EVALUACION DE LA EFECTIVIDAD DE TRATAMIENTOS PARA REMOCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADO SOBRE SISTEMAS CON ESTE TIPO DE

DAÑO

OSCAR HERNANDO AGUDELO DELGADOELIANA MARÍA GONZÁLEZ GIRALDO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIAFACULTAD DE MINAS

ESCUELA DE PROCESOS Y ENERGÍASEDE MEDELLÍN

2012

EVALUACION DE LA EFECTIVIDAD DE TRATAMIENTOS QUÍMICOS PARA LA REMOCION DE BANCOS DE CONDENSADO EN YACIMIENTOS DE GAS

CONDENSADO RETROGRADO

OSCAR HERNANDO AGUDELO DELGADOELIANA MARÍA GONZÁLEZ GIRALDO

Trabajo dirigido de Grado presentado como requisito para obtener el título de Ingeniería de Petróleos

DirectorSERGIO HERNANDO LOPERA CASTRO

Ingeniero de de Petróleos. Msc. Phd.

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIAFACULTAD DE MINAS

ESCUELA DE PROCESOS Y ENERGÍASEDE MEDELLÍN

2012

TABLA DE CONTENIDO

LISTA DE TABLAS

LISTA DE GRÁFICOS

INTRODUCCIÓN.

Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos que se encuentran a grandes profundidades en formaciones rocosas; la explotación de estos los hidrocarburos en fase gaseosa o liquida se realiza mediante la combinación de técnicas entre ingenieros de perforación, de producción y de yacimientos; estos últimos son los encargados de mantener los campos petrolíferos produciendo a tasas optimas mediante la solución de los problemas asociados al flujo de los hidrocarburos desde formación hacia los pozos productores y hasta superficie, manteniendo de esta manera la rentabilidad económica del campo.

La mayoría de problemas asociados a los fluidos de yacimientos se evidencian cuando los campos llevan grandes tiempo de producción y se ha sobrepasado los límites de presiones que los impulsa a los fluidos moverse naturalmente y que los mantiene en equilibrio de fases.

En yacimientos de gas condensado se presenta un comportamiento complejo debido a la existencia de un sistema de fluidos de dos fases  cuando la presión de esta zona cae por debajo de la presión de rocío. La producción bajo esta condición presenta una obstrucción en la zona vecina al pozo reduciendo de esta manera la productividad en un factor de dos o más y reteniendo hidrocarburos líquidos de alto valor económico.

Cuando estos problemas se prestan se debe replantear la estrategia a aplicar los siguiente años de la vida productiva del campo para remedir y prevenir un mayor daño. Para yacimientos de gas condensados con depósitos de condensado in situ, una de las mejores alternativas de solución es la inyección de tratamientos químicos que remuevan los líquidos depositados y recuperen el área de flujo para la fase gaseosa.

Aunque el objetivo de los tratamientos químicos es siempre mejorar la producción de los pozos intervenidos, no todos los tratamientos inyectados logran el propósito solución; hay algunos casos particulares en los que al aplicar un tratamiento remedial, al contrario de lo esperado los químicos inducen un daño mayor al presentado antes de intervenir el pozo. Para predecir cuál es el efecto de algún tratamiento antes de aplicarlo en yacimiento y prevenir un daño mayor, es necesaria la realización de pruebas experimentales en laboratorio en corazones de formación donde se simule las condiciones de flujo, de presión y temperatura en yacimiento y se observen los efectos del tratamiento en los fluidos. Los resultados obtenidos de estas pruebas sirven de base para la toma de decisiones sobre aplicar o no en campo el tratamiento analizado en laboratorio.

DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

1.MARCO TEÓRICO

1.1 FLUIDOS DE YACIMIENTOS1.

Los fluidos de yacimientos son una mezcla multicomponente de hidrocarburos compuesto en mayor medida de carbono e hidrógeno, con pequeñas cantidades de nitrógeno, oxígeno y azufre, formado por la descomposición y transformación de restos animales y plantas que han estado enterrados a grandes profundidades durante varios siglos.

Se encuentran en las formaciones geológicas tanto en estado liquido (denominado con el nombre de petróleo) como en el estado gaseoso (gas natural), constituyendo la actividad económica de primera importancia a nivel mundial, debido a que representan los principales combustibles fósiles, y sirven de materia prima para todo tipo de plásticos, ceras, lubricantes, entre otros miles de productos.

