportar alta salinidad y altas temperaturas de los pozos. En varios de estos, el contenido de salinidad llega de 200 a 400 mil ppm de sólidos totales disueltos; mientras que la temperatura oscila entre los 120 y 175 grados centígrados en los yacimientos.

A la fecha, se han producido geles ad hoc compatibles con la roca y fluidos de los pozos del Activo Samaria Luna, de la Región Sur de Pemex, en Villahermosa, Tabasco, los cuales se desarrollaron en los laboratorios de Termodinámica de Altas Presiones del IMP y de la Facultad de Química de la UNAM. Las pruebas de laboratorio indican que el flujo fraccional de agua con gel se reduce conservadoramente más de 80 por ciento y tiene una duración mínima de seis meses, una vez colocado a temperatura y salinidad del yacimiento; por lo que la implementación de la tecnología desarrollada representará un ahorro importante para PEP en diversos aspectos: reparación de pozos, manejo y tratamiento de agua y mantenimiento de ductos, entre otros.

Se cuenta con dos geles para las características propias de los pozos, tipo de aceite, agua, formación, etcétera, diseñados para soportar temperaturas entre 130 y 145 grados centígrados, así como contenidos de sólidos entre 120,000 y 268,000 partes por millón (ppm). Se tiene previsto realizar cuatro pruebas piloto con los geles obtenidos y para septiembre de este año se aplicarán en una primera prueba en pozos petroleros del campo Íride, ubicado en el activo integral Samaria Luna.

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