Análisis de prefactibilidad técnica y económica para inyección de polímeros con y sin nanopartículas por medio de simulación de yacimientos
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Resumen
El Campo X objeto de estudio, ubicado en la Cuenca de los Llanos Orientales ha implementado la inyección de agua desde el año 2015 como método de recobro secundario. Sin embargo, debido a la naturaleza del fluido producido (crudo pesado) se han presentado altos cortes de agua, ocasionando una baja eficiencia de barrido en las zonas donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria y en consecuencia altas saturaciones residuales de petróleo y la irrupción temprana del agua inyectada en los pozos productores generando adicionalmente un mayor consumo de barriles de agua durante el proceso de inyección.
Por ello el desarrollo de este proyecto busca evaluar y analizar la prefactibilidad técnica y económica de dos escenarios en un sector del campo X, por medio de simulación de yacimientos usando el paquete de programas del software Computer Modelling Group. El primer escenario consistío en evaluar la inyección de polímeros. El segundo escenario consistió en evaluar la inyección de polímeros junto con nanopartículas debido a que los polímeros presentan limitaciones en su rendimiento a condiciones de alta temperatura y/o alta salinidad, generando degradación química, mecánica o térmica en sus moléculas, perdiendo sus propiedades originales y disminuyendo los beneficios por los cuales fueron seleccionados, entre ellos su viscosidad. Estos efectos han sido ampliamente estudiados y se ha demostrado a nivel de laboratorio que las nanoparticulas disimuyen en una gran cantidad la degradacion del polímero.
A partir de estudios preliminares, se estableció a partir de ensayos roca-fluido y fluido-fluido, que el polímero más apropiado para las condiciones del yacimiento es la Poliacrilamida con las siguientes concentraciones a evaluar 500 ppm, 1500 ppm y 2000 ppm. Sumado a esto, para observar el efecto de la salinidad en el rendimiento de la inyección de polímeros, se realizó un conjunto de pruebas de inyección con una solución de polímero de 500 ppm que contenía diferentes concentraciones de sal (14000 ppm, 24000 ppm y 34000 ppm); este método se repitió para soluciones de polímero de 1500 ppm y 2000 ppm. Se concluyó que el mejor escenario de inyección de polímero es el escenario PF-Bache08 (Salinidad agua de inyeccción 34000 ppm - 1500 ppm de HPAM) con una recuperación de petróleo de 225.656 bbls lo cual equivale a un 3,07 % con respecto a la proyección de la inyección de agua de igual manera el escenario PF-Bache08 permite una reduccion en la producción de agua acumulada de 232.009 bbls que representa un 2,63 % con respecto a la proyección de la inyección de agua.
Posteriormente se procedió a evaluar los anteriores escenarios junto con la presencia de nanopartículas a concentraciones de nanopartículas de 10ppm, 100ppm y 300 ppm, obteniendo que el mejor escenario es el escenario PFN-24 (Salinidad agua de inyeccción 34000 ppm - 1500 ppm de HPAM - 300 ppm de Nanopartículas) es el mejor escenario para un proyecto de Inyección de nanopolímero permitiendo un incremental en producción de 252.280 barriles acumulados durante los 5 años de estudio que significan un incremento porcentual de 11,80 % en el factor de recobro con respecto a las ganancias obtenidas por medio de la inyección de polímero a las mismas condiciones de salinidad y concentracion de HPAM. (Texto tomado de la fuente)
Abstract
Field X, the object of study, located in the Eastern Plains Basin, has implemented waterflooding since 2015 as a secondary recovery method. However, due to the nature of the produced fluid (heavy crude oil), high water cuts have occurred, resulting in low sweep efficiency in the areas where the secondary recovery process has occurred and, consequently, high residual oil saturations. This has also led to the early breakthrough of injected water in the producing wells, which also generates higher consumption of barrels of water during the injection process.
Therefore, this project seeks to evaluate and analyze the technical and economic prefeasibility of two scenarios in a sector of field X, through reservoir simulation using the Computer Modeling Group software package. The first scenario consisted of evaluating polymer injection. The second scenario consisted of evaluating polymer injection in conjunction with nanoparticles because polymers present performance limitations under high-temperature and/or high-salinity conditions, generating chemical, mechanical, or thermal degradation of their molecules, losing their original properties and diminishing the benefits for which they were selected, including their viscosity. These effects have been extensively studied, and it has been demonstrated in laboratory settings that nanoparticles significantly reduce polymer degradation.
Based on preliminary studies, rock-fluid and fluid-fluid tests determined that the most appropriate polymer for the reservoir conditions is polyacrylamide, with the following concentrations to be evaluated: 500 ppm, 1500 ppm, and 2000 ppm. In addition, to observe the effect of salinity on polymer flooding performance, a set of flooding tests were performed with a 500 ppm polymer solution containing different salt concentrations (14,000 ppm, 24,000 ppm, and 34,000 ppm); this method was repeated for 1500 ppm and 2000 ppm polymer solutions. It was concluded that the best polymer flooding scenario is the PF-Bache08 scenario (injection water salinity 34,000 ppm - 1500 ppm HPAM) with an oil recovery of 225,656 bbls, which is equivalent to 3.07 % relative to the water flood projection. Similarly, the PF-Bache08 scenario allows a reduction in accumulated water production of 232,009 bbls, which represents 2.63 % relative to the water flood projection.
The previous scenarios were subsequently evaluated, along with the presence of nanoparticles at nanoparticle concentrations of 10 ppm, 100 ppm, and 300 ppm. The best scenario was found to be the PFN-24 scenario (injection water salinity of 34,000 ppm - 1,500 ppm HPAM - 300 ppm nanoparticles). This scenario is the best scenario for a nanopolymer injection project, allowing for an accumulated production increase of 252,280 barrels over the five years of the study, representing a percentage increase of 11.80 % in the recovery factor compared to the gains obtained through polymer injection under the same salinity and HPAM concentration conditions.
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