Comparativa Ekofisk

COMPARATIVA COMPARATIVA EKOFISK-CANTARELL EKOFISK-CANTARELL Contacto inyectable con aceite residual Waterflood (EKOFISK) Una de las cuestiones clave que determina el petróleo incremental recuperación por cualquier proceso EOR que se considere para aplicación en Ekofisk es la capacidad del inyectable EOR para contactar y movilizar aceite residual de inyección de agua en l a fractura tiza. La premisa para el modelado del rendimiento del proceso utilizado para generar los pronósticos en este estudio de detección es que el gas inyectado será capaz de pasar a la matriz de tiza para contacto y desplazar viscoso el aceite residual de la inundación del agua. Estapremisa de modelado se basa en el rendimiento de la imbibición /desplazamiento viscoso del petróleo por agua bajo operaciones actuales de inundación de agua como se representa en la corriente campo completo Ekofisk modelo. Sin embargo, cualquier inyección de gas EOR proceso siguiente waterflood en Ekofisk operará bajo un (predominantemente gas / agua) sistema de flujo que el que es inundaciones dominantes dominantes bajo el agua. Si el gas fluye preferencialmente a través del sistema de fractura y su contacto con aceite residual en los bloques de la matriz se previene por capilaridad presiones de entrada de umbral o está severamente limitado por una proceso relativamente lento, como la difusión de gas-agua, entonces el la recuperación incremental de petróleo podría ser dramáticamente menor que pronosticado. El modelo de simulación de campo pronostica y  trabajo experimental de laboratorio hasta la fecha se llevaron a cabo bajo la premisa implícita de que el gas de inyección podrá contacte el aceite residual residual en la matriz de tiza .

Resumen de los principales mecanismos de proceso, fuentes de datos, y calidad de datos El desplazamiento inicial del agua residual de aceite residual gas HC inyectado se ll eva a cabo como un desplazamiento viscoso de la aceite por el gas inyectado. La saturación de aceite residual siguiente El desplazamiento de WAG es menor que la saturación de aceite residual regar las inundaciones Este mecanismo de desplazamiento viscoso es volumétricamente relativamente menor durante la vida del proyecto, y vaporización progresiva de los componentes intermedios del petróleo por el gas de inyección se convierte en el mecanismo de recuperación de petróleo dominante a medida que aumenta el volumen de gas inyectado acumulado.

RESULTADOS DE LA INYECCIÓN DE NITRÓGENO. (CANTARELL) La premisa fundamental del proyecto fue el inyectar nitrógeno en el casquete para evitar que la presión siguiera declinando y evitar el avance del agua por el flanco sur. Para esto, la presión debería mantenerse constante en el contacto agua aceite cuando se alcanzaran los máximos niveles de producción e inyección (2 millones de bpd y 1,200 MMpcd, respectivamente). Como un ejemplo del comportamiento observado en la zona de aceite, en l a Fig. 11 se muestra la presión en lo pozos 77D, C-58 y C-9D. Además se incluye en la parte superior el volumen inyectado y la producción de crudo. Nótese la respuesta inmediata de los tres pozos a las variaciones en el ritmo de inyección a pesar de que estos están sit uados a varios kilómetros de distancia. En el pozo 77D se inició el registro de la presión antes de empezar a inyectar observándose una declinación de 4.9 kg/cm 2 laño, la cual se detiene a la entrada del segundo módulo, de ahí se i ncrementa 15 lb/pg 2 (1.05 kg/cm 2 ) en 10 meses. También nótense las variaciones en el pozo C-58 durante noviembre diciembre, la presión que iba en aumento, empieza a declinar cuando sale de operación un módulo de la planta la inyección baja de 900 a 600 MMpcd. De acuerdo al diseño, a este nivel de producción, la ? presión debería mantenerse con la inyección de 900 MMpcd. El comportamiento de la presión en el casquete es diferente. La pres ión se incrementa aún cuando en la zona de aceite se mantenga constante. Esto debido al movimiento del contacto gas/aceite. De hecho la velocidad del movimiento del contacto se puede estimar con precisión de las variaciones de la presión con el tiempo en el casquete y en la la zona de aceite. La variación de la presión en el casquete se muestra en la Fig. 12. Para verificar la congruencia de este comportamiento en la Fig. 13 se despliegan los resultados de la simulación para un inyección de 900 MMpcd y producción de aproximadamente 1 millón 625 mil bpd. En la parte inferior se observa cual debería ser el comportamiento para esta relación/producción. Adviértase que la presión en las zonas de agua y aceite esencialmente mantiene su valor, en particular para el pozo C -77 el incremento en un año coincide con el valor observado. En el casquete, la presión se incrementa continuamente con un gradiente de aproximadamente 3.9 kg/cm 2 por año que está dentro del orden del comportamiento del pozo 0 -52, tomando en cuenta las variaciones en los gastos de producción e inyección.

Difusión en el casquete. Los resultados del muestreo de la composición del gas en algunos pozos del casquete señalan que el nitrógeno se segrega exhibiendo las mayores concentraciones en la zona cercana al contacto gas/aceite y del centro hacia los flancos. Una especie de embudo invertido (Fig. 17). Aparentemente en nitrógeno tiende a ocupar el espacio dejado por el aceite a medida que el contacto glo se mueve hacia abajo. Esta segregación se ha observado en pozos muestreados en el flanco superior del casquete de gas en d onde, en algunos casos, la concentración de nitrógeno ha disminuido con el tiempo (Pozo C- 92 ). Esta situación favorece la idea de recuperar parte del gas del casquete ubicando los pozos en zonas de baja concentración de nitrógeno y produciéndolos a un ritmo bajo para evitar su canalización.

MARIO ALBERTO MEDINA CUEVAS RECUPERACION SECUNDARIA Y MEJORADA FACULTAD DE INGENIERIA UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO