ACIPET. Artículo Técnico X Tesis Pregrado Tesis Posgrado

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1 ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA MEJORAMIENTO DE PRODUCTIVIDAD: MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE INYECCIÓN DE GAS Y CONTROL ACIPET Alternativas Técnicas para Mejoramiento de Productividad: Mejoramiento del Perfil de Inyección de Gas y Control de la Producción de Agua Mediante el Aislamiento de Zonas con Productos Químicos para Gas & Water Shut-Off Autor(es): H. Buendía, UIS, R. D. Zabala, A. Ramírez, ECP; N. Santos, UIS. F. Carrillo, UIS; J. G. Pabón, UIS J. Pérez, UIS. Artículo Técnico X Tesis Pregrado Tesis Posgrado Derechos de Autor 2017, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el XVI Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Colombia. Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es). 1. Resumen Los problemas como pérdida en la productividad e inyectividad del pozo están asociados con la producción no deseada de agua y gas. Debido a esto, se evaluaron tres formulaciones para seleccionar la de mejor desempeño en los escenarios de matriz y fractura para el control Agua y Gas Shut-Off. 2. Introducción La producción de agua en los yacimientos de gas afecta considerablemente la productividad del pozo y las facilidades del campo, por tanto es importante aplicar una tecnología que permita controlar la producción de agua no deseada. Análogamente, en los yacimientos de gas se plantea como esquema de explotación la reinyección de gas pobre para mantener presión, minimizar la depletación y evitar la formación de banco de condensados. En el caso de yacimientos heterogéneos como los Yacimientos Naturalmente Fracturados, la inyección de gas utilizada para mantener presión se ve impactada negativamente debido a la presencia de canales preferenciales de flujo (zonas ladronas), evitando que el gas tenga una buena eficiencia de inyección. Los métodos químicos son ampliamente utilizados como solución para bloquear zonas y mejorar la productividad del pozo, siendo alternativas técnicas que permiten una mayor penetración en la zona de interés. En el presente trabajo desarrollado por el Laboratorio de Análisis Petrofísicos y Daño a la Formación adscrito a la Escuela de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander (UIS) para ECOPETROL S.A, se planteó una metodología experimental con el fin de evaluar productos químicos disponibles comercialmente para el aislamiento de zonas productoras de agua (Water Shut-Off) y zonas ladronas de gas (Gas Shut-Off). Los experimentos se llevaron a cabo a condiciones de presión y temperatura, el medio poroso se simuló en muestra sintéticas y empacadas que recrean escenarios de alta y baja permeabilidad. Los resultados de la evaluación de 3 formulaciones de tratamientos químicos, permitirá a Ecopetrol disponer de los tratamientos más eficientes para el control Water Shut-Off y Gas Shut-Off en escenarios de matriz y fractura. Así mismo se desarrolla una metodologíaexperimental que permitirá aplicar dichas evaluaciones en yacimientos con problemas similares. 3. Tecnología water y gas shut-off El aislamiento de agua/gas WGSO (Water & Gas Shut-Off) se refiere a técnicas que se aplican para aislar zonas productoras, con el fin de detener la excesiva producción de agua o gas en los pozos productores. Se encuentran disponibles opciones de tipo mecánico, químico y microbiológico para hacer frente a este problema.

