En este trabajo se presentó un estudio numérico de la recuperación de aceite mediante la co-inyección continua de vapor-CO₂ en yacimientos homogéneos. Durante la primera etapa del estudio se utilizó un simulador de yacimientos para procesos térmicos para reproducir y validar la recuperación de aceite mediante la inyección de vapor.
En una segunda etapa, a este modelo de simulación se le implementó la inyección de CO₂ para determinar su efecto sobre la recuperación de aceite; así como en los principales parámetros que gobiernan el proceso de inyección de vapor.
Para la implementación del CO₂, se determinaron los valores de las constantes de equilibrio y propiedades físicas de un aceite extrapesado. En el CO₂ se usó de un simulador de PVT.
Durante el trabajo se utilizó la simulación del proceso de co-inyección de vapor-CO₂ para hacer un análisis paramétrico. Se determinaron las condiciones óptimas (fracción de CO2, temperatura, calidad y flujo del vapor) que permitieron obtener la máxima recuperación de aceite.
Con el fin de contar con una evaluación preliminar de la conveniencia de aplicar la co-inyección de vapor-CO2 en yacimientos mexicanos, se usaron propiedades reportadas en la literatura del campo Samaria Neógeno.
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Del mismo modo, se encontró que, para las condiciones de simulación de este trabajo, principalmente, para presiones mayores a 17,236 kPa, la co-inyección de vapor-CO₂ no tiene un efecto importante sobre la recuperación de aceite. Para calidades del vapor menores a 0.65, la adición de CO₂, no presentan beneficios sobre la recuperación de aceite; y se puede obtener un factor de recuperación de hasta 32 % mayor para la inyección de vapor-CO₂ en comparación con la inyección vapor.
Los métodos térmicos son de los más utilizados en la recuperación mejorada de aceite pesado y extrapesado debido a los diferentes mecanismos; los cuales son: reducción de viscosidad del aceite; disminución de la tensión interfacial, expansión térmica de roca y fluidos; cambio de mojabilidad de la roca (aceite por agua) y destilación del aceite por vapor, etc.
La miscibilidad del CO₂ en aceites extrapesados, en el proceso de inyección de vapor-CO2 como método híbrido de recuperación mejorada; a las condiciones de simulación de este trabajo no tuvo un efecto significativo en la reducción de la viscosidad del aceite.
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La viscosidad del aceite disminuyó primordialmente por la transferencia de calor, así que, adicionar CO₂ al vapor es eficiente; porque el frente de este gas rebasa al frente de vapor y agua caliente, cediéndole al aceite calor en zonas a las que el vapor no alcanza en tiempos cortos de inyección.
Sin embargo, la co-inyección de vapor-CO₂ por arriba de 17236 kPa ya no presenta efecto positivo sobre la producción de aceite.
Asimismo, la co-inyección de vapor-CO₂ con calidad menor a 0.65 es ineficiente; debido a que el vapor transfiere menos energía a la roca y fluidos de yacimiento antes de llegar a su punto de condensación. Por lo que el CO₂ no transporta energía suficiente para calentar las regiones del yacimiento por delante de la zona de agua caliente.
La cantidad de CO₂ que se le adiciona al vapor afecta al factor de recuperación. Al adicionar pequeñas concentraciones (menor a 20% molar) se obtuvieron mejores resultados que a mayores concentraciones.
Ya que el CO₂ tiene como principal función la transferencia de calor delante del frente de vapor; al momento de llegar a la zona vecina al pozo productor, no es necesario continuar con su inyección. Para las condiciones de la presente simulación, si se detiene la inyección de CO₂ después de 8 años. Se tiene el mismo factor de recuperación que manteniendo la inyección de CO2 durante toda la inyección. Sin embargo, se ahorraría 10% del volumen total inyectado al yacimiento.
Los ingenieros Daniel Fuentes Ibarra y Octavio Cazarez Candia presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
