| Revista: | Revista fuentes el reventón energético |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000441914 |
| ISSN: | 2145-8502 |
| Autors: | Sun, Guangyuan1 Crouse, Bernd1 Freed, David M1 Xu, Rui1 Bautista, Juan1 Zhang, Raoyang2 Otomo, Hiroshi2 Li, Young2 Chen, Hudong2 Fan, Hongli2 Dressler, Marco2 |
| Institucions: | 1Dassault System, Brisbane, California. Estados Unidos de América 2Dassault System, Burlington, Massachusetts. Estados Unidos de América |
| Any: | 2018 |
| Volum: | 16 |
| Número: | 2 |
| Paginació: | 83-90 |
| País: | Colombia |
| Idioma: | Inglés |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Experimental, aplicado |
| Resumen en español | La inyección de polímeros es una técnica de recobro mejorado de petróleo (EOR) que tiene como objetivo mejorar la estabilidad del frente de inyección para aumentar la eficiencia del desplazamiento de hidrocarburos y, por lo tanto, incrementar el factor de recobro. Lo estudios de inyección de polímeros a menudo se centran en la eficiencia del desplazamiento a gran escala e ignoran el impacto de los mecanismos de desplazamiento a escala microscópica, y rara vez evalúan la variabilidad de parámetros de flujo multifásico en el medio poroso. Este trabajo explora el comportamiento del agua contra la inyección de polímeros en el medio poroso, y examina el impacto de la humectabilidad de la superficie de la roca en la eficiencia de desplazamiento microscópico, utilizando tomografía computarizada de rayos X en muestras de roca. En este estudio, se simuló numéricamente una imagen de microtomografía computarizada de una muestra de roca arenisca, para un proceso de inyección de agua y polímeros en condiciones de mojabilidad al aceite y al agua. Todas las simulaciones se realizaron a un número capilar de 1E-5, correspondiente a un régimen de flujo dominado por fuerzas capilares y que es típico del flujo en yacimientos de hidrocarburos.Los resultados de las cuatro simulaciones de imbibición de flujo de dos fases se analizan con respecto al carácter desplazante, el avance de la fase acuosa, la digitación viscosa y capilar, y el aceite atrapado. En el escenario de mojabilidad al agua, las diferencias entre la inyección de agua y la inyección de polímeros son pequeñas, dado que el frente de inyección produce un desplazamiento en forma de pistón y un avance que se produce a aproximadamente 0,4 volúmenes porosos para ambos tipos de fluido inyectado. Por otro lado, para el escenario de mojabilidad al petróleo, la inyección de agua y la inyección de polímeros muestran diferencias significativas. En la inyección de agua, se produce digitació |
| Resumen en inglés | Polymer flooding is an enhanced oil recovery (EOR) technique that aims to enhance the stability of the flood front in order to increase sweep efficiency and thereby increase hydrocarbon recovery. Polymer flooding studies often focus on large-scale sweep efficiency and neglect the impact of the pore-scale displacement efficiency of the multi-phase flow. This work explores the pore-scale behavior of water vs polymer flooding, and examines the impact of rock surface wettability on the microscopic displacement efficiency using digital rock physics. In this study, a micro-CT image of a sandstone rock sample was numerically simulated for both water and polymer flooding under oil-wet and water-wet conditions. All simulations were performed at a capillary number of 1E-5, corresponding to a capillary dominated flow regime. Results of the four two-phase flow imbibition simulations are analyzed with respect to displacement character, water phase break-through, viscous/capillary fingering, and trapped oil. In the water-wet scenario, differences between water flood and polymer flood are small, with the flood front giving a piston-like displacement and breakthrough occurring at about 0.4 pore volume (PV) for both types of injected fluid. On the other hand, for the oil-wet scenario, water flood and polymer flood show significant differences. In the water flood, fingering occurs and much of the oil is bypassed early on, whereas the polymer flood displaces more oil and thereby provides better microscopic sweep efficiency throughout the flood and especially around breakthrough. Overall the results for this rock sample indicate that water flood and polymer flood provide similar recovery for a water-wet condition, while the reduced mobility ratio of polymer flood gives significantly improved recovery for an oil-wet condition by avoiding the onset of microscopic (pore-scale) fingering that occurs in the water flood. This study suggests that depending on the rock-fluid conditions |
| Disciplines | Ingeniería |
| Paraules clau: | Interacción agua-roca, Recuperación de petróleo, Inyeccion de agua, Inyección de polímeros |
| Keyword: | Water-rock interaction, Oil recovery, Water injection, Polymer injection |
| Text complet: | https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/view/9161/8994 |
