Trabajo

Evaluación de los efectos del daño de formación y sus métodos de inhibición en la productividad mediante el análisis de curvas de IPR D. Acevedo, L.V. González, D. Montes. U. Nacional de Colombia

Introducción El aprovechamiento de las capacidades máximas de un yacimiento es un criterio clave para rentabilidad de dicho sistema, de ahí la importancia de comprender cuales factores afectan la producción. El conocimiento de la naturaleza de la formación en la cual se está produciendo y del comportamiento de los fluidos en su paso de la formación al pozo es uno de estos factores, el cual define y permite la cuantificación de la tasa de flujo que se puede obtener, la caracterización de tal fenómeno es posible predecirla mediante curvas IPR [2]. Una curva IPR (Inflow Performance Relationchips) es una forma de evidenciar gráficamente las distintas presiones fluyentes con las cuales el yacimiento entrega en el fondo del pozo, distintos caudales de producción, donde dicha curva es entonces función de la presión y el caudal y en la cual se pueden conocer dos parámetros de gran importancia para la producción del yacimiento. El primero de ellos, denominado Absolute Open Flow y denotado como Aof, representa la capacidad máxima de caudal que puede alcanzar el yacimiento; y el segundo conocido por la notación con la letra J, llamado Indice de productividad, que es la razón de la tasa de producción a determinada presión de fondo de pozo (Pwf), dicho índice es una medida de potencial del pozo [1].

Ilustración 1. Curva IPR [Creación propia].

La máxima capacidad de afluencia en un yacimiento viene entonces condicionada por el comportamiento presentado al interior de la formación; agentes como el tipo fluido, sus posibles transformaciones físico químicas y las condiciones de presión y temperatura del yacimiento en cuestión, pueden cambiar la producción en el yacimiento. Los agentes anteriormente mencionados pueden ocasionar daño dentro de la formación, es decir, que pueden generar procesos que disminuyan la tasa de flujo, por tanto, la producción en el pozo productor o en caso de tener pozos inyectores, la inyectabilidad. Ya que las curvas IPR enseñan la máxima capacidad de afluencia y esta se puede ver afectada por diferentes factores, es posible percibir a través de la curva si se presenta daño de formación y que tanto está influyendo éste en la productividad del yacimiento. Por otro lado, en caso de aplicarse tratamientos de remediación y/o inhibición, es posible también evaluar la eficacia de dicho tratamiento.

Ilustración 2. Curva IPR con y sin daño de formación [Creación propia].

Desarrollo Al noreste de la ciudad de Bogotá se ubica el campo Cupiagua Sur cuya operación actualmente está cargo de Ecopetrol, con una composición de petróleo volátil que cuenta con una gravedad de 38° API, este está formado principalmente de las formaciones Mirador y Barco que poseen propiedades petrofísicas y de fluido similares. Para evidenciar la incidencia del daño de formación en las curvas IPR se tratan los pozos con daño de formación; CPSXL4 comprendido por las dos formaciones y CPSXL5 comprendido únicamente por la formación Mirador [3].

Ilustración 3. Ubicación geográfica del campo Cupiagua Sur [3].

Cupiagua Sur tiene actualmente 6 pozos activos, de los cuales cuatro son productores y dos son inyectores de gas. Los pozos base de este estudio presentan daño de formación por diversos factores enunciados y cuantificados en las tablas 1 y 2, e ilustrados en las figuras 4 y 6. Para el pozo CPSLX4

Tabla 1. Parámetros de daño del pozo CPSXL4 [3].

Ilustración 4. Diagrame de caracterización de Skin para el pozo CPSXL4 [3].

Para el pozo CPSXL5

Tabla 2. Parámetros de daño del pozo CPSXL5 [3].

Ilustración 5. Diagrama de caracterización de Skin para el pozo CPSXl5 [3].

