Resumen

El objetivo de este estudio es determinar el momento óptimo de conversión de los enfoques de recuperación térmica de seguimiento de los yacimientos de petróleo extrapesado espumoso. El experimento de visualización microscópica y el experimento de paquete de arena unidimensional se llevan a cabo para investigar la influencia de la temperatura en el proceso de producción de petróleo espumoso en frío. De acuerdo con los resultados experimentales, se puede concluir que la temperatura tiene una gran influencia en la etapa de flujo del petróleo espumoso durante el proceso CHOP. Por lo tanto, es necesario estudiar el momento óptimo de conversión de los enfoques de recuperación térmica de seguimiento después de CHOP para el depósito de petróleo espumoso extrapesado. A partir del análisis de los resultados experimentales, se establece el modelo de composición del petróleo espumoso teniendo en cuenta el efecto de la temperatura. En el modelo numérico, se investigan los tiempos de conversión de diferentes enfoques de recuperación térmica. Los tiempos de conversión óptimos para los procesos de estimulación cíclica con vapor (CSS) y de inundación con vapor (SF) son los momentos en los que la presión desciende hasta el punto de pseudoburbuja. Para el método CSS, una presión excesiva no puede dar todo el juego al potencial de producción de la etapa CHOP; cuando la presión es demasiado baja, carece de la energía suficiente para impulsar el crudo calentado hacia el pozo. En el caso del método SF, una presión elevada no puede liberar por completo el calor latente del vapor, y el contenido de gas disuelto (que obstaculizará la transferencia de calor) en la fase de petróleo es mayor bajo una presión elevada, mientras que la presión muy baja conduce a una viscosidad relativamente alta del petróleo crudo; por lo tanto, el rendimiento del proceso SF empeora. Para el proceso SAGD, los efectos adversos del gas de solución liberado en el depósito de petróleo extrapesado espumoso superan los efectos positivos. En consecuencia, el período de CHOP debe prolongarse lo máximo posible para obtener una alta recuperación. En otras palabras, el proceso de recuperación debería cambiarse al proceso SAGD a una presión de formación relativamente baja. Los resultados de este estudio podrían ayudar a comprender mejor las técnicas térmicas de CHOP y post-CHOP para los yacimientos espumosos de petróleo extrapesado, y pueden orientar a los ingenieros de yacimientos para que hagan un mejor uso de las técnicas de recuperación térmica con el fin de mejorar aún más el rendimiento de recuperación de los yacimientos espumosos de petróleo extrapesado.

• Materias:Dióxido de carbono Perforación de pozos de minas Yacimientos minerales Minería Minas y minería Geofluidos
• Subjects:Carbon dioxide Shaft sinking Mineral deposits Mining Mines and mining Geofluids
• Palabras claves:yacimiento de petróleo extrapesado, petróleo extrapesado espumoso, enfoque de recuperación térmica, momento óptimo de conversión, momento de seguimiento, alta presión, proceso sagd, resultados experimentales, petróleo crudo calentado, experimento de visualización microscópica
• Keywords:extraheavy oil reservoir, foamy extraheavy oil, thermal recovery approach, optimal conversion timing, timing of follow, high pressure, sagd process, experimental results, heated crude oil, microscopic visualization experiment