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DESARROLLO DE TESIS DE SELCCION DE SOFTWARE Y MODELACION NUMERICA
Tipo: Guías, Proyectos, Investigaciones
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Trabajo de Grado presentado como requisito para optar al título de INGENIERO DE PETRÓLEOS
Ingeniero de Petróleos, MSc
CO – DIRECTOR LUIS ROBERTO OLIVEROS GÓMEZ Ingeniero de Petróleos, MSc
Figura 23. Efecto de la mojabilidad de la roca en el desplazamiento del aceite. ........................................................................................................................ 71
Figura 24. Tipo de solubilidad del surfactante. ................................................ 77
Figura 25. Ubicación del campo Bothamsall (Inglaterra). ................................ 86
Figura 26. Ubicación del campo Borregos (Estados Unidos). ......................... 87
Figura 27. Ubicación del campo North Burbank, Tract 97 (Estados Unidos). .. 88
Figura 28. Proceso en una simulación de yacimientos. ................................... 94
Figura 29. Enmallado de simulación. Vista 3D. ............................................. 100
Figura 30. Enmallado de simulación. Vista Lateral. ....................................... 101
Figura 31. Enmallado de simulación. Vista superior. ..................................... 101
Figura 32. Factor Volumétrico de formación del aceite. ................................ 104
Figura 33. Curva de permeabilidad relativa agua- aceite. ............................. 105
Figura 34. Comparación del factor de recobro a diferentes tasas de producción. ...................................................................................................................... 106
Figura 35. Comparación del comportamiento de la presión promedio de yacimiento a diferentes tasas de producción. ................................................ 107
Figura 36. Comparación del comportamiento del factor de recobro a diferentes presiones de fondo. ....................................................................................... 108
Figura 37. Comparación del comportamiento de la presión promedio del yacimiento a diferentes presiones de fondo. .................................................. 109
Figura 38. Factor de recobro y presión promedio del modelo base durante producción primaria. ...................................................................................... 111
Figura 39. Parámetros que fueron estudiados mediante análisis de sensibilidad. ................................................................................................... 112
Figura 40. Factor de recobro para diferentes años de inicio de la inyección de surfactante. .................................................................................................... 113
Figura 41. Presión de yacimiento para diferentes años de inicio de la inyección de surfactante. ............................................................................................... 114
Figura 42. Corte de agua para diferentes años de inicio de la inyección de surfactante. .................................................................................................... 115
Figura 43. Parámetros de la configuración dimensional de los pozos. .......... 116
Figura 44. Factor de recobro para diferentes longitudes del pozo horizontal. 116
Figura 45. Corte de agua para diferentes longitudes del pozo horizontal. ..... 117
Figura 46. Factor de recobro para diferentes distancias del tope de la formación al pozo horizontal. ......................................................................... 118
Figura 47. Corte de agua para diferentes distancias del tope de la formación al pozo horizontal. ............................................................................................. 119
Figura 48. Factor de recobro para diferentes distancias entre los pozos. ...... 120
Figura 49. Vista lateral de la configuración inicial. ......................................... 121
Figura 50. Factor de recobro para diferentes valores de permeabilidad vertical. ...................................................................................................................... 122
Figura 51. Factor de recobro para diferentes valores de permeabilidad horizontal. ...................................................................................................... 124
Figura 52. Presión promedio de yacimiento para diferentes valores de permeabilidad horizontal. ............................................................................... 125
Figura 53. Factor de recobro con relación de permeabilidad constante. ....... 127
Figura 54. Factor de recobro para diferentes valores de espesor de la arena productora. .................................................................................................... 128
Figura 55. Corte de agua para diferentes valores de espesor de la arena productora. .................................................................................................... 129
Figura 56. Vista lateral del Modelo heterogéneo – Permeabilidad ................. 131
Figura 57. Factor de recobro para modelo homogéneo y heterogéneo. ........ 132
Figura 58. Corte de agua para modelo homogéneo y heterogéneo. ............. 133
Figura 59. Factor de recobro para diferentes concentraciones de surfactante, Cs. ................................................................................................................. 135
Tabla 1. Potencial de recursos de crudo pesado en el hemisferio occidental.. 33
