El dióxido de carbono (CO2) es un atractivo agente de desplazamiento para mejorar la recuperación de petróleo. Debido a que una gran parte del CO2 inyectado permanece en los reservorios agotados después de una mejor recuperación de petróleo, este método también podría ser una opción para secuestrar CO2 permanentemente para mitigar el calentamiento global. Los científicos y colaboradores de Los Alamos han desarrollado un marco estadístico genérico de múltiples escalas para la contabilidad de CO2 y el análisis de riesgos en sitios de recuperación de petróleo mejorados con CO2. Este método de análisis proporciona información para ayudar a la toma de decisiones para aplicaciones de recuperación de petróleo y secuestro de CO2. Ciencia y tecnología ambiental publicó la investigación.

El proceso de recuperación de petróleo mejorada con CO2 presenta beneficios potenciales y algunos desafíos técnicos y operativos. La muy baja viscosidad del CO2 puede hacer que se traslade a los pozos de producción, y un control deficiente de la movilidad puede dejar sin barrer grandes áreas del embalse. Para superar esta desventaja, Los proyectos actuales de recuperación de petróleo mejorada con CO2 inyectan alternativamente gas y agua (o salmuera) como babosas en el método de agua-gas alternado para controlar la movilidad del CO2 y la conformidad con las inundaciones. Este método puede resultar muy eficaz. Sin embargo, estudios más detallados de la interacción del CO2 con el petróleo, Formación agua, y se necesitan sedimentos heterogéneos para comprender el mecanismo de secuestro geológico de CO2 en los reservorios de petróleo / gas y evaluar la cantidad total de CO2 almacenado irreversiblemente en los reservorios.

Los valores exactos de los parámetros del yacimiento no se conocen bien en la mayoría de los sitios de recuperación de petróleo mejorados con CO2. Sin embargo, Se puede obtener suficiente información para definir las distribuciones de incertidumbre de estos parámetros. El equipo de investigación utilizó estas distribuciones para realizar simulaciones a múltiples escalas del flujo y transporte de CO2-aceite-agua. Los investigadores expresaron los factores de riesgo como cantidades mensurables para comprender mejor el riesgo del proyecto (por ejemplo, riesgos ambientales y económicos). Este enfoque eliminó la necesidad de generar una estructura de consecuencia rigurosa de la tasa de inyección de CO2, almacenamiento acumulativo de CO2, inyección de agua acumulada y producción acumulada de petróleo / gas. Los resultados proporcionan información para comprender el potencial de almacenamiento de CO2 y los correspondientes riesgos ambientales y económicos del secuestro de CO2 a escala comercial en reservorios agotados.

Los investigadores utilizaron el sitio de recuperación de petróleo mejorado con CO2 en la Unidad Farnsworth en Texas para investigar su enfoque estadístico multiescala para la contabilidad de CO2 y el análisis de riesgos. Los valores exactos de los parámetros del yacimiento no se conocen bien. Por lo tanto, el equipo utilizó distribuciones para muestrear los parámetros inciertos y realizar simulaciones de Monte Carlo basadas en estadísticas geográficas.

Los investigadores realizaron simulaciones a múltiples escalas del flujo y transporte de CO2-petróleo-agua en el reservorio heterogéneo. Utilizaron un patrón de cuatro pozos de inyección en las esquinas de un cuadrado y un pozo de producción en el centro. El equipo realizó 1000 simulaciones de yacimientos por separado, incluido el CO2 inyectado y el agua, así como el CO2 producido, agua, petróleo y gas. Los investigadores desarrollaron un modelo económico simple para calcular la rentabilidad de la recuperación de petróleo mejorada con CO2 para el sitio. Esta información ayuda a comprender el impacto de la heterogeneidad del yacimiento y otros parámetros operativos para la toma de decisiones económicas y la rentabilidad del secuestro de CO2 a través de una mejor recuperación de petróleo en otros yacimientos agotados.