El agua de baja salinidad, conocida como “Smart Water” ha incrementado el interés como método de Recuperación Mejorada a nivel mundial. Por su bajo costo operativo y su fácil acceso para su obtención es muy utilizado. Además por la acción de alterar la mojabilidad de los yacimientos, tanto carbonatados como arenoarcillosos.
Sin embargo, el sistema roca-fluidos es diferente para cada tipo de yacimiento; por tal motivo predecir el comportamiento después de la inyección de fluidos, es una tarea difícil para las diferentes ingenierías relacionadas en la industria petrolera.
Actualmente son diversos los mecanismos presentados por diversos grupos de investigadores, discutiendo acerca de los que predominan y mejoran la recuperación adicional de aceite; mediante trabajos experimentales, observaciones de trabajos de campo o simulación por diferentes tipos de softwares.
Este trabajo tuvo como objetivo evaluar los efectos de la inyección “Smart Water” de campos maduros costa fuera del Golfo de México. Se realizaron interacciones salmueras-aceite-roca analizadas de manera individual; posteriormente, en conjunto para obtener una mejor comprensión sobre la acción del agua inyectada, a través del software PHREEQC; utilizando propiedades del aceite, salmueras del yacimiento y agua de mar, enfocando en el mecanismo de disolución de la roca por formación de agua ácida.
En este trabajo, las interacciones de agua de inyecciónaceite crudo-roca ayudaron a determinar el impacto potencial que se obtendrá con el «Smart Water».
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Los resultados de este trabajo se obtuvieron utilizando PHREEQC y los datos experimentales previamente reportados. En este trabajo se analizó de manera individual: las diferentes mezclas de agua como candidatas para la inyección; el equilibrio de disolución de minerales presentes en los yacimientos de estudio; la alteración del equilibrio entre las diferentes mezclas de agua del punto y su mezcla con muestras de aceite crudo y la combinación de las tres anteriores.
Asimismo, los resultados del análisis de las interacciones del campo A denotan que al mezclar el agua de formación con las aguas candidatas “Smart Water”; se presentará formación de precipitados, escalad a nivel de yacimiento representaría un problema al ocasionar un daño a la formación por el taponamiento del medio poroso.
Igualmente, la caída de los valores de pH de la segunda interacción denota que hay formación de agua ácida por el intercambio/migración de compuestos entre ambas fases. Al evaluar con la roca y el aceite las aguas candidatas todas las mezclas presentan disolución; que en la superficie de la roca conduciría a un cambio de mojabilidad y en consecuencia una mayor recuperación de aceite.
En la interacción de las mezclas del campo B: Similarmente al caso A, los valores positivos de SI, al mezclar el agua de formación con las aguas candidatas “Smart Water”; se presentará formación de precipitados, escalado a nivel de yacimiento representaría un problema al ocasionar un daño a la formación por el taponamiento del medio poroso.
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El AM y AM10, para este caso presentan importantes caídas en el valor de pH, lo que indica que hay formación de agua acida; favorable para una posible disolución de la roca.
Asimismo, todas las mezclas presentan disolución, especialmente las mezclas diluidas (AM y AM10); que escalonadas a nivel de yacimiento tendrían un potencial EOR para cambio de mojabilidad.
La disolución mineral en carbonatos y dolomitas, campo A y B, pudieran generar una alteración de la mojabilidad. Durante la interacción de las aguas candidatas con el sistema roca-aceite, la ganancia de iones Ca2+ , Mg2+ , HCO3-; indicarían que en la superficie mineral de la roca a condiciones estáticas la roca sufre disolución, perdiendo junto con ella, el material que se encuentra adsorbido a su superficie.
Los resultados sugieren que existen diferentes mecanismos que en conjunto conducen a una alteración de la mojabilidad. Por consiguiente a una posible recuperación adicional de aceite. En conclusión, no podemos considerar a un mecanismo predominante como efecto de la técnica “Smart Water“.
Los Ingenieros Rodríguez García Sergio Antonio y Gachuz Muro Herón presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