Las ilustraciones y las tablas inmediatamente anteriores muestran un esquema comparativo entre las dos formaciones que intervienen en el pozo CPSXL4 y la formación Mirador para el pozo CPSXL5, mostrando los factores que producen el daño de formación y en que magnitud afectan la producción del pozo. Se evidencian mayores valores de incidencia de daño de formación para la presencia de escama mineral (MSP), escama orgánica (OSP) y la reducción de la permeabilidad relativa del aceite (KrP). El daño de formación en el campo Cupiagua Sur es asociado a la depositación de asfaltenos. Su composición de petróleo volátil al ser un crudo ligero es comúnmente relacionado con el poco contenido de asfaltenos, sin embargo estos no son solubles en dicho crudo por tanto cuando se presentan en mayor cantidad generan problemas. El daño de formación por depositación de asfaltenos se da al inicialmente presentarse una precipitación de estos, tal proceso como consecuencia de los cambios físico químicos del fluido, estos cambios se presentan al iniciar la despresurización del pozo, estando el yacimiento en estado líquido y su temperatura debajo de la crítica, al ir disminuyendo la presión y alcanzar la presión de burbuja se va creando una fase gaseosa que fluye hacía el pozo con más facilidad, dejando el fluido ya composicionalmente diferente en formación con un movimiento leve. La inyección de gas puede causar una mayor precipitación de asfaltenos. Así, cuando los asfaltenos dejan de ser solubles en el fluido, empiezan con un comportamiento coloidal, ya que estos coloides son afines entre sí se muestra un fenómeno de agregación y si los cambios de presión y temperatura se dan, dichos coloides se depositan sobre el medio poroso. Cuándo este fenónemo no es controlado pude ocasionar otro fenómeno denominado nucleación, dándose una gran partícula o coloide sólido de asfalteos que producirán bloque en las gargantas de poro, reduciendo la permeabilidad al aceite [3][4]. Por las propiedades anfifílicas de los asfalteos es posibles que tras la depositacion de estos en el medio poroso se de una adsorción sobre el mismo, cambiando la humectabilidad del medio del agua al aceite. Ya que el yacimiento es tratado con inyección de gas, se producen cambios composicionales, afectando la estabilidad de los asfaltenos en la formación y dándose el proceso anteriormente mencionado causante del daño de formación. Como tratamiento de dicho daño se han probado los tratamientos convencionales como estimulaciones orgánicas dando resultados óptimos, sin embargo está naturaleza y las altas tasas de flujo impiden un prolongado efecto de los tratamientos inhibidores. Por esta razón se propone el uso de nano partículas de alumina, pues por su gran afinidad con la estructura mineral de la roca es posible obtener un mayor tiempo de retención. Se propone entonces un proceso de remediación e inhibición en el pozo para garantizar no solo resultados positivos sino también un prologando tiempo de ellos, tal proceso se muestra a continuación.

Ilustración 6. Etapas del proceso de estimulación en los pozos CPSXL4 y CPSXL5 [3].

Nano partículas de Alumina La nanotecnología se toma como una alternativa eficaz por su mayor área de superficie y mejor capacidad de adsorción, adicionalmente a esto, se espera que, a diferencia de los inhibidores tradicionales, las nano partículas no solo adsorban los asfaltenos si no también que les posibiliten el transporte a superficie. En cuanto a su naturaleza, se ha comprobado mediante varios estudios que las capacidades de adsorción, cinética de adsorción y propiedades termodinámicas hacen de la alúmina la mejor opción por su gran capacidad de adsorción de sílice y reducido tiempo de reacción de 2 minutos [4]. Con el uso de tales nano partículas se espera que la vida del tratamiento de inhibion sea más prolongado, evitando así la depositacion de asfaltenos .

Incidencia en las curvas IPR

Ilustración 7. Curva IPR antes y después del tratamiento de inhibición en el pozo CPSXL4 [3].

… Conclusiones … Referencias (mínimo 31) [1] Curvas IPR Producción, 2016, julio García, Tomado de: http://documents.mx/documents/curvas-ipr-produccion-56ab56053a9fb.html# [2] Metodología para el cálculo de curvas IPR en pozos no fluyentes, 2013, Brian Alexis Prior Hernandez, Universidad Veracurzana, Facultad de ingeniería y ciencias químicas, tomado de: http://cdigital.uv.mx/bitstream/123456789/40391/1/priorhernandezbrian.pdf [3] R. Zabala, SPE, E. Mora, SPE, Ecopetrol, O.F. Botero,C. Cespedes,L. Guarin, Ecopetrol; C.A. Franco, SPE, QP;F.B. Cortes, U. Nacional de Colombia; J. E. Patino, N. Ospina, Petroraza. 2014. Nano-Technology for Asphaltenes Inhibition in Cupiagua South Wells. [4] R. Zabala, E. Mora, C. Cespedes, L. Guarin, H. Acuna, O. Botero, Ecopetrol; J.E. Patino, Petroraza; F. B. Cortes. 2013. Application and Evaluation of Nanofluid Containig NanoParticles for Asphaltenes Inhibition in Well CPSXL4

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