HERRAMIENTA NUMÉRICA PARA LA EVALUACIÓN DE DESPLAZAMIENTOS DE DOS FASES EN MEDIOS POROSOS USANDO TOMOGRAFÍA COMPUTARIZADA

Resumen

La producción anual de crudo en Colombia ha aumentado año tras año, hasta alcanzar los 367 millones de barriles por año y una reserva probada de 2002 millones de barriles, en el 2016. Esto se debe a la intensificación de actividades de explotación de yacimientos maduros y de crudo pesado, y el uso de Técnicas de Recobro Mejorado (EOR). Estas buscan reducir la saturación de crudo en un yacimiento mediante la inyección de fluidos como solventes, polímeros, vapor y aire, principalmente. El porcentaje de recuperación en Colombia alcanzado con técnicas EOR es cercano al 21%. No obstante, su efectividad depende de: las características del crudo presente en el yacimiento, el mecanismo de empuje predominante en este, presión y temperatura, además de las propiedades petrofísicas de la roca que forma el yacimiento. Este trabajo aborda la estimación de las propiedades petrofísicas dinámicas de muestras de roca del horizonte productor mediante el uso de Tomografía Computarizada (acorde a sus siglas en inglés CT). Para esto se propone un conjunto de cinco algoritmos numéricos para la estimación de la porosidad efectiva, saturación, frente de avance, volumen atrapado y factor de recobro durante el desplazamiento de dos líquidos, crudo y agua, en el interior del medio poroso. El objetivo de la caracterización dinámica, mediante CT, es comprender y analizar los parámetros que influyen en el éxito de un desplazamiento de crudo en un medio poroso como parte de un esquema de producción mejorado en yacimientos maduros y de crudo pesado.