Low salinity water injection

UNIVERSIDAD CENTRA DE VENEZUELA

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

DPTO. DE SUBSUELO

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS V

PROF. GAMMIERO, A.

ALUMNA: ZAMBRANO, D.

LOW SALINITY WATER INJECTION

ANTECEDENTES

Según Esmaeili & Maaref (2018) en su paper “Investigating the Effect of Transient Flow Behavior from HSW to LSW on Oil Recovery in Low-Salinity Water Flooding Simulation” tuvo como objetivo modelar las inundaciones de LSW para un sistema de dos fases que incluye salmuera (alta y baja salinidad) y petróleo, para ello construyeron un modelo mediante tres capas en las que cada capa consta de 39 bloques tanto en x como en y. Realizan un análisis de sensibilidad para minimizar el efecto del tamaño del bloque de cuadrícula en el resultado de la simulación. Además, eligen un patrón de cinco puntos para el modelo de inyección LSW que incluye cuatro pozos de inyección (Inj-Pozo # 1 a Inj-Pozo # 4) en las esquinas de la capa inferior y un pozo de producción (Prod-Pozo # 5) ubicado en el centro de la capa superior. La simulación fue ejecutada en un modelo de reservorio tridimensional mediante un código desarrollado en el software MATLAB utilizando un enfoque totalmente implícito. Los resultados obtenidos muestran que la determinación exacta del umbral de salinidad y sus coeficientes de alteración de humectabilidad son muy importantes ya que afectan al valor máximo de recuperación de petróleo. La recuperación de petróleo varío entre 55,79% y 60,34% para una salinidad de salmuera de inyección dada (500 ppm) a diferentes valores umbral de salinidad. Adicionalmente, comprobaron que existe un valor óptimo de salmuera de inyección para cada reservorio de acuerdo con su umbral de salinidad.

Jerauld, Lin, Webb, & Seccombe (2006) en su paper “Modeling Low-Salinity Waterflooding”, describen un modelo de inyección de agua de baja salinidad, muestran las implicaciones del modelo, demuestran su uso para representar pruebas de flujo en núcleo y ensayos de un solo pozo, así como simulaciones a escala de campo. Mediante el análisis realizado muestran que, aunque ocurre cierto grado de acumulación de agua original, esto no necesariamente obstaculiza el proceso. debido a que la mezcla del agua inyectada con el agua in situ restrasa la obtención de baja salinidad, lo que potencialmente impide alcanzarla por completo si se utilizan pequeñas cantidades de agua de baja salinidad, es necesario tener cuidado al representar adecuadamente la mezcla al interpretar los datos y construir los modelos. Demuestran que las simulaciones con una resolución más baja dan el mismo resultado que las simulaciones con una malla más fina y una dispersión física apropiadamente grande, esto se puee lograr cambiando la dependencia de la salinidad y las formas de las curvas de permeabilidad relativa.

Sánchez, Heron, & Mehran (2015) en “Application of Low Salinity Water Injection in Heavy Oil Carbonate Reservoirs”, exploran el potencial del uso de agua de baja salinidad como fluido de inyección para la recuperación secundaria y terciaria de petróleo en yacimientos carbonatados de crudo pesado, mediante la inyección en núcleos para obtener las curvas de permeabilidad relativa, posteriormente realizaron una simulación numérica con los datos obtenidos, un análisis sistemático de sensibilidad con el objetivo de investigar el impacto de los parametros del yacimiento en el rendimiento de la LSWI en yacimientos carbonatados. Los resultados de la simulación confirmaron el alto potencial del método, en el caso de la recuperación secundaria se obtuvo hasta un 70% mediante LSW, mientras que con HSW se obtuvo un 35%.

