Seminario

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE PETROLEO
CÁTEDRA”SEMINARIO”




PE 143005
Evaluación Numérica y Experimental de Inyección de Agua Carbonatada (CWI) Para la Mejora de Almacenamiento de CO2.









Integrantes



Prof. Orlando Zambrano
Maracaibo Septiembre de 2011

SPE 143005
Evaluación Numérica yExperimental de Inyección de Agua Carbonatada (CWI) Para la Mejora de Almacenamiento de CO2.
Noridah Kechut, SPE; Mehran Sohrabi, SPE, and Mahmoud Jamiolahmady, SPE, Heriot Watt University
Resumen
Unos de los problemas mejor conocidos en los procesos de recuperación mejorada de CO2 es la pobre eficiencia de barrido debido al contraste de la alta viscosidad entre el CO2 y los fluidos naturales de losyacimientos (petróleo y salmuera). La inyección de agua de CO2-aumentado o inyección de agua carbonatada (CWI) podría eliminar este problema. Como el CO2 es disuelto y transportado por el flujo de agua, este es distribuido más uniformemente en el yacimiento, lo cual mejora la eficiencia de barrido. Esto es beneficioso para diluir los yacimientos de petróleo donde las altas saturaciones de aguapueden afectar el desarrollo de la inyección convencional de CO2. CWI también provee un método muy seguro para almacenar grandes cantidades de CO2 como fase disuelta en los yacimientos de petróleo.
Este artículo presenta los resultados de nuestras investigaciones experimentales y numéricas en la recuperación de petróleo y los beneficios del almacenamiento de CO2 del CWI en términos de recuperaciónsecundaria y terciaria, a través de serie de experimentos de núcleos de flujo y simulación composicional detallada. Los experimentos fueron desarrollados en un núcleo clashach humedecido con decano, así como también, núcleos restaurados de yacimientos del mar del norte a condiciones normales y a condiciones de yacimiento. Los resultados experimentales demuestran que la CWI tanto en la recuperaciónsecundaria como en la terciaria puede mejorar la recuperación de petróleo por encima del frente (plain) de inyección. Del 45 al 51% del CO2 inyectado fue almacenado en el núcleo al final de las pruebas de inyección del núcleo indicando el alto potencial del CWI, no solo para la EOR, sino también como una estrategia de inyección-almacenamiento del CO2. Los resultados de las pruebas de inyección enel núcleo fueron usados para evaluar las capacidades y limitaciones de un simulador comercial de flujo composicional en el proceso de modelamiento del CWI. Los resultados de la simulación muestran que la propagación debe ser tomada en cuenta para modelar adecuadamente el proceso de CWI a escala de núcleo. Usando los simuladores de yacimientos comercialmente disponibles con la relación deequilibrio y asunciones de mezclado podrían guiar a una evaluación errónea del proceso de CWI a esta escala de interés.

Introducción
La inyección de CO2 en yacimientos de petróleo depletados para mejorar la recuperación ha sido implementado en muchos yacimientos en el mundo por más de 30 años, particularmente en los Estados Unidos, donde están disponibles recursos naturales de CO2 de manera abundante(Oíl & Gas journal, 2008). Hay dos formas por las cuales el CO2 puede ser inyectado en el yacimiento, es decir, como método de base de gas o base agua. Las estrategias de inyección de CO2 convencional tales como inyección de flujo de CO2 continuo o agua alternada con gas (WAG) caen bajo el método base gas y requiere altas cantidades de CO2. En este método, el CO2 es normalmente inyectado acondiciones de superficie, es decir, por debajo de la presión y temperatura critica de 7.39 MPa (1030 psig) y 31.1 ºC, respectivamente. En el método de base agua, el CO2 es disuelto en el agua o salmuera inyectada antes de dicha inyección y luego es transportada a lo largo del yacimiento por el flujo de agua. Este esquema de inyección es mejor conocido como inyección de agua carbonatada (CWI).
En años...