Desprendimiento de finos por inyección de agua de baja salinidad en un yacimiento petrolero: Simulación del flujo bifásico

Autor: Francisco Javier Martínez Deferia
Coautor(es): Dra. María Luisa Sandoval Solís (Universidad Autónoma Metropolitana-Iztapalapa) y Dr. Manuel Coronado Gallardo (Instituto Mexicano del Petróleo)
Se presentará un modelo para analizar la recuperación adicional de aceite en un yacimiento petrolero inducida por el desprendimiento de finos a través de la inyección de agua de baja salinidad [1]. El modelo describe el proceso en el cual los finos se desprenden, se atoran en las gargantas de poro del medio poroso y bloquean canales indeseados de flujo, obligando al agua de inyección a barrer nuevas zonas del yacimiento y mover el aceite hacia los pozos productores. Se estudia el caso de un arreglo simétrico de cuatro pozos productores y un pozo inyector al centro, con la presencia de una falla conductiva que conecta el pozo inyector con dos productores. El modelo consta de siete ecuaciones diferenciales parciales, tres para flujo bifásico, una para salinidad y tres para la dinámica de finos. Para resolver las ecuaciones de flujo bifásico se emplea un esquema IMPES (Implicit Pressure – Explicit Saturation por sus siglas en inglés) [2], donde las ecuaciones asociadas a la presión y velocidad se resuelven con la técnica de elemento finito [3,4], mientras que el método de Galerkin discontinuo es utilizado para la saturación [5]. Para discretizar el tiempo se usa el método de Runge-Kutta TVD de segundo orden. Por otro lado, limitadores de pendiente son implementados como técnica de estabilización [6]. En esta charla solo se mostrarán los resultados numéricos de la parte asociada al flujo bifásico implementando el esquema IMPES mejorado [2] utilizando mallas con elementos lineales y bilineales generadas con el software GiD. Para la parte de programación, el código es paralelizado usando Parallel Computing Toolbox de Matlab. REFERENCIAS [1] Coronado, M and Diaz-Viera, M. A. (2017). Modeling fines migration and permeability loss caused by low salinity in porous media. Journal of Petroleum Science and Engineering, 150:355 365. [2] Chen, Z., Huan, G., and Li, B. (2004). An improved IMPES method for two-phase flow in porous media. Transport Porous Media, 54:361 376. [3] Chen, Z., Huan, G., and Ma, Y. (2006). Computational Methods for Multiphase Flows in Porous Media. SIAM (Society for Industrial and Applied Mathematics) [4] Coronado M., Sandoval M.L., Escobar G.S., Modelling Fluid Flow and Tracer Transport in Partially Penetrating Injection Wells, Preprint submitted to Journal Computational Geosciences. [5] Abdul A. Khan y Wencong Lai (2014) Modeling Shallow Water Flows Using the Discontinuous Galerkin Method. CRC Press. [6] Hoteit, H., Ackerer, P., Mosé, R., Erhel, J. and Philippe, B. (2004), New two-dimensional slope limiters for discontinuous Galerkin methods on arbitrary meshes, International Journal for Numerical Methods in Engineering, Vol.61 No. 14, pp. 2566-2593.