Estudio del desplazamiento microscópico durante la inyección de polímero

  • Guangyuan Sun Dassault System
  • Bernd Crouse Dassault System
  • David M. Freed Dassault System
  • Rui Xu Dassault System,
  • Juan Bautista Dassault System
  • Raoyang Zhang Dassault System
  • Hiroshi Otomo Dassault System
  • Yong Li Dassault System
  • Hudong Chen Dassault System
  • Hongli Fan Dassault System
  • Marco Dressler Dassault System

Resumen

La inyección de polímeros es una técnica de recobro mejorado de petróleo (EOR) que tiene como objetivo mejorar la estabilidad del frente de inyección para aumentar la eficiencia del desplazamiento de hidrocarburos y, por lo tanto, incrementar el factor de recobro. Lo estudios de inyección de polímeros a menudo se centran en la eficiencia del desplazamiento a gran escala e ignoran el impacto de los mecanismos de desplazamiento a escala microscópica, y rara vez evalúan la variabilidad de parámetros de flujo multifásico en el medio poroso. Este trabajo explora el comportamiento del agua contra la inyección de polímeros en el medio poroso, y examina el impacto de la humectabilidad de la superficie de la roca en la eficiencia de desplazamiento microscópico, utilizando tomografía computarizada de rayos X en muestras de roca. En este estudio, se simuló numéricamente una imagen de microtomografía computarizada de una muestra de roca arenisca, para un proceso de inyección de agua y polímeros en condiciones de mojabilidad al aceite y al agua. Todas las simulaciones se realizaron a un número capilar de 1E-5, correspondiente a un régimen de flujo dominado por fuerzas capilares y que es típico del flujo en yacimientos de hidrocarburos. Los resultados de las cuatro simulaciones de imbibición de flujo de dos fases se analizan con respecto al carácter desplazante, el avance de la fase acuosa, la digitación viscosa y capilar, y el aceite atrapado. En el escenario de mojabilidad al agua, las diferencias entre la inyección de agua y la inyección de polímeros son pequeñas, dado que el frente de inyección produce un 

desplazamiento en forma de pistón y un avance que se produce a aproximadamente 0,4 volúmenes porosos para ambos tipos de fluido inyectado. Por otro lado, para el escenario de mojabilidad al petróleo, la inyección de agua y la inyección de polímeros muestran diferencias significativas. En la inyección de agua, se produce digitación y gran parte del petróleo se pasa por alto al principio; mientras que la inyección de polímeros desplaza más aceite y, por lo tanto, proporciona una mejor eficiencia de desplazamiento microscópico durante la inyección, especialmente alrededor de la ruptura. En general, los resultados para esta muestra de roca indican que la inyección de agua y la inyección de polímeros proporcionan un efecto de recobro similar para una condición de mojabilidad al agua, mientras que la relación de movilidad reducida de la inyección de polímeros proporciona un efecto de recobro significativamente mejorado para una condición de mojabilidad al aceite, al evitar la aparición de digitación microscópica (a escala de poro) que se produce en la inyección de agua. Este estudio sugiere que, dependiendo de las condiciones roca-fluido, el uso del polímero puede impactar la eficiencia de desplazamiento microscópico, además del efecto conocido sobre el comportamiento del desplazamiento macroscópico.

Palabras clave: Inyección de polímero, Recobro mejorado, Mojabilidad, Eficiencia microscópica de desplazamiento, Petrofísica Digital

Descargas

La descarga de datos todavía no está disponible.