Tabla 2. Potencial de recursos de crudo pesado a nivel mundial. ................... 33
Tabla 3. Inyección de surfactantes, criterios de aplicabilidad. ......................... 81
Tabla 4. Dimensiones del modelo. ................................................................ 102
Tabla 5. Propiedades básicas del medio poroso. .......................................... 103
Tabla 6. Propiedades de los fluidos. .............................................................. 104
Tabla 7. Condiciones de operación de los pozos. ......................................... 110
Tabla 8. Resultados obtenidos para las diferentes configuraciones dimensionales de los pozos. .......................................................................... 120
Tabla 9. Factor de recobro y corte de agua para diferentes valores de permeabilidad vertical. ................................................................................... 123
Tabla 10. Factor de recobro y corte de agua para diferentes valores de permeabilidad horizontal. ............................................................................... 126
Tabla 11. Factor de recobro y corte de agua para diferentes valores de permeabilidad horizontal y vertical. ................................................................ 127
Tabla 12. Factor de recobro, corte de agua y RAP para diferentes valores de espesor de la arena productora. .................................................................... 130
Tabla 13. Modelo heterogéneo con coeficiente de heterogeneidad igual a 0.23. ...................................................................................................................... 131
Tabla 14. Factor de recobro, corte de agua y relación agua-petróleo para el modelo homogéneo y heterogéneo. .............................................................. 133
Tabla 15. Factor de recobro, Corte de agua y RAP para diferentes concentraciones de surfactante. .................................................................... 137
Tabla 16. Factor de recobro, Corte de agua y RAP para diferentes viscosidades del petróleo. ................................................................................................... 140
Tabla 17. Criterios de aplicación de inyección de surfactantes. ..................... 141
Tabla 18. Propiedades y parámetros operacionales del modelo optimizado para la inyección de surfactantes. .......................................................................... 142
Tabla 19. Factor de recobro incremental para el modelo optimizado de inyección de surfactantes. ............................................................................. 143
ABSTRACT
TITLE: NUMERICAL SIMULATION OF THE PROCESS OF SURFACTANT INJECTION IN THIN HEAVY OIL RESERVOIRS
AUTHORS: ERIKA XIMENA PRECIADO NORE JUAN MIGUEL ESPINOSA CLAVIJO KEYWORDS: Surfactant, heavy oil, interfacial tension, thin layers, numerical simulation.
DESCRIPTION:
The exploitation of heavy oil, due to its characteristics, usually involves the implementation of different recovery methods that have evolved because of the problems presented in its extraction, production and transportation. Chemical mechanisms, such as injection of surfactants and polymers in the reservoir, have born to solve divers complications found in the difficult extracting oil, allowing increased production. The surfactant injection technique consist injecting at the reservoir, usually in fields that have been subjected to a secondary production as the water injection, first, a water pre-flow to reduce the amount of formation salt that can affect the properties of additive, followed by a concentration of surfactant that is formulated depending on the fluid characteristics. Its aim is to modify, through lowering the interfacial tension, capillary and viscous forces and improve mobility between the phases in order to obtain a reduction of the residual oil saturation. This work presents a study of a surfactants injection process in thin and heavy oil reservoirs using the numerical simulation, in order to identify the main parameters that affect the behavior of the process and then determine the optimum characteristics that are feasible in the implementation of this method. A basic numerical simulation model was built by sensitivity analysis of settings of wells, reservoir parameters and its properties to determine the appropriate conditions of the model. Once the base model was analyzed, the sensitivity analysis of the parameters involved in the surfactants injection technique were made, in order to obtain the optimal applying criteria of the method for thin and heavy oil reservoirs.
(^) Degree Work (^) Physicochemical Faculty of Engineering. School of Petroleum Engineering. Director: M.Sc. César Augusto Pineda Gómez. Co-Director: M.Sc. Luis Roberto Oliveros Gómez.
Inicialmente el desplazamiento del petróleo implica el empuje proveniente de la energía natural del yacimiento, pero a medida que decrece su período de vida útil, es necesaria la implementación de ciertos procesos de recobro mejorado para estimular y aumentar el rendimiento del mismo.
En el caso de los crudos pesados, que posee características propias, como la alta viscosidad y alta densidad (baja gravedad API), hacen que sea mayor la resistencia al pasar por un medio poroso por lo que se espera un menor porcentaje de recobro. Es por ello, que para su recuperación se han aplicado diversas técnicas que han contribuido a la mejora de su producción aunque siguen aportando un factor de recobro bajo.
