Análisis de la concentración de iones en la eficacia de la inyección de agua de baja salinidad en la cuenca Oriente de Ecuador usando simulación matemática de yacimientos
Barra lateral del artículo
Contenido principal del artículo
Resumen
El propósito de la presente investigación fue analizar el efecto de la concentración de iones en la inyección de agua de baja salinidad aplicada en los reservorios Basal Tena, U inferior, T inferior y Hollín Superior de la Cuenta Oriente de Ecuador y su incidencia en el factor de recobro al ser comparado con los resultados de la inyección de agua de alta salinidad. El estudio fue inicialmente desarrollado con la interpretación de las propiedades petrofísicas de la información disponible de estudios de núcleos y registros eléctricos de pozos tipo de los 4 reservorios, para luego definir el número de capas del modelo de simulación en base a la heterogeneidad de cada yacimiento. Posteriormente, se realizó el análisis y validación de los datos PVT de cada arena para verificar que las muestras sean representativas y los valores de las propiedades de los fluidos sean consistentes, seguidamente se ajustaron los modelos matemáticos de fluidos logrando obtener un buen ajuste entre los datos experimentales y los de laboratorio, de igual manera, se realizó un análisis de las propiedades roca-fluido en donde se normalizó las curvas de permeabilidad relativa. Para la construcción de los modelos dinámicos se incorporaron todos los datos previamente mencionados y adicionalmente se agregó las condiciones iniciales y los pozos para cada uno de los reservorios; para el desarrollo de la técnica LSW se evaluó las propiedades fisicoquímicas del agua de formación y el agua de inyección, realizando escenarios de producción y análisis de sensibilidades respecto a la concentración de los iones presentes en el agua de formación e inyección. Los resultados muestran un incremento en el recobro de petróleo al aplicar la inyección de agua de baja salinidad. El escenario más favorable de los casos simulados, muestran que el factor de recobro aumenta 6% aproximadamente, comparándolo con la recuperación secundaria con agua de alta salinidad.
Descargas
Métricas
Detalles del artículo
Esta obra está bajo una licencia internacional Creative Commons Atribución-NoComercial 4.0.
Citas
Aldana, G., Chourio, A. & Zambrano, O. (2015). Validación estadística de datos hidrogeoquímicos provenientes del agua de producción de pozos petroleros. Revista Técnica de la Facultad de Ingeniería Universidad del Zulia, 38 (3), pp. 257-265. ISSN 0254-0770. Recuperado de: http://ve.scielo.org/pdf/rtfiuz/v38n3/art09.pdf
Arcos, J. & Restrepo, L. (2020). Estudio técnico-económico para la implementación de un proyecto piloto de recuperación mejorada por inyección de agua de baja salinidad en la arena basal tena del campo palo azul. Trabajo de titulación, previo a la obtención del Título de Magíster en Ingeniería de Petróleos con Mención en Recuperación Mejorada. Instituto Superior de Investigación y Posgrado-UCE. Quito, pp. 150.
Chávez, W. & Ganán, J. (2019). Estimación del incremento del factor de recobro por inyección de agua de baja salinidad, aplicando simulación matemática, del reservorio “U” de un campo del oriente ecuatoriano. Trabajo de titulación, previo a la obtención del Título de Magíster en Ingeniería de Petróleos con Mención en Recuperación Mejorada. Instituto Superior de Investigación y Posgrado-UCE. Quito. pp. 132
Computer Modelling Group. (2017). Manual del simulador GEM. Calgary. Documento Interno.
Dang, C. (2015). Mechanistic Modeling, Design, and Optimization of Low Salinity Waterflooding (Tesis Doctoral). University of Calgary, Calgary, AB. https://doi.org/10.11575/PRISM/26869
Dang, C., Nghiem, L., Chen, Z. & Nguyen, Q. (2013). Modeling Low Salinity Waterflooding: Ion Exchange, Geochemistry and Wettability Alteration. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA. https://doi.org/10.2118/166447-MS
Dang, C., Nghiem, L., Fedutenko, E., Gorucu, E., Yang, C. & Arash, M. (2018). Application of Artificial Intelligence for Mechanistic Modeling and Probabilistic Forecasting of Hybrid Low Salinity Chemical Flooding. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, September 2018. https://doi.org/10.2118/191474-MS
Dang, C., Nguyen, N. & Chen, Z. (2015). Practical Concerns and Principle Guidelines for Screening, Implementation, Design, and Optimization of Low Salinity Waterflooding. SPE Western Regional Meeting, Garden Grove, California, USA, April 2015. https://doi.org/10.2118/174008-MS
Durán, S. (2019). Modelo de Simulación Matemática para la evaluación de inyección de agua de baja salinidad en la arenisca U Inferior del Campo Paka Norte, B15. Trabajo de titulación, previo a la obtención del Título de Magíster en Ingeniería de Petróleos con Mención en Recuperación Mejorada. Instituto Superior de Investigación y Posgrado-UCE. Quito. pp.181
Gorucu, S., Dang, C., Nghiem, L. & Vijay, S. (2019). Modeling and Optimization of Low Salinity Waterflood with Fines Transport. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Calgary, Alberta, Canada, September 2019. https://doi.org/10.2118/195901-MS
Guerithault, R. & Economides, C. (2001). Single-well waterflood strategy for accelerating oil recovery. Paper SPE 71608, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LO.
