Resumen

Para investigar el proceso de flujo del pozo en escenarios de inyección de CO2, se compararon entre sí los modelos acoplados pozo-embalse (WR) y medios porosos equivalentes (EPM) convencionales. En el modelo WR, durante la inyección, las condiciones del pozo, incluidas la presión y la temperatura, se modificaron dinámicamente a partir de la presión inicial (7,45-8,33 MPa) y la temperatura (52,0-55,9°C) de la formación de almacenamiento. Al cabo de 3,35 días, el flujo del pozo alcanzó el estado estacionario en condiciones adiabáticas; la temperatura aumentó linealmente desde la cabeza del pozo (35°C) hasta el fondo del pozo (52°C). Por el contrario, el modelo EPM, que no tiene en cuenta el proceso del pozo, reveló que la temperatura del CO2 era siempre de 35°C en el intervalo de la pantalla. Las diferencias de temperatura de los modelos WR y EPM dieron lugar a un contraste de densidad del CO2 que entró en la formación de almacenamiento (~200 y ~600 kg/m3, respectivamente). Posteriormente, el modelo WR, que provocó una mayor diferencia de densidad entre el CO2 y la salmuera, reveló una mayor migración vertical del CO2 y un contraflujo de la salmuera, y también desarrolló la precipitación salina localizada. Por último, se llevó a cabo una serie de análisis de sensibilidad para el modelo WR con el fin de evaluar cómo influyen las condiciones de inyección en la interacción entre el sistema de flujo y la precipitación salina localizada en la formación de almacenamiento.

• Materias:Hidrología Permeabilidad Petróleo Yacimientos minerales Minería Geofluidos
• Subjects:Hydrology Permeability Petroleum Mineral deposits Mining Geofluids
• Palabras claves:modelo wr, formación de almacenamiento, temperatura, modelo epm, sal localizada, contraflujo de salmuera, migración vertical de co2, serie de sensibilidad, medio poroso equivalente, proceso de flujo en pozo
• Keywords:wr model, storage formation, temperature, epm model, localized salt, counterflow of brine, vertical co2 migration, series of sensitivity, equivalent porous media, wellbore flow process