2 H. Buendía, UIS, R. D. Zabala, A. Ramírez, ECP; N. Santos, UIS. F. Carrillo, UIS; J. G. Pabón, UIS J. Pérez, UIS. Los altos cortes de agua o de gas, en yacimientos de petróleo o gas puede ocurrir de dos formas: en primer lugar, cuando se está haciendo una inyección de agua en un yacimiento con zonas de permeabilidad heterogénea, debido a una razón de movilidad desfavorable y/o a la presencia de canales preferenciales de flujo. El segundo tipo de producción de agua es la que compite directamente con la producción de petróleo/gas y fluye hacia el pozo mediante canales preferenciales de flujo, provocando problema de conificación debido a una alta permeabilidad vertical. El aislamiento o reducción de la producción de agua es una gran preocupación en la industria de los hidrocarburos (Seright. et al., 2004). Los métodos mecánicos más comunes para el WGSO son los siguientes (Kabir, A. H., 2001): Sellos/aislamientos mecánicos utilizando dispositivos o cemento. Control de la conificación por medio de la reducción del draw-down. Co-producción y separación en fondo de pozo Producción simultánea de agua y gas para mitigación de la conificación Separación y disposición final en fondo de pozo. Los Métodos Químicos pueden clasificarse ya sea por el tipo de sustancias químicas utilizadas o por su funcionalidad. Según el tipo de sustancias, los más usados en la industria para el aislamiento de zonas de agua o gas son (Kabir, A. H., 2001): Geles inorgánicos Resinas / Elastómeros Sistemas de monómeros Geles de polímeros Polimeros No Gelificados / Sistemas Viscosos Bio-polímeros Las opciones químicas según su funcionalidad se clasifican en: Sellantes (temporales o larga duración/duraderos) Modificadores de permeabilidad relativa (líquidos) Modificadores de permeabilidad relativa de sellado débil Control de la movilidad (inyección viscosa/de espuma, taponamiento selectivo) 4. Estudio de laboratorio 4.1 Metodología experimental. La metodología experimental que desarrolló el Laboratorio de Análisis Petrofísicos y Daño a la Formación, inició con la caracterización de los productos químicos recibidos para cada uno de los sistemas de tratamientos químicos; posteriormente, se procedió a la elaboración de muestras sintéticas para simular el escenario matriz (10 30 md) y la elaboración de muestras empacadas para simular el escenario fractura (1 5 D) del medio poroso; finalmente, para evaluar el rendimiento del sistema químico de cada una de las Formulaciones, se realizaron pruebas de Coreflooding utilizando las muestras sintéticas y empacadas Caracterización de formulaciones. Se evaluaron 3 formulaciones químicas de dos compañías (Compañía A y Compañía B) disponibles comercialmente, los aditivos para cada compañía se describen en la Tabla 1. La Compañía A, formuló dos sistemas químicos (Formulación 1 y Formulación 2) y la Compañía B, Formuló un sistema químico (Formulación 3). Como control de calidad se realizó caracterización básica de los productos químicos y comprenden las pruebas de solubilidad, índice de refracción, ph y densidad. No se determinaron algunos componentes químicos debido a la peligrosidad y naturaleza sólida. Los resultados se presentan en la Tabla Elaboración de muestras de plugs. Se elaboraron muestras de plugs para el desarrollo de las pruebas de coreflooding, debido a la naturaleza destructiva de las formulaciones. Se planteó evaluar los sistemas químicos en dos escenarios, el primero utilizando muestras sintéticas con permeabilidades entre 10 y 30 md para simular la matriz de la roca en el yacimiento y el segundo con muestras empacadas de arena o carbolita, permeabilidades entre 1 y 5 D, para simular la fractura. De acuerdo con las especificaciones planteadas anteriormente, se elaboraron seis muestras de plugs sintéticas y seis muestras de plugs empacadas, cuyas propiedades petrofísicas básicas se muestran en la Tabla 2.

3 3 ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA MEJORAMIENTO DE PRODUCTIVIDAD: MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE INYECCIÓN DE GAS Y CONTROL Tabla 1. Resultados de Caracterización Básica: Compañía A y Compañía B. Producto ph 20 C COMPAÑÍA A 20 C [lb/galón] Solubilidad Sal ND ND ND Soluble Co-Polímero De Bajo Peso Molecular Soluble Agente Entrecruzante o Reticulante Soluble Amortiguador 1 (Agente Buffer) Soluble Control de Conformidad Soluble Aditivo De Cemento N.D N.D N.D Insoluble Amortiguador 2 (Agente Buffer) N.D N.D N.D Soluble Agente gelatinizante (Control de perdida de fluido) N.D N.D N.D N.D Retardante N.D N.D N.D N.D COMPAÑÍA B Agente entrecruzante o reticulante primario orgánico N.D N.D N.D Soluble Agente Entrecruzante o Reticulante Secundario Orgánico Soluble Agente buffer N.D N.D N.D Soluble Agente gelificante N.D N.D N.D Soluble Escenario Tabla 2. Relación muestras sintéticas y empacadas. MATRIZ ID muestra Sint-H2 Sint-23 Sint-31 Sint B3 35-A3 Porosidad (%) NR NR Permeabilidad (md) Escenario FRACTURA ID muestra Emp-1 Emp-3 Emp-10 Emp-9 Carb-1 Carb-2 Porosidad (%) Permeabilidad (md) > >L.D >L.D Experimento coreflooding. El esquema experimental para la evaluación de las formulaciones químicas de las dos compañías (Formulación 1, 2 y 3) se planteó tanto para el control de agua como para el control de gas. La formulación 3 de la compañía B, se evaluó en muestras con permeabilidades entre 1500 y 1800 md en el escenario matriz, con el fin de considerar diferentes rangos de permeabilidad. En la Tabla 3, se muestra el diseño de pruebas para cada uno de las formulaciones y las muestras de plug a utilizar en la prueba de desplazamiento coreflooding. Las condiciones operacionales en las cuales se desarrollaron los desplazamientos fueron: temperatura 270 F, presión de confinamiento, 2000 psi y presión de poro 200 psi.