Citas

Al-Mjeni, R.; Arora, S.; Cherukupalli, P.; Van Wunnik, J.; Edwards, J.; Felber, B.J.; Jackson, C. (2011) Has the time come for EOR? Oilfield Rev. 22, 16–37.
Buckley, J. S., Liu, Y., & Monsterleet, S. (1998). Mechanisms of wetting alteration by crude oils. SPE journal, 3(01), 54-61.
Chen, H., Teixeira, C., & Molvig, K. (1998). Realization of fluid boundary conditions via discrete Boltzmann dynamics. International Journal of Modern Physics C, 9(08), 1281-1292.
Chen, H., Zhang, R., & Gopalakrishnan, P. (2017). U.S. Patent Application No. 15/402,732.
Crouse, B., Freed, D. M., Koliha, N., Balasubramanian, G., Satti, R., Bale, D., & Zuklic, S. (2016). A Lattice-Boltzmann Based Method Applied to Digital Rock Characterization of Perforation Tunnel Damage. In Paper SCA2016-058 presented at the International Symposium of the Society of Core Analysts held in Snow Mass, Colorado, USA.
Du, Y., & Guan, L. (2004). Field-scale polymer flooding: lessons learnt and experiences gained during past 40 years. In SPE International Petroleum Conference in Mexico. Society of Petroleum Engineers.
Jerauld, G. R., Fredrich, J., Lane, N., Sheng, Q., Crouse, B., Freed, D. M., ... & Xu, R. (2017). Validation of a Workflow for Digitally Measuring Relative Permeability. In SPE Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers.
Meneses, A. F. O., Moreno, L. F. C., & Plata, J. A. R. (2017). Metodología experimental para la estimación de permeabilidades relativas en dos y tres fases por medio de ajuste histórico. Revista Fuentes, 15(1), 75-85.
Muggeridge, A., Cockin, A., Webb, K., Frampton, H., Collins, I., Moulds, T., & Salino, P. (2014). Recovery rates, enhanced oil recovery and technological limits. Phil. Trans. R. Soc. A, 372, 20120320.
Otomo, H., Fan, H., Hazlett, R., Li, Y., Staroselsky, I., Zhang, R., & Chen, H. (2015). Simulation of residual oil displacement in a sinusoidal channel with the lattice Boltzmann method. Comptes Rendus Mécanique, 343(10-11), 559-570.
Otomo, H., Fan, H., Li, Y., Dressler, M., Staroselsky, I., Zhang, R., & Chen, H. (2016). Studies of accurate multi-component lattice Boltzmann models on benchmark cases required for engineering applications. Journal of Computational Science, 17, 334-339.
Otomo, H., Crouse, B., Dressler, M., Freed, D. M., Staroselsky, I., Zhang, R., & Chen, H. (2018). Multi-component lattice Boltzmann models for accurate simulation of flows with wide viscosity variation. Computers & Fluids.
Pinto, M. S., Herrera, D. M., & Angarita, J. C. G. (2018). Production optimization for a conceptual model through combined use of polymer flooding and intelligent well technology under uncertainties. Revista Fuentes, 16(1), 37-45.
Sandiford, B. B. (1964). Laboratory and field studies of water floods using polymer solutions to increase oil recoveries. Journal of Petroleum Technology, 16(08), 917-922.
Shan, X., & Chen, H. (1993). Lattice Boltzmann model for simulating flows with multiple phases and components. Physical Review E, 47(3), 1815.
Shan, X., Yuan, X. F., & Chen, H. (2006). Kinetic theory representation of hydrodynamics: a way beyond the Navier–Stokes equation. Journal of Fluid Mechanics, 550, 413-441.
Velandia, J. L. P. (2013). Simulación numérica del flujo bifásico agua-petróleo en un medio poroso. Fuentes: El reventón energético, 11(2), 10.
Wassmuth, F. R., Green, K., Hodgins, L., & Turta, A. T. (2007, January). Polymer flood technology for heavy oil recovery. In Canadian international petroleum conference. Petroleum Society of Canada.
Xu, R., Crouse, B., Freed, D. M., Fager A., Jerauld G. R., Lane, N., Sheng Q. (2018). Continuous vs Discontinuous Capillary Desaturation and Implications for IOR/EOR. In Paper SCA2018-066 presented at at the International Symposium of the Society of Core Analysts held in Trondheim, Norway.
Yuming, W., Yanming, P., Zhenbo, S., Peihui, H., Rong, L., Ruibo, C., & Xianhua, H. (2013). The polymer flooding technique applied at high water cut stage in daqing oilfield. In North Africa Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers.
Zhang, R., Shan, X., & Chen, H. (2006). Efficient kinetic method for fluid simulation beyond the Navier-Stokes equation. Physical Review E, 74(4), 046703.
Publicado
2018-12-18