El valor comerciar subscrito a los fluidos de yacimiento, dependen de las cadenas de hidrocarburos presentes, del contenido de elementos como oxigeno, nitrógeno o azufre y del estado en que se obtengan en superficie; este ultima característica depende a su vez de la presión, temperatura, del proceso de formación de los hidrocarburos y determina la forma de producción y tratamiento del yacimiento.

La identificación de la fase en que los hidrocarburos se encuentran en yacimiento, es entonces de suma importancia para caracterizar y planear el futuro técnico, administrativo y económico de las reservas de hidrocarburos encontradas; Esta identificación se base en el análisis del comportamiento termodinámico de fases, y parámetros característicos de los fluidos como son la relación gas-liquido GOR, la gravedad API y el color de la mescla separada en superficie.

1.2 CLASIFICAION DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO2.

El comportamiento de los fluidos de los yacimientos durante su vida productiva es determinado por la forma de su diagrama de fase y la posición de su punto crítico. El conocimiento del comportamiento de una mezcla de dos componentes servirá como una guía para el comportamiento de las mezclas de multi-componentes.

Los fluíos de yacimiento pueden clasificar en forma general como en gaseosos y líquidos dependiendo de la fase inicial de yacimiento como se observa en la tabla

1, y dependiendo de característica propias como GOR, gravedad API° color y composición se subdividen en 5 ramificaciones. Los fluidos gaseosos se subdividen en gas seco, gas húmedo y de gas condensado, a su vez los fluidos líquidos pueden ser de petróleo volátil o de petróleo negro, con forma a la gravedad API, el petróleo negro puede subdividirse en crudo liviano, pesado y extrapesado.

Tabla 1. Clasificación de los fluidos de yacimiento con base en los hidrocarburos contenidos

Fuente: “Ingeniería de yacimientos” G. Rojas; 2003.

Dependiendo del tipo de fluido en yacimiento que se encuentre, se debe implementar diferentes técnicas de producción de los hidrocarburos, y diferentes estrategias para afrontar los problemas asociados a la vida productiva del campo. A continuación se amplía la información referente a los yacimientos de gases condensados, recorriendo la evolución productiva de estos campos y los problemas generados por la caída de presión y temperatura en el proceso natural de producción.

2. YACIMIEINTOS DE GAS CONDENSADO.

Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado retrogrado. Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones

pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado.

2.1 COMPORTAMIENTO RETROGRADO1.

El término “condensación retrograda” se utiliza para describir el comportamiento anómalo de una mezcla que forma un líquido por la disminución isotérmica de la presión o por un aumento isobárico en la temperatura.

Figura 1. Diagrama de fases para gas condensado.Fuente: “Ingeniería básica de yacimientos” J. rodríguez; 2007.

La región de comportamiento retrogrado (área oscura de figura 1.) está definida por la línea de calidad constante que exhiba un máximo con respecto a la temperatura o presión. La figura N, muestra que para que ocurra fenómeno retrogrado, la temperatura debe estar entre la temperatura crítica y la cricondentérmica. Si la condición inicial del yacimiento fuera presentada por el punto 1 en el diagrama de fase presión-temperatura de la figura N, entonces la declinación isotérmica de la presión durante el agotamiento del yacimiento seguiría la línea 1-2. Debido a que la presión inicial del yacimiento esta sobre la presión del punto de condensación el sistema hidrocarburo existe como fase simple gaseosa y permanece así durante la declinación de presión isotérmica 1-2. A medida que la presión del yacimiento cae por debajo del punto 2, la presión de condensación será alcanzada y pasado y una fase liquida se desarrollara en el yacimiento. El líquido continuara aumentando y alcanzará un máximo que ocurre entre los puntos 2-3. Sin embargo, a medida que la presión declina, la curva de

condensación puede ser cruzada otra vez lo cual significa que todo líquido, que se formó, debe vaporizarse y se lograra un sistema confirmado exclusivamente por vapor en el punto de condensación más bajo.