4 4 H. Buendía, UIS, R. D. Zabala, A. Ramírez, ECP; N. Santos, UIS. F. Carrillo, UIS; J. G. Pabón, UIS J. Pérez, UIS. Tabla 3. Diseño de pruebas Coreflooding. COMPAÑÍA A COMPAÑÍA B FORMULACIÓN 1 FORMULACIÓN 2 FORMULACIÓN 3 Water Shut Off Gas Shut Off Water Shut Off Gas Shut Off Water Shut Off Gas Shut Off Escenario Matriz Fractura Matriz Fractura Matriz Fractura Matriz Fractura Matriz Fractura Matriz Fractura Sint- ID muestra Emp-1 Sint-23 Emp-3 Sint-31 Emp-10 Sint -27 Emp-9 35-B3 Carb-1 35-A3 Carb-2 H2 Porosidad (%) No Reportado Permeabilidad 13.8 > >L.D 1497 >L.D (md) Las pruebas de desplazamiento se llevaron a cabo en los siguientes equipos: Equipo Vinci RPS 700: Conformado por 10 bombas, 3 para agua, 3 para aceite, 2 para gas, 1 para confinamiento y 1 para contrapresión, con una exactitud de 0.05% en la medición del volumen dispensado; la exactitud de los medidores de presión es de 0.25% del valor medido; adicionalmente cuenta con un separador bifásico HP/HT para la determinación de permeabilidades de referencia. En la figura 2 se muestra el equipo Vinci RPS 700. Figura 2. Equipo de desplazamiento RPS700. Equipo CorePet Liquid Flood System: Compuesto por dos bombas de desplazamiento positivo (marca Vinci Technologies) con una exactitud de 0.05% de la medición del volumen dispensado; dos medidores de diferencial de presión SMAR de 0-36 psi y psi, los cuales tienen una exactitud de 0.075% de la medición. En la figura 3, se muestra el equipo CorePet Liquid Flood System. Figura 3. Equipo de desplazamiento Liquid Flood System.

5 5 ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA MEJORAMIENTO DE PRODUCTIVIDAD: MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE INYECCIÓN DE GAS Y CONTROL El protocolo desarrollado en las pruebas de coreflooding para la evaluación de las formulaciones de tratamientos químicos propuestas para el control de agua y gas en los escenarios Matriz y Fractura se describe a continuación: Protocolo water shut off 1. Saturar al vacío la muestra con salmuera sintética del Pozo de estudio. 2. Determinar la Permeabilidad de Referencia: Permeabilidad absoluta al agua. 3. Inyectar 3 volúmenes porosos (3VP) del fluido Shut Off, tiempo de cierre (tiempo mínimo para el fragüe del producto). 4. Determinar la Permeabilidad de Retorno: Permeabilidad efectiva al agua post tratamiento. Protocolo gas shut off 1. Saturar al vacío la muestra con salmuera sintética del Pozo de estudio. 2. Determinar permeabilidad absoluta al agua 3. Determinar la Permeabilidad de Referencia: Permeabilidad Efectiva al Gas a condiciones de agua irreducible (Kg@Swirr). 4. Inyectar 3 volúmenes porosos (3VP) del fluido Shut Off, tiempo de cierre (tiempo mínimo para el fragüe del producto). 5. Determinar la Permeabilidad de Retorno: Permeabilidad efectiva al gas post tratamiento 5. Resultados experimentales A continuación se presentan los resultados para las tres formulaciones con el fin de evaluar el control de Agua y Gas Shut-Off. 5.1 Control de agua shut-off (water shut-off). En primer lugar, se presentan los resultados correspondientes a la evaluación de las Formulaciones 1, 2 y 3 de las compañías A y B, para el control de Agua Shut-Off, en los escenarios de Matriz y Fractura Water shut-off - escenario matriz formulación 1. La muestra de roca utilizada para el desplazamiento fue el plug Sintético, Sint-H2 (k = md). La Permeabilidad de Referencia -Permeabilidad Absoluta al Agua, fue de md. Durante la inyección, se observó que la reducción de permeabilidad de retorno se mantiene prácticamente constante, ya que, al finalizar la inyección de 250 volúmenes porosos de salmuera, la permeabilidad de retorno fue de 0,4 md, esto corresponde a una reducción de permeabilidad del 96,4%. Los resultados obtenidos se presentan en la Figura 4 y en la Tabla 4. Figura 4. Permeabilidad de referencia y de retorno Control Water Shut Off - Escenario Matriz Formulación Water shut-off - escenario fractura formulación 1. Para la prueba de desplazamiento Water Shut Off Escenario Fractura, se elaboró la muestra empacada Emp-1 (k > 6000 md) con arena limpia de diferentes tamaños de grano. Se determinó la Permeabilidad Absoluta al Agua de Referencia (3353 md), posteriormente se inyectó 3 volúmenes porosos de la Formulación 1, dejando la muestra en cierre; terminado este tiempo se inicia con la inyección de 250 volúmenes porosos de salmuera, con una Permeabilidad de Retorno de md, lo que corresponde a una reducción de permeabilidad del 96%, la cual se mantuvo constante; Cabe aclarar que en la Figura 4 se observa una región de restauración de permeabilidad, este comportamiento se debe a la operación de parada y recargue de las bombas y no al producto como tal. Los resultados obtenidos se presentan en la Figura 5 y en la Tabla 4.