MARCO TEÓRICO

1. Yacimiento de Hidrocarburos: Son trampas subterráneas compuestas por una roca porosa y permeable que puede almacenar cantidades comerciales de petróleo y gas dentro de sus espacios porosos, en forma semejante como el agua empapa a una esponja.
2. Saturación de Fluidos: Fracción de volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. El rango de saturación de cd fase individual oscila entre 10 y 100 por ciento. Por definición, la suma de las saturaciones (de petróleo, agua y gas) es 100%.
3. Permeabilidad Relativa: Es la relación de la permeabilidad efectiva de un fluido a una determinada saturación con respecto a la permeabilidad a una saturación 100%.
4. Tensión Superficial e Interfacial: En las regiones limítrofes entre o fluido inmiscible siempre existirá un desbalance de fuerzas moleculares en la interfase, cuyo resultado neto es una tendencia a reducir el área de contacto. Cuando estos dos fluidos son líquido y gas, se denomina tensión superficial para definir estas fuerzas, y, cuando son dos líquidos, se denomina tensión interfacial.
5. Humectabilidad: Se refiere a la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible. La mojabilidad es una propiedad importante, ya que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento, debido a las fuerzas de atracción, a fase humectante tiende a ocupar los poros más pequeños de la roca y a fase no humectante los poros más grandes.
6. Presión Capilar: Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficiales e interfaciales que se originan entre la roca y los fluidos que coexisten en dicho medio poroso. Dependen, además, de a geometría y tamaño de los poros y de as características humectantes del sistema, y son realmente las fuerzas retentivas que impiden el vaciamiento total del yacimiento.
7. Factor de Recobro: Es la fracción de los recursos de hidrocarburos presentes en un yacimiento que se puede extraer económicamente utilizando métodos de producción. Es una medida de la eficiencia con la que se pueden recuperar los hidrocarburos del subsuelo.
8.  Inyección de Agua: Es un método utilizado en la producción de petróleo con el objetivo de potenciar la recuperación del fluido en un reservorio existente. Consiste en el desplazamiento del crudo móvil y mantenimiento de la presión en el yacimiento, cuando este ha agotado su presión durante la primera fase de su producción.

Etapas de desplazamiento de una inyección de agua:

1. Condiciones iniciales, corresponde a la etapa en dónde no se ha inyectado agua al yacimiento, si no que este se encuentra en un estado consecuente a la producción por flujo natural.
2. Invasión, define el momento en el cual el agua es introducida al yacimiento mediante el pozo inyector y comienza a desplazar al crudo móvil contenido en el reservorio, en esta se genera un banco de petróleo que es desplazado por el agua hasta el pozo productor.
3. Ruptura del frente de agua, hace referencia a la etapa en el cual el frente de agua alcanza al pozo productor. Durante la misma, la producción de hidrocarburos aumenta y eventualmente es igual a la tasa de inyección de agua.
4. Posterior a la ruptura, se refiere a la fase final de la inyección, aquí el área de barrido aumentará hasta desplazar por completo al petróleo y llegar al agotamiento de la inyección, dónde quedará una porción de petróleo residual.

1. Enhanced Oil Recovery: Define las técnicas y procesos utilizados para aumentar la producción de hidrocarburos más allá de los métodos de recuperación primaria y secundaria. Existen diferentes técnicas de EOR, como la inyección de agua, la inyección de gases (como el dióxido de carbono o el nitrógeno) y la inyección de productos químicos, entre otras. Estas técnicas pueden modificar las propiedades del yacimiento, mejorar la movilidad del petróleo residual y ayudar a desplazarlo hacia los pozos de producción.
2. Inyección de Agua de Baja Salinidad: Es un proceso de EOR recientemente desarrollado, consiste en inyectar salmuera con una salinidad baja que se empobrece en cationes divalentes en comparación con la salmuera in situ en los yacimientos de petróleo.

Factores que influyen las inyecciones de agua de baja salinidad:

• Superficie mineral: La inyección de agua de baja salinidad mejora la recuperación de petróleo solo en núcleos que contienen minerales arcillosos, debido a que éstos se caracterizan como materiales de intercambio catiónico debido a los desequilibrios de carga estructural en la capa de sílice o de aluminio y en las superficies de los bordes que producen una carga negativa en la superficie de la arcilla. Para lograr una carga neutra, estos sitios cargados negativamente atraen iones cargados positivamente del fluido poroso circundante.

[pic 1]