La condensación retrograda es causada por las fuerzas que actúan sobre las moléculas de diferente tamaño y depende del balance de estas fuerzas2. Cuando la presión disminuye por debajo de la presión de rocío. Las fuerzas de atracción entre las moléculas livianas y pesadas disminuyen debido a que las moléculas livianas se apartan mucho de las pesadas. Cuando esto ocurre, la atracción entre las moléculas de los componentes pesados se hace más efectiva produciendo su condensación: Mayor reducción de presión permite a las moléculas de componentes pesados su normal vaporización hasta alcanzar nuevamente el punto de rocío (completa vaporización del condensado retrogrado) a presión de vacío.

2.2 FORMACION DEL BANCO DE CONDENSADO3.

Durante el proceso de producción del yacimiento la temperatura de la formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce. Cuando la presión de yacimiento se reduce hasta la presión de rocío, una fase rica en fracciones pesadas se separa de la solución, tal y como se explicó en la sección anterior. Cuando se forma por primera vez en un yacimientos de gas, gotas de condensado el líquido es inmóvil debido a las fuerzas capilares que actúan sobre los fluidos, es decir, una gota microscópica de líquido una vez formada, tendrá que quedarse atrapada en los poros o gargantas de poros pequeñas, en consecuencia el condensado que se forma en la mayor parte del yacimiento se pierde en la producción. Si la reducción de presión continua incremento, se acumula suficiente liquido como para que su movilidad se vuelva significante; este volumen mínimo necesario para que pueda fluir la fase liquida se conoce como saturación critica de condensado.

El volumen de la fase liquida presente depende no solo de la presión y la temperatura, sino también de la composición del fluido. Un gas seco por definición tiene suficientes componentes pesados como para generar líquidos en el yacimiento aunque se produzca una gran caída de presión. Un gas condensado pobre genera un volumen pequeño de fase liquida (menos de 100bbl por MPCN3) y un gas condensado rico genera un volumen de líquido más grande, generalmente superior a 150bbl por millón de pies cúbicos.

2.3 BLOQUEO POR BANCO DE CONDENSADO.

Una vez separada la fase gaseosa y fase liquida como resultado de la reducción de la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío, el gas y el líquido compiten por trayectorias de flujo como lo describe la relación entre sus correspondientes permeabilidades relativas. La formación de bloqueo por condensado es el resultado de la reducción de la movilidad del gas por perdida de área ocupada por condensados líquidos.

El bloqueo por condensado retrogrado puede ocurrir 4.

En zona cercana al pozo productor: En todo el yacimiento.

2.3.1 Zona Cercana al Pozo Productor.

Cuando la presión del fondo fluyente es menor que la presión de rocío y la presión promedia del yacimiento es mayor o igual a la presión de rocío.

Un banco o anillo de condensado retrogrado crece alrededor de un pozo de gas condensado cuando la presión de fondo de pozo cae por debajo de la presión de rocío. Este banco crece como la presión del yacimiento declina disminuyendo la productividad del pozo y generando una pérdida de componentes pesados en superficie. El comportamiento es particularmente rápido en yacimientos de gas condensado rico, cercano al punto de rocío y de baja permeabilidad.

En el peor de los casos de saturación de condensado alrededor de los pozos puede alcanzar valores de 50-60%. Generando reducciones de productividad de los pozos de 2 a 10 veces existentes antes de la condensación retrograda5.

2.3.2 Todo el Yacimiento.

Cuando la presión del yacimiento es menor que la presión de rocío. En el primer caso puede ocurrir desde el comienzo de la explotación del yacimiento si se tiene una alta caída de presión en los alrededores del pozo debido al daño de la formación por los fluidos de perforación, en el segundo caso se presenta cuando el yacimiento de gas condensado es produjo por agotamiento de presión y la presión de yacimiento ha caído por debajo de la presión de rocío.

Al caer la presión promedia del yacimiento por debajo de la presión de rocío retrograda ocurre una precipitación de condensado en forma de las pequeñas gotas que se acumulan en los canales porosos más pequeños de la roca. Para que el condensado retrogrado alcance cierta movilidad en el yacimiento se necesita que su saturación sea mayor a la saturación critica de condensado (30-40%) lo cual es difícil de alcanzar ya que el volumen de condensado retrogrado raras veces excede un valor de 20% vol.