6 6 H. Buendía, UIS, R. D. Zabala, A. Ramírez, ECP; N. Santos, UIS. F. Carrillo, UIS; J. G. Pabón, UIS J. Pérez, UIS. Figura 5. Permeabilidad de referencia y de retorno Control Water Shut Off - Escenario Fractura Formulación Water shut-off - escenario matriz formulación 2. Los resultados de las pruebas de interacción roca-fluido de la Formulación 2, para el bloqueo temporal de agua en el escenario Matriz, dónde el tiempo de remojo de la formulación a condiciones de temperatura fue de 24 horas. La prueba de desplazamiento se llevó a cabo utilizando una muestra sintética, Sint-31 (k = md). La Permeabilidad de Referencia -Permeabilidad Absoluta al Agua fue de 31,6 md, Una vez terminado el tiempo de remojo, se inyectaron 100 volúmenes porosos de salmuera en sentido de producción, encontrándose una Permeabilidad de Retorno de 22,2 md, lo que representa una reducción de Permeabilidad al agua del 29,5%. Debido a la cantidad de solidos acumulados en las líneas y en la cara de la muestra Matriz, no fue posible inyectar 3 volúmenes porosos del producto, es importante destacar, que el Aditivo de Cemento (arena) no permite que la Formalución 2 penetre totalmente el plug. Los resultados obtenidos se presentan en la Figura 6 y en la Tabla 4. Figura 6. Permeabilidad de referencia y de retorno Control Water Shut Off - Escenario Matriz Formulación Water shut-off - escenario fractura formulación 2. La muestra empacada utilizada en la prueba de desplazamiento fue la muestra identificada como Emp-9 (k= 4.3 D). Primero se determinó la Permeabilidad de Referencia al Agua (4015 md), posterior a esto, se realizó la inyección de la Formulación 2 dejando en remojo la muestra por un tiempo de 24 horas; terminado el tiempo de remojo, se desplazaron 100 volúmenes porosos de salmuera sintética en sentido producción, al cabo de la inyección de 90 volúmenes porosos, se observó que la Permeabilidad se estabiliza en 89,4 md, lo que corresponde a una reducción en la Permeabilidad al Agua del 97,8%. Los resultados obtenidos se presentan en la Figura 7 y en la Tabla 4.

