El texto técnico abordó la optimización de inyección de agua de baja salinidad (LSWI) en el Campo Namorado usando simulación composicional.
La inyección de agua de baja salinidad también es conocida por sus siglas en inglés LSWI (Low Salinity Water Injection). Consiste en la inyección de agua de salinidad menor a la del agua de formación y se aplica con la finalidad de generar un incremento a la mojabilidad al agua.
Del mismo modo, la inyección permite lograr un incremento del factor de recobro comparado con la inyección de agua convencional. Por otro lado, la LSWI es una técnica de bajo impacto ambiental que no requiere utilizar productos químicos de alto costo.
Con el objetivo de obtener un plan de desarrollo para el Campo Namorado, ubicado en la cuenca de Campos en Brasil. Se realizó una adaptación de la metodología para el modelamiento y optimización de procesos LSWI.
En esta metodología se combinó el uso de la simulación composicional de yacimientos y una herramienta matemática de optimización. La cual utilizó inteligencia artificial para maximizar el Valor Presente Neto (VPN) del proyecto en evaluación.
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Como resultado, se obtuvo una estrategia operacional de LSWI en la que se cuantificó el impacto de cambiar el tipo y localización de los pozos productores e inyectores; así como el volumen de agua inyectada.
En promedio, el factor de recobro obtenido para LSWI para el escenario óptimo fue del 41%; comparado con el 34% que se obtendría si se realizara la inyección de agua convencional.
Asimismo, la LSWI es una técnica de recuperación mejorada avanzada, en la cual la salinidad del agua inyectada es controlada con el objetivo de incrementar el factor de recobro.
Debido a la complejidad de las interacciones aceite/salmuera/roca, no existe un consenso en relación con los mecanismos que actúan durante este proceso; y que efectivamente conlleven al incremento en el factor de recobro.
Entre los mecanismos que han sido propuestos para LSWI se encuentran la migración de finos, disolución de minerales e incremento en el PH del agua de formación. Asimismo, la reducción en la tensión interfacial (de forma similar a la inyección de alcalinos), emulsificación, saponificación, intercambio multiónico, expansión de doble capa; presión osmótica, alteración de la mojabilidad, entre otros.
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La selección y optimización de la estrategia de recobro, considerando múltiples realizaciones geológicas; permitió tomar en cuenta la incertidumbre asociada a la distribución de porosidad, permeabilidad y espesor neto en la definición del plan de desarrollo del campo.
Esto se realizó con el objetivo de incrementar la precisión y confiabilidad de los resultados obtenidos para el factor de recobro y el VPN.
El escenario de desarrollo óptimo identificado por el máximo valor de VPN, obtenido después de la implementación de la metodología de optimización robusta; fue el escenario de LSWI y mostró que el esquema de producción debe estar compuesto por la perforación de 18 pozos horizontales, de los cuales 12 son productores y 6 inyectores.
Para el caso óptimo de LSWI y considerando 5 escenarios geológicos seleccionados, se obtuvo que el factor de recobro se puede encontrar entre el 37.89% (P10) al 42.21% (P90); mientras que el VPN del proyecto entre 807 millones de dólares (P10) a 3,315 millones de dólares (P90).
Finalmente, mediante el uso de la metodología de optimización robusta se obtuvo un factor de recobro incremental de aproximadamente el 29%. Lo anterior, muestra la importancia del uso de métodos de optimización con la simulación numérica de yacimientos en la definición de planes de desarrollo eficiente.
Los ingenieros Diana Mercado; Argenis Álvarez y Víctor Salazar presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del petróleo (CMP).