2.4 MANEJO DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO 6.

Por su capacidad calorífica, los hidrocarburos líquidos históricamente han sido más valiosos que el gas. El banco de condensado en yacimiento no solo es una pérdida de hidrocarburos líquidos que no saldrán a superficie si no una restricción para el flujo de gas mermando la productividad de los pozos y empobreciendo el gas de fracciones pesadas. Por estas razones se requiere de una tecnología o combinación de ellas que remueva el banco de condensado. A continuación se enuncian las técnicas más empleadas en los yacimientos de gas condensado que presentan presiones de fluido por debajo de la presión de rocío.

2.4.1 Inyección de Gas Seco.

Una forma de vaporizar parcial o totalmente el condensado retrogrado cerca de los pozos es inyectando el gas seco por varios días o semanas, dependiendo del grado de condensación que haya ocurrido, y luego colocar el pozo a producción a elevadas tasas para remover el líquido bloqueador vaporizado7. Experiencias del laboratorio y campo han demostrado la capacidad que tiene el metano en vaporización del condensado retrógrado.

Cook, Walker y Spencer8. Realizaron pruebas de laboratorio sobre gasificación de condensado (45°API) con gas seco, dependiendo de la presión, el volumen del gas inyectado y la temperatura, se alcanza a gasificar hasta un 75% del condensado original. Se comprobó que un volumen de condensado gasificado es proporcional a la presión y la cantidad de gas inyectado.

2.4.2 Fracturamiento Hidráulico.

Esta técnica crea canales de flujo a través del anillo de condensado que permite estimular la producción de gas condensado desde la zona no alterada, además reduce la caída de presión (pressure drawdown) en los alrededores del pozo. Aunque esta técnica es una de las más usadas en estimular pozos de gas

condensados bloqueados por condensado retrogrado y no agua, y no siempre se puede usar por los peligros que se tiene de comunicar la zona productora con otras no deseables y su alto costo en pozos profundos.

2.4.3 Incremento de Número Capilar.

El impacto negativo del anillo de condensado sobre la productividad de un pozo puede reducirse incrementando el número capilar en la región cerca al pozo. Esto se puede lograr aumentando la tasa de producción del pozo.

Mott, Cable y Spearing9 presentaron resultados de medios de Kgr en muestras de areniscas de yacimientos de gas condensado del mar del norte a velocidades típicas de la región cercana al pozo. Los resultados mostraran un claro aumento en la movilidad del condensado retrogrado con el incremento del número capilar a valores de orden de 10-3.

2.4.4 Inyección de Alcoholes.

Du y Cols10 encontraron que una inyección de metanol aumenta la Krgmax de 1,2 a 2,5 veces (dependiendo de la Swi) en relación a la que se tenía por efecto del daño o bloqueo producido por el condensado retrogrado. La estimulación es producida por el desplazamiento miscible del condensado y agua por parte del metanol. Los efectos beneficiarios del metanol son más pronunciados a altas saturaciones de agua cuando la reducción de Krg se debe al efecto combinado de gas retrógrado y agua. Los bajos costos del metanol dan una ventaja a esta técnica estimulante.

Antes de aplicar en campo una tecnología como las descritas anteriormente que reduzca completa o parcialmente el banco de condensado y en general antes de realizar cualquier actividad en pozos de hidrocarburos para procesos de recobros mejorados, la tecnología o serie de ellas debe ser probadas en laboratorios para evaluar su efectividad, el comportamiento con los fluidos y con la roca de yacimiento; Estas tipo de evaluaciones se realiza en corazones de formación ( consolidados o no consolidados) mediante pruebas de desplazamientos sobre ellos, simulando condiciones de yacimiento como presión, temperatura y flujo de fluidos; de esta manera si los fluíos a inyectar son incompatibles con los fluidos o desestabilizan la formación en algún sentido, se sabrá en las pruebas y se evitara una posible inducción daño y no la mejora como estaba previsto.

3. PRUEBAS DE LABRATORIO.

El análisis de núcleos continúa siendo hoy en día, la base donde descansa la evaluación de formaciones en su conjunto, ya que proporciona información relevante, cuya obtención no es posible por ningún otro medio. De esta manera, las mediciones de laboratorio que se efectúan en muestras de roca ofrecen los medios más directos y tangibles para determinar los parámetros críticos del yacimiento. Los datos acerca de las propiedades de las rocas que se obtienen mediante el análisis de núcleos, son utilizados principalmente para dos aplicaciones:

En primer lugar, para calibrar y refinar la interpretación de los registros de pozos y simuladores. Un gran número de parámetros que son determinados a partir de estos registros, tales como la densidad total, la porosidad, la resistividad eléctrica y la velocidad de las ondas acústicas P y S, también pueden medirse en el laboratorio bajo condiciones muy bien controladas en muestras tomadas de un núcleo, generándose así datos de muy alta calidad, con los cuales pueden calibrarse los registros de pozo.