7 7 ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA MEJORAMIENTO DE PRODUCTIVIDAD: MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE INYECCIÓN DE GAS Y CONTROL Figura 7. Permeabilidad de referencia y de retorno Control Water Shut Off - Escenario Fractura Formulación Water shut-off - escenario matriz formulación 3. Se evaluó la Formulación 3 de la Compañía B en el escenario matriz, la muestra identificada como 35-B3 (k= 1710 md) fue utilizada en la prueba de Water Shut Off en el equipo de desplazamiento CorePet. Primero se determinó la permeabilidad de referencia al agua (620.4 md); posterior a esto, se realizó la inyección de la Formulación 3 dejando en cierre la muestra por un tiempo de 15 horas; terminado el tiempo de cierre, se desplazó salmuera sintética en sentido producción, se observó que la Permeabilidad se estabiliza en 11.3 md, lo que corresponde a una reducción en la Permeabilidad al Agua del 98%, sin embargo, se observó producción de agua a un caudal de 3 cc/min. Adicionalmente, la apariencia de los efluentes, una vez iniciado el desplazamiento de agua post-tratamiento, indican que el producto se disuelve en agua y es removido del medio poroso. Los resultados obtenidos se presentan en la Figura 8 y en la Tabla 4. Figura 8. Permeabilidad de referencia y de retorno Control Water Shut Off - Escenario Matriz Formulación Water shut-off escenario fractura formulación 3. El valor de Permeabilidad Absoluta al Agua, tomada como referencia, fue de md, La inyección del producto se realizó a una tasa de 5 cc/min. Después de cumplido el tiempo de fragüe (24 horas), se inició la inyección de agua a caudal Q=25cc/min, se evidenció que inmediatamente la presión de salida igualó la presión de entrada en la muestra. De lo anterior se podría inferir que hubo flujo inmediato de agua en el medio poroso; una vez alcanzado el valor de contrapresión, se presentó producción de agua y residuos de la Formulación 3. Se inyectaron aproximadamente 11 VP de salmuera en la muestra para asegurar una producción constante registrándose un diferencial promedio de 1 psi a lo largo de la inyección, correspondiente a una permeabilidad de 4700 md. La reducción de permeabilidad fue de 76%, al pasar de md a 4700 md. Los resultados generales del desplazamiento se observan en la Figura 9 y Tabla 4.

8 8 H. Buendía, UIS, R. D. Zabala, A. Ramírez, ECP; N. Santos, UIS. F. Carrillo, UIS; J. G. Pabón, UIS J. Pérez, UIS. Figura 9. Permeabilidad de referencia y de retorno Control Water Shut Off - Escenario Fractura Formulación 3. Tabla 4. Resultados Coreflooding para el control de Agua Shut-Off (Compañía A y B). FORMULACIÓN 1 FORMULACIÓN 2 FORMULACIÓN 3 Water Shut Off Water Shut Off Water Shut Off Matriz Fractura Matriz Fractura Matriz Fractura ID muestra Sint-H2 Emp-01 Sint-31 Emp B3 Carb-1 Permeabilidad de Referencia (md) Permeabilidad de Retorno (md) Reducción de Permeabilidad (%) ,4 md , ,3 md ,4 96,0 29,5 97, Control de gas shut-off. Se presentan los resultados correspondientes a la evaluación de las Formulaciones 1, 2 y 3 de las ompañías A y B, para el control de Gas Shut-Off, en los escenarios de Matriz y Fractura Gas shut-off - escenario matriz formulación 1. La muestra de roca utilizada para este desplazamiento fue la Muestra Sintética Sint-23 (k = 40.5 md). La Permeabilidad de referencia al gas a condiciones de saturación de agua irreducible (Kg@Swirr) fue de 11,3 md; posterior al tiempo de cierre, se inició con la inyección de gas en sentido de producción, encontrándose que no había reducción alguna en la permeabilidad; La Permeabilidad de Retorno al Gas a condiciones de saturación de agua irreducible fue de 13,8 md durante 30 minutos de monitoreo, sin observar una reducción significativa de Permeabilidad. Los resultados generales del desplazamiento se observan en la Figura 10 y Tabla 5. Figura 10. Permeabilidad de referencia y de retorno Gas Shut-Off Escenario Matriz Formulación 1.

9 9 ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA MEJORAMIENTO DE PRODUCTIVIDAD: MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE INYECCIÓN DE GAS Y CONTROL Gas shut-off - escenario fractura formulación 1. Para la prueba de desplazamiento Gas Shut Off en el escenario Fractura, se elaboró la muestra empacada Emp-3 (k = 5912 md) con arena limpia de diferentes tamaños de grano. La Permeabilidad de Referencia al gas a Condiciones de Saturación de agua irreducible (Kg@Swirr) fue de 1560 md, la permeabilidad retorno al gas durante 25 minutos de inyección de gas fue de 1542mD, evidenciando el bajo grado de taponamiento del medio poroso. Los resultados generales del desplazamiento se observan en la Figura 11 y Tabla 5. Figura 11. Permeabilidad de referencia y de retorno Gas Shut-Off Escenario Fractura Formulación Gas shut-off - escenario matriz formulación 2. Para el desarrollo de la prueba se elaboró la muestra sintética Sint-27 (k = md). La Permeabilidad de Referencia Permeabilidad al gas a Condiciones de Saturación de agua irreducible (Kg@Swirr) fue de 6,17 md, la Permeabilidad de Retorno- permeabilidad al gas a saturación de agua irreducible fue de 1,70 md durante 25 minutos de inyección de gas, lo que corresponde a una reducción de permeabilidad del 72,4%. Los resultados generales del desplazamiento se observan en la Figura 12 y Tabla 5. Figura 12. Permeabilidad de referencia y de retorno Gas Shut-Off Escenario Matriz Formulación 2.