• Salmuera: La salmuera que se inyecta en el yacimiento compite con los iones presentes en la formación de petróleo y en las arcillas de la roca. La salmuera de baja salinidad contiene menos iones y puede desplazar los iones existentes en los poros de la roca. Esto puede alterar las interacciones superficiales y reducir las fuerzas que retienen el petróleo en la matriz de la roca, facilitando así su movilización y recuperación. También puede alterar la mojabilidad de la roca, es decir, la afinidad relativa de la roca hacia el petróleo o el agua. Este cambio en la mojabilidad puede hacer que la roca sea más favorable para la movilización del petróleo y promover su recuperación. La salmuera baja salinidad puede influir en las reacciones químicas que ocurren en el yacimiento.
• Temperatura: A mayor temperatura, la reducción de la tensión interfacial entre el petróleo y el agua, lo que facilita el desprendimiento y la movilización del petróleo atrapado en los poros de la roca. Esto se debe a que la temperatura puede influir en la composición y las propiedades físicas de los fluidos y su interacción con las superficies de los minerales. Ciertas reacciones químicas como por ejemplo la saponificación in situ (proceso en el cual los ácidos grasos presentes en el petróleo reaccionan con la sal presente en el agua) pueden ser más reactivas a altas temperaturas, esto conduce a una reducción adicional de a tensión interfacial y mejora la eficiencia de la recuperación. Por otra parte, la adsorción de iones en las superficies de los minerales también se ve influenciada con la temperatura, esta es mayor cuando la temperatura aumenta, como consecuencia se reduce la movilidad de lo cationes intercambiables y limita la capacidad para competir con lo cationes presentes en la solución salina. También los minerales pueden experimentar cambios en su estructura y propiedades a elevadas temperaturas, afectando la capacidad de retención y liberación de los cationes, lo que a su vez puede influir en la eficiencia de a inyección de baja salinidad.
• Humectabilidad: De acuerdo con la teoría DLVO, la salinidad puede afectar las fuerzas electrostáticas y, como resultado, una menor salinidad crea una película más gruesa, lo que aumenta la humedad del agua. Algunos petróleos menos polares donde se suprimen las fuerzas electrostáticas, las fuerzas de hidratación/hidrofóbicas pueden dominar, y se ha planteado la hipótesis de que estas fuerzas de hidratación/hidrofóbicas aumentan con la salinidad, produciendo una superficie menos mojada por agua. En los experimentos de inundación de núcleos en núcleos con diferentes humectabilidades, incluidos mojado por agua, mojado por aceite, mojado neutral y mojado neutral hacia mojado por aceite, se observó un efecto de baja salinidad para todos los estados, después del envejecimiento y la inundación con alta salinidad.
• Concentración de agua connata: Shehata y Nasr El-Din investigaron el papel del agua connata del reservorio en el desempeño de LSW en tapones de núcleo de arenisca a través de experimentos de imbibición espontánea y encontraron que los núcleos saturados con agua connata que contenía cationes divalentes de Ca 2+ y Mg 2+ mostraron una mayor recuperación de petróleo que los núcleos saturados con cationes monovalentes , como Na +. Por lo tanto, los autores concluyeron que la composición del agua connata tiene un efecto sustancial en la recuperación de petróleo LSW. La presencia de agua connata da como resultado la formación de una capa intermedia entre la superficie de la roca y el petróleo crudo, que se adhiere electrostáticamente a la superficie. Por lo tanto, la adsorción de petróleo sobre la superficie de la roca es insignificante sin una capa intermedia de agua. Este efecto puede facilitar la transferencia de iones entre el fluido absorbente y la superficie de la roca, lo que resulta en una recuperación efectiva del petróleo LSW.

Mecanismos detrás de la inyección de baja salinidad (LSW):

1. Formación de migración fina: El agua de baja salinidad puede inducir la migración de partículas finas presentes en la roca del yacimiento, lo que conduce a una mayor conectividad de los poros y una mejora en la eficiencia de desplazamiento del petróleo.
2. Reducción de la tensión interfacial (IFT): El agua de baja salinidad puede disminuir la IFT entre el petróleo y el agua, lo que facilita el desprendimiento del petróleo de las superficies de los poros y mejora su movilidad.
3. Saponificación in situ: El agua de baja salinidad puede promover la formación de compuestos químicos en el yacimiento, como jabones, que reducen aún más la IFT y mejoran la recuperación de petróleo.
4. Alteración de la humectabilidad por intercambio multi iónico: El agua de baja salinidad puede cambiar la humectabilidad de la superficie de los poros del yacimiento, lo que facilita la movilización del petróleo y su desplazamiento hacia los pozos de producción.
5. Alteración de la humectabilidad inducida por el pH: El agua de baja salinidad puede alterar el pH del yacimiento, lo que a su vez modifica la humectabilidad y mejora el desplazamiento del petróleo.
6. Expansión de doble capa: El agua de baja salinidad puede aumentar la expansión de la capa eléctrica doble en las interfaces petróleo-agua, lo que reduce la adsorción de petróleo en las superficies de los poros y mejora su desplazamiento.
7. Formación de micro emulsión: El agua de baja salinidad puede promover la formación de micro emulsiones en el yacimiento, lo que aumenta la solubilidad del petróleo y mejora su extracción.

[pic 2]

Estos mecanismos actúan de manera conjunta y pueden variar dependiendo de las características específicas del yacimiento y las propiedades del petróleo. El EOR de baja salinidad ofrece un enfoque prometedor para mejorar la recuperación de petróleo y ha sido objeto de numerosos estudios e investigaciones en la industria del petróleo.

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