Modeling phase equilibria for a water-CO2-hydrocarbon mixture using CPA equation of state in CO2 injection EOR-storage processes: a Colombian case study

• Aristizabal Marulanda, Juan David ^[2] ; Cundar Paredes, Cristiam David ^[3] ; Guerrero Benavides, Christian David ^[4] ; Aguirre, Andres ^[1] ; Pasos, Juan Andres ^[1] ; Moncayo Riascos, Ivan Dario ^[2] ; Ruiz, Marco ^[1] ; Benjumea Hernández, Pedro Nel ^[1] ; Agudelo, William Mauricio ^[5] ; Osorio Gallego, Raúl ^[3]
  1. [1] Universidad Nacional de Colombia

     Universidad Nacional de Colombia

     Colombia

     
  2. [2] Meridian Consulting Ltda. Bogota, Colombia.
  3. [3] Ecopetrol S.A, Bogotá, Colombia
  4. [4] SGS Consulting, Bogotá, Colombia
  5. [5] Ecopetrol S.A. – Instituto Colombiano del petróleo y energías de la transición (ICPET), Piedecuesta, Santander, Colombia

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• Localización: CT&F - Ciencia, tecnología y futuro, ISSN-e 0122-5383, Vol. 14, Nº. 1, 2024, págs. 61-77
• Idioma: inglés
• Títulos paralelos:
  • Modelamiento del equilibrio de fases para mezcla agua-CO2-hidrocarbono utilizando la ecuación de estado CPA en procesos de EOR-almacenamiento por inyección de CO2: un estudio de caso colombiano
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• Resumen
  • español

    En la actualidad es necesario reducir las emisiones de CO2 en la atmósfera. La industria petrolera en Colombia puede contribuir mediante procesos de inyección de CO2 en yacimientos depletados. Para ello, es fundamental tener un conocimiento de las interacciones fisicoquímicas del CO2 con fluidos de yacimiento.  Para integrar las 3 fases CO2, agua e hidrocarburo se requieren modelos avanzados que capturen la fenomenología del equilibrio termodinámico. La ecuación de estado CPA (cubic-plus-association), es una ecuación que adiciona de un término asociativo para modelar la interacción del agua con fase hidrocarburo y CO2.

    En este trabajo se modela termodinámicamente el proceso de inyección de CO2 en un caso de estudio de un yacimiento depletado colombiano. Se cuenta con un fluido composicional con un gradiente de propiedades PVT en un relieve vertical de 10000 ft a una condición de depletamiento de 2000 psia @ 15374 ft y un contacto agua-petróleo (OWC) a 17000 ft. Se realizaron inyecciones de CO2 entre el 10 y 80% molar, y a través de ecuación de estado CPA, se evaluaron las condiciones de hinchamiento del crudo, solubilidad del CO2 en el agua de formación y presurización del sistema. Los parámetros asociativos de la ecuación fueron tomados de literatura y estimados a través de simulaciones de dinámica molecular de las interacciones agua-CO2-Hidrocarburo, mediante la descripción simplificada de un crudo vivo con contenido de asfaltenos de 1% y metano de 50% mol a 6500 psia y 255 °F.

    Este modelamiento termodinámico con ecuación de estado avanzada y uso de simulaciones de dinámica molecular, permitió simular diferentes escenarios de inyección de CO2 en un fluido composicional. El desarrollo de este tipo de estudios es clave para llevar a cabo procesos de inyección de CO2 exitosos enfocados en recobro mejorado (EOR) y almacenamiento de CO2 en el medio poroso en un yacimiento composicional depletado colombiano.

  • English

    Currently, it is necessary to reduce CO2 emissions into the atmosphere. The oil industry in Colombia can contribute through CO2 injection processes in depleted fields. To achieve this, it is essential to have knowledge of the physicochemical interactions of CO2 with reservoir fluids. To integrate CO2, water and hydrocarbon phases, advanced models are required that capture the phenomenology of thermodynamic equilibrium. The CPA (Cubic-Plus-Association) equation of state is an equation that adds an associative term to model the interaction of water with the hydrocarbon and CO2 phase.

    In this work, the CO2 injection process is thermodynamically modeled in a depleted Colombian reservoir case study. There is a compositional fluid with a gradient of PVT properties in a vertical relief of 10,000 ft at a depletion condition of 2,000 psi @ 15,374 ft and an oil-water contact (OWC) at 17,000 ft. CO2 injections between 10 and 80 mol% were carried out, and through the CPA equation of state, the swelling conditions of the crude oil, the solubility of CO2 in the formation water and the pressurization of the system were evaluated. The associative parameters of the equation were taken from literature and estimated through molecular dynamics simulations of water-CO2-Hydrocarbon interactions.

    This thermodynamic modeling with an advanced equation of state and use of molecular dynamics simulations allowed us to simulate different CO2 injection scenarios in a compositional fluid. The development of these types of studies is key to carrying out successful CO2 injection processes focused on enhanced recovery (EOR) and CO2 storage in the porous medium in a Colombian-depleted compositional reservoir.