En segundo lugar, los análisis de laboratorio en muestras de núcleos, se emplean para determinar propiedades y parámetros de la formación que no pueden obtenerse mediante los registros de pozo, ni por ningún otro medio. En este grupo se encuentran, por ejemplo, la permeabilidad, las presiones capilares, las permeabilidades relativas, el exponente de saturación, la eficiencia de la recuperación de hidrocarburos, la mojabilidad, la compresibilidad del volumen de poros y varios parámetros relativos al comportamiento mecánico de la formación.

El objetivo fundamental de los análisis de núcleos es obtener, mediante mediciones directas de laboratorio, datos representativos de las propiedades in-situ de las rocas y de los fluidos del yacimiento, para asistir en la optimización de la evaluación de reservas y en la recuperación de los hidrocarburos.

Como el objetivo de estas pruebas es evaluar la efectividad de diferentes tratamientos en la remoción de bancos de condensado, para iniciar contábamos con nueve tratamientos a evaluar de los cuales se le van a realizar pruebas preliminares de compatibilidad fluido fluido ,pruebas de tensión interfacial y los tratamientos que arrojen los mejores resultados en estas pruebas preliminares serán llevados a las pruebas de desplazamiento.

3.1 DETERMINACIÓN DE LA COMPATIBILIDAD ENTRE LOS FLUIDOS DE FORMACIÓN Y LOS DIFERENTES TRATAMIENTOS.

La compatibilidad de fluidos se realiza según la norma API-RP42, donde los fluidos de formación y y las diferentes fluidos se mezclan a las razones 25-75 75-25 y 50-50 en porcentaje volumétrico y se registra el comportamiento de las fases a una temperatura de 180°F (82°C), para determinar la relación volumétrica y determinar si alguna de ellas muestra alguna emulsión. Se observa y se registra el comportamiento de los fluidos, el porcentaje libre, de interfase o en emulsión de los componentes de la mezcla con el tiempo.

Figura 2. Proporciones de mezcla para el Análisis de la Compatibilidad de Fluidos

Condiciones:

T: 180°F

P: ambiente

Total volumen mezclado: 60 cc

Procedimiento prueba a temperatura.

Se realizan mezclas fluido de formación y salmuera sintética en tres diferentes proporciones, 75/25, 50/50 y 25/75 respectivamente. El procedimiento paso a consiste en:

Se precalientan los fluidos por separado a la temperatura de 180° F. En un beaker se adicionan las proporciones correspondientes de cada fluido, y se

agita durante 1 minuto a 1000 rpm. Inmediatamente se vierte la mezcla en una probeta de 100ml y se somete mediante el

horno de calentamiento a la temperatura de la prueba. Se observa el comportamiento de las fases en el tiempo, (1, 5, 10, 20, 30, 60, 120,

180 minutos).

DESCRIPCIÖN JUSTIFICACIÓN

Compatibilidad de fluidos

Verificar que los fluidos que van a ser utilizados sean compatibles para no generar un daño adicional en la muestra. La prueba se basa en la norma API-R42.

3.2 Pruebas de tensión interracial Crudo dosificado –Salmuera .

Las medida de tensión interfacial es una variable critica para la evaluación de la efectividad de un tratamiento en la evaluación de bancos de condensado ,en nuestro caso evaluaremos la medida de tensión interfacial entre el crudo y el agua si ningún tratamiento y luego compararemos esta medida con la medida tomada al suministrarle al crudo diferentes dosis de tratamientos.

Figura 3. Tensiómetro .Fuente: Laboratorio de yacimientos Universidad Nacional Sede Medellin..

3.3 PRUEBAS DE DESPLAZAMIENTO PARA ANALISAR EFECTO DE TRATAMIENTO EN BANCOS CONDENSADOS.

Como ya se menciono en la sección anterior, se puede conocer mediante pruebas de desplazamiento en corazones de formación o en empaques de arena, si un tratamiento químico será eficiente para la reducción de un daño antes de su inyección en campo simulando las condiciones de flujo y de yacimiento. Esta sección se dedica al análisis de montajes y protocolos experimentales que permitan evaluar eficiente mente un tratamiento químico a inyectar.

