Desarrollo de un modelo de simulación térmica y composicional para estudiar el impacto en el recobro de crudo y cambios de composición durante la coinyección de vapor y gases no condensables en yacimientos de crudo pesado

Abstract

La evolución constante de las técnicas de recobro térmico en yacimientos de crudo pesado, obliga a la simulación de yacimientos a actualizarse constantemente para reproducir en mayor detalle el acople de fenómenos complejos. La coinyección de gases y vapor para recobro mejorado de crudo pesado ha tomado relevancia en el tiempo reciente debido a la capacidad aislante que éstos tienen, mejorando el contacto de crudo y vapor. En este trabajo se describe un modelo matemático robusto para acoplar los fenómenos de transporte de materia y energía, respetando el equilibrio termodinámico mediante una ecuación de estado cúbica. Algunos fenómenos adicionales, como la reducción de saturaciones residuales y las pérdidas de calor por rocas adyacentes, también fueron incorporados para capturar los mecanismos de mejora más relevantes que han sido encontrados en la literatura reciente de la coinyección de gases ligeros y vapor. El modelo matemático fue discretizado mediante el método de los volúmenes finitos, permitiendo obtener expresiones numéricas para las ecuaciones residuales. Un proceso de solución iterativo implícito, basado en el método de Newton, fue diseñado e implementado en lenguaje computacional (modelo DFTmp). El método de solución desarrollado es flexible y permite la incorporación de ecuaciones de flujo adicionales para simular procesos de recobro complejos que involucran la inyección de agentes químicos como surfactantes y nanopartículas. El modelo DFTmp fue validado mediante la comparación de sus resultados con aquellos obtenidos de simuladores comerciales y soluciones analíticas. Finalmente fue evaluado un proceso de inyección de vapor y gases ligeros en un yacimiento de crudo pesado. Para este proceso, se caracterizó una mezcla de crudo pesado y sus propiedades fueron ajustadas usando información de pruebas PVT reales. Éstos resultados se adaptaron para simular un proceso de coinyección a condiciones de campo. Esta tesis finalmente plantea un modelo robusto que fue la base del desarrollo de otros módulos que reproducen casos complejos de recobro como inyección de polímeros, surfactantes o nanopartículas, cuyos impactos al flujo están dados por cambios en variables complejas como tensión interfacial, cambios de mojabilidad o cinéticas de reacción en procesos de mejoramiento in-situ.

Abstract: The constant evolution of thermal oil recovery techniques in heavy oil reservoirs demands the updating of reservoir simulation to reproduce with more detail the coupling of complex phenomena occurring at reservoir conditions. Recently, the co-injection of steam and light gases for heavy oil recovery has played an important role due to the isolating capacity of theses gases. This property enhances the interaction between steam and un-contacted oil. In this study, a robust mathematical model is proposed to coupling relevant transport mechanisms of matter and energy, honoring the thermodynamic equilibrium condition by using an equation of state. Additional phenomena, such as residual oil saturation reduction and heat losses through the overburden, were also incorporated to capture the most relevant enhancing mechanisms when injection light gases along with the steam. The mathematical model was discretized into residual equations employing the finite-volume method. An iterative-implicit solution process using the Newton method was designed and implemented into a computational program (DFTmp model). The proposed solution is flexible and allows for the coupling of additional transport equations for simulating complex oil recovery processes that involve agent injection, such as surfactants and nanoparticles. The DFTmp model was validated by comparing its results against a commercial reservoir simulator and analytic solutions. Finally, a co-injection of steam and light gases process was evaluated in a heavy oil reservoir. During the evaluation, a heavy oil mixture was characterized and its properties were calibrated by using real PVT tests. These results were adapted to simulate a co-injection process at field scale. This thesis finally presents a robust model that was the base for the modeling of chemicals injection, such as polymers, surfactants, or nanoparticles, whose impacts upon flow involves complex variables, like interfacial tension, wettability changes, and kinetic reactions during in-situ upgrading processes.