Remocion De Bancos De Condensado

PROYECTO IOR
REMOCION DE BANCOS DE CONDENSADOS A PROFUNDIDAD.

SERGIO HERNANDO LOPEA CASTRO, PhD
PAULA ANDREA LOPEZ ARANGO, EIP

GRUPO DE INVESTIGACION EN YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS.

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA SEDE MEDELLÍN
FACULTAD DE MINAS Y ENERGIAS
OCTUBRE DE 2010

IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA.

Yacimientos De Gas Condensado.

En los yacimientos de gas condensado,cuando la presión fluyente en pozos cae bajo el punto de rocío del fluido, una fase de hidrocarburo líquido se forma (Fig.1). Esta formación de condensado retrógrado resulta en la construcción de una fase líquida alrededor de la cara del pozo dando paso a un detrimento en la permeabilidad efectiva al gas del pozo.


Fig. 1 Diagrama de fases para un yacimiento de gas condensado.

Para estudiarlos yacimientos que producen gas condensado, se han definido tres regiones (Fig. 2)
1. Región 3: Región de fase de gas con Swir donde la presión está sobre el punto de rocío y no se presenta problemas de condensado.
2. Región 2. Región de dos fases donde la presión está justo bajo la presión de rocío y la tensión inter facial gas/crudo es muy baja.
3. Región 1: Cerca al pozo, donde lapresión está bajo la presión de rocío y el escenario es complicado por el droppet out (con alto IFT) que hace una barrera al flujo reduce la productividad del pozo.

Fig. 2 Regiones presentes en un yacimiento de gas condensado.

Estado actual del yacimiento estudiado.
A pesar de que la mayoría de las presiones que originan condensados bloqueadores, se presentan a pocos pies de la cara delfondo del pozo, donde la caída de presión es mucho más alta (zona 1), el yacimiento estudiado posee un banco de condensado profundo a unos 80ft de la cara de formación aproximadamente con una saturación del 50% del volumen poroso. Lo anterior se debe a que todo el yacimiento se encuentra a presiones menores que la presión de roció del fluido, es decir, que todo el yacimiento está en la zonaretrograda de generación de hidrocarburos.
Una vez aplicados los tratamientos actuales para remover el banco de condensado del yacimiento, la producción se recupera solo por pocos días y nuevamente decae. Lo que ocurre es que el banco removido en 15 – 20 pies alrededor del pozo con el tratamiento actual se forma nuevamente en unos cuantos días por empuje de los fluidos que están 60 ft más atrás (Fig.3) y por tanto la producción no se mantenga. Debido a que se va a presentar un fenómeno de imbibición espontanea, en un sistema gas liquido, se genera un bloqueo por líquido que hace disminuir drásticamente la extracción de crudo.

Fig. 3 Situación Actual

IOR/EOR

Cuando un yacimiento pierde la capacidad de flujo por su presión natural, es requerido el uso de tecnologías que promuevan elflujo de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie, este es el origen de los términos de recuperación secundaria o terciaria como IOR y EOR.

EOR se refiere a la recuperación terciaria como recobro realzado (Enhanced Oil Recovery, EOR) los cuales se desarrollaron para cuando los procesos secundarios resultan inefectivos. Son procesos a nivel de yacimiento, cualquier tratamientoinyectadio considera cambios en las propiedades de la roca (como la humectabilidad) o del fluido (como la viscosidad o la tensión interfacial).

IOR por otro lado se refiere al recobro mejorado de crudo (improved oil recovery, IOR) y son procesos realizados o a nivel de pozo, no incluyen cambio en las propiedades petrofísicas del yacimiento pero tal vez si en las del fluido. Es empleado engeneral cuando se tiene un problema de reducción de permeabilidad solo en los alrededores de la cara del pozo.

PLANTEAMIENTO DE LA SOLUCION.

Se requiere aplicar un tratamiento que penetre mucho más en el yacimiento y que por medio de la reducción de la tensión interfacial entre el gas y el líquido, garantice que el aumento de la producción se mantenga durante una mayor cantidad de tiempo....