Kakati, A. & Sangwai, J. (2017). Wettability alteration of mineral surface during low salinity water flooding: role of salt type, pure alkanes, and model oils containing polar components. Energy & Fuels, 32 (3), pp. 3127-3137. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03727.
Khanamiri, H., Enge, I., Nourani, M., Stensen, J., Torsæter, O. & Hadia, N. (2016). EOR by Low Salinity Water and Surfactant at Low Concentration: Impact of Injection and in Situ Brine Composition. Energy & Fuels, 30 (4), 2705-2713. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.5b02899
Lager, A., Webb, K., Black, C., Singleton, M. & Sorbie, K. (2006). Low Salinity Oil Recovery — An Experimental Investigation. International Symposium of the Society of Core Analysts held in Trondheim, Norway 12 –16 September 2006, pp. 1 –8. https://www.scaweb.org/abstracts/880.html
Lebedeva, E., Senden, T., Knackstedt, M. & Morrow, N. (2009). Improved Oil Recovery from Tensleep Sandstone Studies of Brine -Rock Interactions by Micro -CT and AFM. Conference Proceedings, IOR 2009 - 15th European Symposium on Improved Oil Recovery, April 2009, https://doi.org/10.3997/2214-4609.201404879.
Li, Y. (2011). Oil Recovery by Low Salinity Water Injection into a Reservoir: A New Study of Tertiary Oil Recovery Mechanism. Transp Porous Med, 90, 333–362. https://doi.org/10.1007/s11242-011-9788-8
Lyons, W. (2010). Working Guide to Reservoir Engineering, pp. 1-95. Gulf Professional Publishing. https://doi.org/10.1016/B978-1-85617-824-2.00001-0.
McGuire, P., Chatham, J., Paskvan, F., Sommer, D. & Carini, F. (2005). Low Salinity Oil Recovery: An Exciting New EOR Opportunity for Alaska’s North Slope. SPE Western Regional Meeting, 30 March–1 April, Irvine, California, pp. 1– 15. https://doi.org/10.2118/93903-MS.
Nasralla, R. & Nasr-El-Din, H. (2014). Double-layer expansion: is it a primary mechanism of improved oil recovery by low-salinity waterflooding?. SPE Res Eval & Eng, 17, pp. 49–59. https://doi.org/10.2118/154334-PA
Nguyen, N., Dang, C., Nghiem, L. & Zhangxin, C. (2016). Geochemical Interpretation and Field Scale Optimization of Low Salinity Water Flooding. SPE Europec featured at 78th EAGE Conference and Exhibition, Vienna, Austria, May 2016. https://doi.org/10.2118/180107-MS
Orellana, J. y Pionce, K. (2021). Análisis de los factores físicos, químicos y geológicos que inciden en la eficacia de la inyección de agua de baja salinidad mediante simulación matemática de yacimientos. (Tesis de pregrado), Universidad Central del Ecuador, Quito-Ecuador. Recuperado de: http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/24873
Pollen, E. & Berg, C. (2018). Experimental Investigation of Osmosis as a Mechanism for Low-salinity EOR. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, 12-15 November. pp. 1–20. https://doi.org/10.2118/192753-MS.
Salehi, M., Omidvar, P. & Naeimi, F. (2017). Salinity of injection water and its impact on oil recovery absolute permeability, residual oil saturation, interfacial tension and capillary pressure. Egypt. J. Pet, 26, pp. 301–312. https://doi.org/10.1016/j.ejpe.2016.05.003
Sandengen, K., Tweheyo, T., Raphaug, M., Kjolhamar, A., Crescente, C. & Kippe, V. (2011). Experimental evidence of low salinity water flooding yielding a more oil-wet behaviour. International Symposium of the Society of Core Analysts held in Austin, Texas, USA, 18–21 September. http://www.jgmaas.com/SCA/2011/SCA2011-16.pdf
Suleimanov, B., Latifov,Y., Veliyev, E. & Frampton, H. (2018). Comparative analysis of the EOR mechanisms by using low salinity and low hardness alkaline water. J. Pet. Sci. Eng. 162, pp. 35–43. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.12.005.
Supe, E. (2020). Estudio experimental del cambio de mojabilidad producido por inyección de agua de baja salinidad en muestras de la formación hollín principal del campo Yuralpa Bloque 21. 266 p.
Tang, G. & Morrow, N. (1999). Influence of brine composition and fines migration on crude oil brine rock interactions and oil recovery. J Petrol Sci Eng, 24, pp. 99–111. https://doi.org/10.1016/S0920-4105(99)00034-0.
Vaca, A. (2015). Estimación del factor de recobro mediante la inyección de agua de baja salinidad, utilizando un modelo de simulación numérica para el análisis de oportunidad en un yacimiento de petróleo negro. Trabajo de grado presentado como requisito previo a la obtención del Título de Ingeniero de Petróleos. Carrera de Ingeniería en Petróleos-UCE. Quito. 171 p.
Xie, Q., Saeedi, A., Pooryousefy, E. & Liu, Y. (2016). Extended DLVO-based estimates of surface force in low salinity water flooding. Journal of Molecular Liquids, 221, pp. 658-665. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2016.06.004.