A continuación se presenta un procedimiento experimental18, que describe todos los pasos realizados en una prueba para evaluar los efectos de un tratamiento removedor de bancos condensados. Esta evaluación se a hace mediante comparación de permeabilidades efectivas algas y estados de saturación de la muestra en las diferentes etapas de la prueba; debido a que finalmente lo que se

quiere es reducir la saturación de condensado en el medio, y aumentar el área de flujo para la fase gaseosa.

Este procedimiento comprende las condiciones de trabajo (presión, temperatura, tasa de flujo) fluidos a inyectar, el objetivo y descripción de cada paso, y las variables a medir, con las que se va a determinar si el tratamiento es efectivo, en este caso permeabilidades efectivas al gas y estados de saturación

Etapa 1. Construcción de curvas base

Pasos DescripciónCondición de prueba

Justificación.

1Preparación de las

muestras y fluidos a inyectar

P y T ambiente

Someter la muestra a procedimientos de lavado, secado con el fin de prepárala para la medición de sus propiedades básicas y la preparación de los fluidos a inyectar.

2 Inyección de gas P y T

yacimientoObtener Kabs al gas y corregir por klinkenberg

3 Inyección de aguaP y T

yacimientoSaturación de muestra con agua, Medición de Kw

4 Inyección de GasP y T

yacimiento

Llevar la muestra a condición de Swir.

Medición de Kg a Swir

5Inyección de 1 Vp de condensado a

P y T yacimiento

Inducción de condensado a Swir y Sg

6 Inyección de gas P y T yacimiento

Medida de Kg base. a Sor y Swr

Etapa 2. Generación de daño: reducción de permeabilidad por presencia de banco de condensado.

7Inyección de 0,5VP

de condensado P y T

yacimientoInducción de daño por condensado

9 Inyección de de gas P y T yacimiento

Medida de efluente a la salida para determinar saturación de núcleo en etapa de daño

Medida de Kg y evaluación de daño

Etapa 3. Inyección de tratamiento y evaluación de su efectividad en la disminución de la saturación de condensado.

10Inyección del 10

ppm de tratamiento P y T

yacimiento

Inyección de tratamiento para remoción de daño por banco de condensado

11 Tiempo de remojo

12Inyección de 30 Vp

de gas P y T

yacimiento

Medición Kg y efluentes después del tratamiento.

Evaluación de capacidad de remoción del tratamiento a concentración 1

13Inyección de 25 ppm

de tratamiento P y T

yacimiento

Inyección de tratamiento para remoción de daño por banco de condensado

14 Tiempo de remojo

15 Inyección de gas P y T yacimiento

Medición Kg y efluentes después del tratamiento.

Evaluación de capacidad de remoción del tratamiento a concentración 2

6 Repetir pasos 10,11 y 12 las veces que se quiera evaluar una concentración diferente de tratamiento

Tabla 2. Protocolo de evaluación de tratamiento químico para remoción de bancos de condensado mediante pruebas de desplazamiento en corazones de formación.Fuente: “Proyecto Remoción bancos de Condensado”, Universidad Nacional de

Colombia. 2010.

3.3.1 Inducción de Banco de Condensado

De la tabla anterior se observa, que las pruebas de laboratorio consiste básicamente en 3 etapas: la primera es la línea base, que corresponde a la situación inicial del yacimiento sin ningún daño inducido con solo la fase gaseosa presente; la segunda etapa es el estado de daño que representa la situación actual del yacimiento, cuando ya tiene una reducción den la permeabilidad efectiva al gas por la presencia de un banco de condensado. Y la última etapa, es el escenario en que debe quedar el yacimiento una vez inyectados los tratamientos, dependiendo de la efectividad de estos la saturación del banco de condensados disminuirá o no, y la permeabilidad efectiva al gas aumentara.

Uno de los retos de las pruebas de laboratorio consiste entonces en generar el estado de daño (etapa 2) que simule la saturación de fluidos actual del yacimiento, para poder probar el efecto de algún tratamiento.

En el laboratorio para inducir daño por condensado, se inyecta a la muestra un total de 1,5 VP de petróleo liviano del yacimiento de gas condensado (gravedad API 40°) en dos pasos.

