Optimización del recobro mejorado de petróleo mediante la inyección de agua de baja salinidad modificada con nanopartículas: simulación aplicada al pozo SSF-195 del campo Shushufindi.

Abstract

Esta investigación evaluó la viabilidad y los efectos de la inyección de agua de baja salinidad enriquecida con nanopartículas de sílice como método para impulsar la recuperación de petróleo en pozos petroleros ubicados en el campo Shushufindi, Ecuador. La investigación utilizó modelado numérico realizado con el software CMG, adaptando el modelo a las características petrofísicas y condiciones únicas del yacimiento en estudio. Se examinaron diversos escenarios: inyección de agua tradicional y una combinación de inyección de agua de baja salinidad con nanopartículas. En cada escenario, se monitorearon factores como la tasa de recuperación, el flujo de petróleo y la efectividad del barrido. Los hallazgos indicaron que el uso de la inyección de agua de baja salinidad con nanopartículas de sílice mejoró notablemente la tasa de recuperación en comparación con los enfoques tradicionales. La introducción de nanopartículas mejoró la mojabilidad de la roca y redujo la tensión interfacial, facilitando el movimiento del petróleo atrapado. Se establecieron concentraciones ideales de nanopartículas y parámetros de inyección para optimizar la eficiencia del proceso. La tecnología evaluada ofrece una opción viable para mejorar la producción en yacimientos envejecidos en Ecuador. La metodología creada y los parámetros identificados podrían ser implementados en otros pozos que compartan características similares, apoyando así la sostenibilidad y productividad del sector petrolero nacional.