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septiembre 19, 2020
Oil & Gas

Modelo de Dinámica de Finos Generados por Inyección de Agua de Baja Salinidad

Modelo de Dinámica de Finos Generados por Inyección de Agua de Baja Salinidad

Modelo de la Dinámica de Finos Generados por Inyección de Agua de Baja Salinidad y su Aplicación en el Control de Canales Indeseados de Flujo.

El trabajo presentó un modelo matemático para simular el efecto del desprendimiento de finos sobre la permeabilidad; durante el proceso de inyección de agua de baja salinidad, en yacimientos areno-arcillosos homogéneos.

Para ello, se analizó la dinámica de finos y su posible aplicación en el bloqueo de canales indeseados de flujo en un sistema bidimensional; con un fluido monofásico ligeramente compresible, en un arreglo de cinco pozos con un inyector al centro, cuatro productores simétricamente equidistantes y una falla conductiva.

Igualmente, diferentes escenarios se simularon para analizar estos efectos: primero, un arreglo de cinco pozos con un pozo inyector en el centro que se estudió.

Ese escenario permitió concluir que el daño a la formación, debido a la obstrucción de los finos ocurre principalmente en las vecindades del pozo inyector; y que la distancia de penetración de la zona alterada depende de las constantes de desprendimiento y atoramiento de finos.

Luego, el mismo arreglo se utilizó, pero se incluyó una falla conductiva que comunicaba al pozo inyector con dos productores. Finalmente, se estudió el efecto de sellar la falla para redireccionar los patrones de flujo de inyección a zonas no barridas en el yacimiento.

Por otra parte, se desarrolló un modelo para describir el efecto del desprendimiento de finos y el efecto del bloqueo de poros sobre la permeabilidad en una formación areno-arcillosa; donde se observó la capacidad de la inyección a invadir zonas vecinas usando finos para reducir permeabilidad.

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La cantidad de finos desprendidos tiene una relación directa con la velocidad de inyección y las constantes de desprendimiento y atoramiento.

Las relaciones observadas entre las concentraciones de sal y la distancia de penetración del frente de taponamiento permiten visualizar la conveniencia de implementar este método.

Los ingenieros Xavier Melgarejo-Castellanos, M. Coronado-Gallardo y H.E. Gallardo- Ferrera presentaron el trabajo técnico en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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