En el primer paso un volumen poroso de condensado es introducido a la muestra (paso 5 tabla 2) para saturarla completamente del crudo (a Swi y Sgi), luego se inyecta gas (paso 6 tabla 2) para dejar expulsar el aceite del medio poroso y dejarlo a saturación residual de condensado; de esta manera el condensado que se inyecte de allí en adelante tendrá la capacidad de ser móvil.

En el segundo paso se inyecta al medio el 0,5Vp (paso 7 tabla 2) restante para generar una saturación de petróleo del 50% del volumen poroso efectivo (volumen poroso móvil). Esta saturación anterior genera una disminución en el área transversal al flujo y por tanto genera un bloqueo al flujo de gas. De ésta forma se ha inducido daño por presencia de condensados.

3.3.2 Aplicación de Tratamiento

La forma en que se aplique el tratamiento al medio poroso determina sustancialmente el grado de efectividad que este tenga para remover el daño. Dependiendo de la profundidad del banco de condensado en el yacimiento se debe diseñar la forma de inyección de los químicos para que puedan alcanzar al banco, de nada sirve un químico altamente efectivo que no pueda tener contacto con el condensado.

Es de especial atención la forma de aplicación del tratamiento cuando el banco de condensado a remover no se encuentra cerca de la cara de formación a 15 o 20 fts sino que esta a gran distancia de la cara del pozo a 80 fts o más

3.3.2.2 Inyección de tratamiento en corriente dispersa.

Este método consiste en arrastrar cantidades de tratamiento en una corriente de gas a alta velocidad que simule un sistema de espray con partículas liquidas dispersas. Antes de la cara del núcleo existe una unión T donde convergen el liquido y el gas de arrastre, la bomba de desplazamiento que empuja al tratamiento circula a un caudal bajo de tal forma que salga una gota de químico (0,02cc) cada minuto, por el contrario la pipeta de gas se abre a alta presión, para que cada gota que salga sea arrastrada y dispersada en la corriente de gas antes de entrar al medio poroso. La figura 3 describe como la forma en que entra el tratamiento al medio poroso.

Figura 4. Esquema de inyección de tratamiento en corriente dispersaFuente: Paula Andrea López Arango. 2011

Las desventajas de éste método radican en que La cantidad de tratamiento que viaja en la corriente de gas es muy pequeña del orden de 10.000/1 gas líquido y que se requiere en laboratorio tasas de inyección de tratamiento muy bajas para que el sistema pueda funcionar como espray.

La mayor ventaja de este método es que al viajar disperso en una corriente de gas a alta velocidad puede llegar a distancias más lejanas y atacar los bancos de condensados distantes de la cara de formación.

La figura 4 ilustra el montaje requerido en el laboratorio para inyectar el tratamiento en corriente dispersa.

Figura 5. Esquema del montaje experimental empleado en pruebas de desplazamiento para reducción de bancos de condensados.

Fuente: Informe “Proyecto Remoción bancos de Condensado”, Universidad Nacional de Colombia.

PRESENTACIÓN DE RESULTADOS

El desarrollo del proyecto para evaluar los diferentes tratamientos para remoción de bancos de condensado en empaques de arena se llevó a cabo en tres etapas macro que fueron:

1. Determinación de la compatibilidad entre los fluidos de formación y los tratamientos.2. Medición de tensiones interfaciales entre salmuera y condensado de formación a diferentes concentraciones de tratamiento disuelto en el segundo.3. Pruebas de desplazamiento para determinar la efectividad de los tratamientos en la remoción de bancos de condensado.

Se descartaron tratamientos secuencialmente con el fin de elegir tres que serán probados en pozo. A continuación se presentan los resultados de estas pruebas.

Listado de tratamientos

Numero Código Tipo de tratamiento

1 30-BP-AGTSF-48 Surfactante

2 32-BP-AGT-42 Surfactante

3 30-BP-AGTSF-49 Surfactante

4 33-BP-AGTSF-44 Surfactante

5 37-BP-AGTSF-46 Surfactante

6 38-BP-AGTSF-47 Surfactante

7 37-BP-SFFL-45 Surfactante Fluorinado

8 31-BP-SFFL-50 Surfactante Fluorinado

9 33-BP-AFL-43 Alcohol Fluorinado