Modelado y simulación para el proceso de recuperación de petróleo por desplazamiento inmiscible con agua en un núcleo fracturado

Abstract

RESUMEN: En este trabajo se desarrolla el modelado y la simulación del experimento realizado por Rincón (2018) para el aceite referido como A el cual consiste en el desplazamiento de crudo mediante solución de salmuera y salmuera + álcali en una columna la cual contiene fragmentos de roca tipo dolomita triturada, el modelado es realizado con la ecuación de avance frontal para una dimensión propuesta por Buckley & Leverett (1942) siguiendo la metodología planteada por Willhite (1986) para desplazamiento por inyección de salmuera a flujo constante en dirección vertical. Inicialmente se realiza el modelado para poder hacer la predicción de volumen de aceite desplazado en el experimento por inyección de salmuera, considerando los parámetros para el cálculo de las permeabilidades relativas reportados por deZabala, et al. (1982), obteniendo un porcentaje de diferencia de 8% referenciado el aceita acumulado después de un día, se realiza un ajuste para la porosidad debido a que el núcleo de roca utilizado en la experimentación fue triturado, el ajuste de la porosidad arroja un aumento en la porosidad de 8.59% comparado con el valor reportado por Rincón (2018), se obtiene un valor de saturación de avance frontal de 0.6041, y un punto de intersección en las curvas de permeabilidad a una saturación de agua igual a 0.57. Para modelar el efecto producido por la reacción del álcali y el cambio en la mojabilidad de la roca se utilizan los cambios producidos en la Sor y la permeabilidad relativa del agua a la saturación igual a 1- Sor reportados por deZabala, et al. (1982) obteniendo un porcentaje de diferencia de 8.57% representando una variación de 0.54 cm3 de aceite acumulado, para reducir esta diferencia se realiza un ajuste en la Sor, obteniendo una reducción del 10.48% pasando de 0.29 a 0.2595, el valor de la saturación de avance frontal es de 0.6788 y el punto de intersección de las curvas de permeabilidad se encuentra en un valor Sw igual a 0.64, se realiza un cálculo aproximado de la concentración de surfactantes saponificados arrojando un valor de 0.60519 mol/m3. La comparación de ambos desplazamientos se realiza con los datos obtenidos tras los ajustes de porosidad y de Sor, se analiza el cabio en las curvas de permeabilidad, de flujo fraccional y en los perfiles de saturación que son posibles obtener mediante la aplicación del modelo desarrollado, se observa un movimiento en el punto de equilibrio de las curvas de permeabilidad del 14% así como un cambio en la saturación residual de aceite de 21.36%, este valor es atribuido a la generación de surfactantes in situ provocando un cambio en la tensión interfacial reduciendo la mojabilidad de la roca al aceite, permitiendo aumentar la recuperación de aceite un 11%, el modelo tiene una predicción aceptable logrando valores antes de ajustes con diferencias menores al 10% respecto a valores experimentales. ABSTRACT: In this work the modeling and simulation of the experiment carried out by Rincón (2018) for the oil referred to as A is developed, wich consists of the displacement of crude oil through a brine and brine + alkali solution in a column containig dolomite-type rockfragments ground, the modeling is carried out with the forward advance equation for one dimension proposed by Buckley & Leverett (1942) following the methodology proposed byWillhite (1986) for displacement by brine injection at constant flow in a vertical direction. Initially, te modeling is used to make the prediction of the volumen of oil displaced int the experiment by brina injection, taking the parameters for the calculation of the relative permeabilities reported by deZabala, et al. (1982), obtaining a difference percentage of 8% referenced to the accumulated oil after one day, an adjustment is made for porosity due to the fact that the rock core used in the experimentation was crushed, the adjustment in the porosity shows an increase in this value of 8.59% compared to the one reported by Rincón (2018), a front advance saturation value of 0.6041 is obtained, and an intersection point in the permeability curves at a water saturation equal to 0.57. To model the effect produced by the alkali reaction and the change in rock wettability, the changes produced in Sor and the relative permeability of water at saturation equal to 1- Sor reported by deZabala, et al. (1982) obtaining a difference percentage of 8.57% representing a variation of 0.54 cm3 of accumulated oil, to reduce this difference an adjustment is made in Sor, obtaining a reduction of 10.48%, going from 0.29 to 0.2595, the value of the forward advance saturation is 0.6788 and the intersection point of the permeability curves is at a value of Sw equal to 0.64, an approximate calculation of the concentration of saponified surfactants is made, yielding a value of 0.60519 mol/m3. The comparison of both displacements is made with respect to the data obtained after the porosity and Sor adjustments, the change in the permeability curves, fractional flow and in the saturation profiles that can be obtained by applying the developed model is analyzed. A shifting in the equilibrium poin of the permeability curves of 14% is observed as well as a change in the residual oil saturation of 21.36%, this value is attributed to the generation of surfactants in situ causing a change in the interfacial tensión reducing the wettability of the rock to oil, allowing an 11% increase in oil recovery, the model has an acceptable prediction, achieving values before adjustments with differences less than 10% with respect to experimental values.