Revista de Petróleo y Biotecnología Ambiental

Abstracto

Estudio del potencial de disolución de calcita en la liberación de petróleo de superficies de rocas durante pruebas de trazadores químicos de pozo único mediante el acoplamiento de un simulador de flujo multifásico al paquete geoquímico

Khaledialidusti R* y Kleppe J

Se ha considerado que la disolución de minerales de calcita es un mecanismo importante para amortiguar la considerable variación del pH durante las pruebas de trazadores químicos de pozo único (SWCT, por sus siglas en inglés), al mejorar la capacidad amortiguadora de la solución acuosa. Otros parámetros que también podrían tener un gran efecto en la geoquímica del yacimiento durante las pruebas SWCT son la capacidad amortiguadora del agua, los componentes solubles de hidrocarburos y la temperatura.

Además, durante la última década, la disolución de minerales de calcita también se ha presentado como un mecanismo subyacente para la liberación del petróleo adsorbido de la superficie mediante la inyección de agua con salinidad modificada (MSWI) en yacimientos de carbonato. Esta contradicción de los efectos de la disolución de calcita podría plantear un desafío para la precisión de las pruebas SWCT en carbonatos. Esta preocupación nos motivó a destacar el potencial de la disolución de calcita en la liberación de petróleo de las superficies de rocas carbonatadas durante las pruebas SWCT mediante el acoplamiento de un simulador de flujo multifásico al paquete de geoquímica PHREEQC.

Los resultados muestran que, si bien la disolución de calcita es marginal durante el tiempo de inyección, podría ser sustancial durante el tiempo de cierre, que es mucho más prolongado. Durante el tiempo de cierre, los resultados muestran que el potencial de disolución de calcita en la liberación de petróleo de las superficies de la roca podría ser más significativo a temperaturas de yacimiento más altas, aunque la concentración inicial de calcita sólida y la capacidad de amortiguación también podrían tener un efecto.

También está claro que el pH del sistema alcanza el nivel más bajo cuando el tiempo de cierre alcanza el tiempo transitorio (es decir, tiempos de inyección y producción) y no cambia significativamente después. En tiempos de cierre más largos, la hidrólisis de éster adicional y el producto ácido se neutralizan por la disolución de calcita y la capacidad tampón del agua. Por lo tanto, la probabilidad de liberación del petróleo adsorbido de la superficie de la roca es mayor en tiempos de cierre más largos, de modo que los diseños de prueba con tiempos de cierre más cortos e incluso tan cortos como el tiempo transitorio para los yacimientos de carbonato son altamente recomendados. Esperamos que este estudio pueda usarse para minimizar las incertidumbres de las pruebas SWCT y mejorar la confiabilidad de las mediciones de S _o .