La mayoría de los mecanismos de recobro tienen como objetivo el control de la movilidad del crudo, puesto que se vincula con la capacidad de desplazamiento que puede poseer cualquier fluido inyectado en el yacimiento. La inyección de agua, por ejemplo, es uno de los procesos de recuperación de hidrocarburo más conocidos e implementados a nivel mundial, sin embargo, la aplicación de esta técnica en yacimientos de crudo pesado, no es totalmente eficiente en el barrido, puesto que deja una alta saturación de aceite remanente, debido a problemas de inyectividad, digitación viscosa, canalización y dificultades de desplazamiento, por ende, se hace necesario la aplicación de un proceso de recobro terciario capaz de disminuir la saturación de aceite remanente y así, aumentar la producción de estos tipos de crudo.
La iniciativa en este proyecto es contribuir en la búsqueda de incorporar nuevas técnicas que mejoren la producción de los crudos pesados por medio de la inyección de surfactantes que tiene como objetivo, disminuir la tensión interfacial entre el agua y el petróleo, aumentando su miscibilidad con el fin de
El crudo pesado es un crudo viscoso y denso que generalmente representa un reto para su extracción, y que generalmente se dejaba a un lado como recurso energético debido a los costos asociados a su producción, pero que se ha convertido en un recurso irrechazable para la industria energética mundial, ya que se estima que sus reservas triplican las de los crudos convencionales, además del presente agotamiento de los recursos tradicionales y de fácil extracción.
Los crudos pesados se encuentran presentes en muchos yacimientos del mundo y representan una importante fuente potencial para el incremento de reservas para cualquier país. El petróleo pesado, extrapesado y el bitumen conforman aproximadamente un 70% de las reservas de petróleo totales del mundo, que oscilan entre 9 y 13 trillones de barriles^1 , las que en su mayoría todavía están sin aprovechar, en comparación con los crudos convencionales.
A nivel nacional, se estima que de la producción de petróleo, el 45% corresponde a crudos pesados apuntando a que en el 2018, los aceites de alta densidad representen el 60% del total, gracias al desarrollo de pozos actuales y a futuros descubrimientos^2. Sin embargo, es necesario realizar propuestas innovadoras para garantizar un mayor aprovechamiento de estos recursos para alcanzar las metas planteadas, por esta razón, este proyecto ofrece un avance a nivel investigativo del mecanismo de recuperación de crudo pesado, a través de químicos, para su posible aplicación a yacimientos que cumplan con las características del modelo aquí planteado.
(^1) ALBOUDWAREI, Hussein et al. La importancia del petróleo pesado. En: Oilfield Review, Schlumberger. 2006. (^2) ENERGÍA, Colombia. Crudos pesados, la gran apuesta del sector. [online]. 2013. Disponible en: www.colombiaenergia.com.
Es definitivo, que para lograr la puesta en producción a gran escala, se deberá incorporar la innovación tecnológica del proceso de producción tanto en upstream como en downstream, a fin de hacer viable económicamente el desarrollo, la recuperación, el transporte y la refinación de estos crudos de alta densidad y viscosidad.
1.1.1 Características del crudo pesado. Factores como la porosidad, permeabilidad, presión y mecanismo natural de producción, determinan el comportamiento de un reservorio, mientras que la densidad y la viscosidad del petróleo determinan el perfil de producción para una compañía petrolera. Los crudos densos y viscosos, denominados petróleos pesados, presentan especiales, pero no insuperables, desafíos para una producción rentable.
Propiedades como la viscosidad y la densidad, representan la facilidad con que fluirá el petróleo y el estándar más común usado en los campos de petróleo para categorizar los crudos, respectivamente. Sin embargo, no hay una correlación clara entre estas dos propiedades. La viscosidad varía significativamente con la temperatura, mientras que la densidad varía poco con la temperatura.
La densidad es generalmente definida en términos de la gravedad API (American Petroleum Institute), que se relaciona con la gravedad específica. La gravedad API es la medida del peso del petróleo con relación al peso del agua (El agua tiene una gravedad API de 10°). Un crudo con mayor densidad presenta menos gravedad API.
En la figura 1 se muestra la relación entre viscosidad y densidad para un conjunto de compuestos de uso común.
