Resumen de Aplicación de la teoría de Buckley-Leverett en la recuperación mejorada por inyección de solvente en el campo VHR

Franklin Luis Mena Villacís, José Daniel Chamorro Ramírez, Juan Carlos Guamán, Gustavo Raúl Pinto Arteaga

• español

   Este estudio presenta los resultados de laboratorio de la inyección de solvente en muestras obtenidas del reservorio M-2, campo petrolífero VHR de la región amazónica ecuatoriana. El objetivo fue determinar el aumento del factor de recuperación en núcleos saturados con aceite de 29.2 °API. Este estudio consistió en tres etapas: en la primera etapa, varios métodos EOR que potencialmente pueden aplicarse a núcleos, que se obtuvo de la arenisca M-2, fueron analizados. En la segunda etapa, se realizó un desplazamiento de petróleo utilizando agua de formación, este resultado se usó como punto de referencia. En la tercera etapa, se procedió a desplazar el petróleo con solvente y se comparó con el resultado de la segunda etapa. Para la segunda y tercera etapa, se desarrolló un modelo simple basado en la teoría de Buckley-Leverett. Este modelo ayudó a cuantificar el aumento en el factor de recuperación. Los criterios de selección determinaron que las condiciones eran apropiadas para la inyección de solvente. El punto de referencia dio un factor de recuperación del 25.7%. Por otro lado, el aceite desplazado después de usar solvente fue de 43.77%. Este resultado significa un aumento del 18.07% en el factor de recuperación. El método numérico dio un factor de recuperación de 49.97%, que es 6.2% más alto que los valores experimentales. El experimento permitió concluir que la opción de inyectar solvente es muy práctica para usarlo en un proyecto piloto para el reservorio M-2 del campo VHR de la región amazónica ecuatoriana.

• English

   This study presents the laboratory results of the solvent injection in samples obtained from reservoir M-2, the VHR oil field of the Ecuadorian Amazon region. The objective was to determine the increase of the recovery factor in cores saturated with oil of 29.2 API degrees. This study consisted of three stages: in the first stage, several EOR methods that can potentially be applied to cores, which was obtained from the M-2 sandstone, that ones were analyzed. In the second stage, an oil displacement was made using formation water; this result was used as a reference point. In the third stage, the oil was displaced with solvent and compared with the result of the second stage. For the second and third stages, a simple model based on the Buckley-Leverett theory was developed. This model helped to quantify the increase in the recovery factor. The screening criteria determined that the conditions were appropriate for solvent injection. The reference point gave a recovery factor of 25.7 percent. On the other hand, the displaced oil after using solvent was 43.74 percent. This result means an increase of 18.04% in the recovery factor. The numerical method gave a recovery factor of 49.97 percent, which is 6.23 percent higher than the experimental values. The experiment allowed concluding that the option of injecting solvent is very practical for use in a pilot project for the M-2 reservoir of the VHR field of the Ecuadorian Amazon region