Evaluación de permeabilidades relativas trifásica (teóricas experimentales) en la simulación numérica del proceso AGA con nitrógeno inmiscible en el yacimiento C2 VLE- 305, Lago de Maracaibo

Abstract

El yacimiento C2/VLE-305 pertenece al Laboratorio Integrado de campo (LIC) Lagocinco ubicado en el Lago de Maracaibo. Estudios preliminares han determinado que la aplicación de la Inyección Alternada de Agua-Gas (AGA) con N2 Inmiscible reporta el mayor recobro y rentabilidad para este yacimiento. El área piloto de este proyecto costa de cinco (5) pozos productores, un (1) pozo inyector y un (1) pozo observador, Completados en la arena C23-U. La evaluación numérica de este yacimiento amerita una correcta descripción de permeabilidades relativas trifásicas para lograr predecir el comportamiento y distribución de los fluidos en el sistema poroso, ya que durante el proceso AGA se establecer un complejo patrón de saturaciones (agua-gas) Debido al alto costo y tiempo asociados con la obtención de datos de permeabilidades trifásicas experimentales, la industria petrolera generalmente utiliza modelo de estimación de permeabilidades relativas trifásicas a partir de datos de bifásicos (a-p,g-p) para realizar simulaciones numéricas. entre estos modelos los más usados son los de Stone, los cuales pueden aplicarse en conjunto con los modelos de Killough, Carlson y Land para incluir el efecto de histéresis. Este estudio se enfoca principalmente hacia la comprobación de la factibilidad del uso de modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas durante un prioceso de inyección AGA con N2 inmiscible en un simulador ECLIPSE 100. ESta comprobación se determinará realizando comparaciones con los resultados del simulador de las Predicciones de fluidos de producción, tanto para los datos de permeabilidades relativas trifásicas experimentales, como para las suministradas por los modelos teóricos. Así mismo, se estimará el efecto de histéresis y gas atrapado en el proceso AGA, por ser mecanismos claves de este proceso.Debido a la ausencia de datos experimentales bifásicos de imbibición y drenaje, no se lograron aplicar los modelos de Carlson, Killough y Land para incluir el efecto de histéresis en la simulación numérica del proceso AGA. La simulación numérica del proceso AGA demostró que permite incrementar la producción de petróleo y disminuir la producción de agua en comparación con la inyección continua de agua. De igual forma, se observó que el aumento de la tasa de inyección de agua disminuye el factor de recobro, ya que el agua se canaliza, dejando mayor cantidades de crudo atrapado en los poros. En cuanto a la inyección continua de de gas, se observó un comportamiento similar entre método y el proceso AGA, con la potencial ventaja de que este último utiliza la mitad del volumen de gas de inyección, que el empleado en la inyección continua de gas.La comparación de la respuesta de los modelos de Stone I y Stone II normalizados por Aziz & Settari con los datos experimentales trifásicos, demuestran que ambos modelos subestiman la permeabilidad relativa trifásica del petróleo a bajas saturaciones del mismo, en especial el modelo de Stone II. Esto repercute en la respuesta de la simulación de proceso AGA, ya que los modelos de Stone subestiman la producción de petróleo respecto al comportamiento experimental. Esto se debe a que los modelos de Stone no toman en cuenta los efectos de histéresis y gas atrapado, los cuales conforman mecanismos claves del proceso. En cuanto a la producción de agua y gas de la simulación del proceso AGA, los resultados indican que los modelos de Stone sobrestiman esta producción, lo cual puede afectar el diseño de las instalaciones de superficie en el campo. En caso de no disponer de datos experimentales de permeabilidades relativas trifásicas para simular un proceso AGA, se recomienda usar el modelo de Stone I normalizado por Aziz & Settari, ya que para este caso presentó el mejor ajuste a los datos experimentales trifásicos.