Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano

Abstract

Uno de los principales problemas que se presenta al momento de implementar mecanismos de recobro secundario es la inducción de daños de formación causados por la naturaleza del fluido de inyección. La interacción entre el fluido y los componentes del yacimiento pueden perjudicar considerablemente la permeabilidad del crudo disminuyendo así el porcentaje de recobro. En este proyecto se realizó la caracterización del daño de formación asociado a la inyección de agua de río en un campo de areniscas de crudo pesado a escala de laboratorio. Mediante el análisis de la litología del yacimiento y pruebas de susceptibilidad a la inyección sobre seis tapones se concluyó que la migración de finos es uno de los daños de formación presentes. A partir de un análisis composicional del agua de río se determinó el carácter incrustante y corrosivo de la fuente de agua por medio de los índices de saturación de Langelier y Ryznar, indicando que no es probable que se produzcan precipitaciones pero es posible que se ocasionen corrosiones en los equipos y las tuberías. Adicionalmente, se complementaron los resultados experimentales mediante simulaciones en IMEX para estimar el impacto en el porcentaje de recobro en donde se obtuvo el porcentaje de reducción de recobro a diferentes profundidades

One of the main issues of secondary recovery techniques is the induction of a formation damage associated with the injected fluid. The interaction between elements from the reservoir and the fluid may considerably decrease rock permeability and thus oil recovery factor. In this study, the formation damage related to injecting river water into a sandstone reservoir was characterized at laboratory scale. Through field lithology and sensitivity experiments over six cores it was determines that fine migration is one form of formation damage present. With a compositional analysis over river water the scaling potential and corrosiveness was found using Langelier and Ryznar saturation indexes which indicated a low probability of scaling and a high corrosiveness over pipes and equipments. Additionally, experimental results were complemented by IMEX simulations to estimate the oil recovery factor decrease at different depths of the field.