10 10 H. Buendía, UIS, R. D. Zabala, A. Ramírez, ECP; N. Santos, UIS. F. Carrillo, UIS; J. G. Pabón, UIS J. Pérez, UIS Gas shut-off - escenario fractura formulación 2. Para la prueba de desplazamiento Gas Shut Off, se elaboró una muestra empacada con diferentes tamaños de granos, se identificó como Emp-9. La Permeabilidad de Referencia Permeabilidad al gas a Condiciones de Saturación de agua irreducible (Kg@Swirr) fue de 4393 md, después se inyecto 1.4 volúmenes porosos de la Formulación 2 (Compañía A), la Permeabilidad de Retorno- Permeabilidad al gas fue de 1074 md, lo que corresponde a una reducción de permeabilidad del 75.5%. Los resultados generales del desplazamiento se observan en la Figura 13 y Tabla 5.

11 11 ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA MEJORAMIENTO DE PRODUCTIVIDAD: MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE INYECCIÓN DE GAS Y CONTROL Figura 13. Permeabilidad de referencia y de retorno Gas Shut-Off Escenario Fractura Formulación Gas shut-off - escenario matriz formulación 3. La muestra identificada como 35-A3 (k = 1497 md ) fue utilizada en la prueba de Gas Shut Off en el equipo VINCI RPS 700. Los resultados del desplazamiento de gas, en la muestra sintética, muestran que la permeabilidad efectiva al gas a condiciones de saturación de agua irreducible es de 16,6 md; Finalizada la inyección de la formulación Organo Seal se dejó en remojo durante 15 horas a 270 F; una vez cumplido el tiempo de fragüe se inició la determinación de la permeabilidad efectiva al gas encontrando una reducción del 7,2% al pasar de 16,6 md a 15,4 md. Los resultados generales del desplazamiento se observan en la Figura 14 y Tabla 5. Figura 14. Permeabilidad de referencia y de retorno Gas Shut-Off Escenario Matriz Formulación Ga shut-off - escenario fractura formulación 3.Para el desplazamiento de Gas Shut off se seleccionó la muestra empacada identificada como Carb-2 cuyo valor de porosidad fue de 40%. No se pudo determinar la permeabilidad debido a que estaba fuera del rango de trabajo del permeámetro al gas. La permeabilidad de referencia correspondiente a la permeabilidad efectiva al gas a condiciones de agua irreducible fue de 4,97 D. Después de cumplido el tiempo de fragüe se inició la inyección de gas, encontrándose una reducción del 13.7% al pasar de 4,97 D a 4,29 D. Los resultados generales del desplazamiento se observan en la Figura 15 y Tabla 5.

12 12 H. Buendía, UIS, R. D. Zabala, A. Ramírez, ECP; N. Santos, UIS. F. Carrillo, UIS; J. G. Pabón, UIS J. Pérez, UIS. Figura 15. Permeabilidad de referencia y de retorno Gas Shut-Off Escenario Fractura Formulación 3. Tabla 5. Resultados Coreflooding para el control de Gas Shut-Off (Compañía A y B). FORMULACIÓN 1 (PERMANENTE) FORMULACIÓN 2 TEMPORAL FORMULACIÓN 3 Gas Shut Off Gas Shut Off Gas Shut Off Matriz Fractura Matriz Fractura Matriz Fractura ID muestra Sint-23 Emp-3 Sint-27 Emp A3 Carb-2 Permeabilidad de Referencia (md) Permeabilidad de Retorno (md) Reducción de Permeabilidad (%) , , ,0 0,0 72,4 75, Conclusiones Como consecuencia de este trabajo se concluye que las aplicaciones en sistemas matriciales no son efectivas en sistemas fracturados, adicional, se puede identificar las características que debe tener cada fluido para cada uno de los ambientes matriz o fractura. La aplicación de la Formulación 1 (Compañía A) para el control de agua, reduce la permeabilidad al agua en un 96.4%. % y 96% en matriz y fractura respectivamente. La Formulación 2 no controla la producción de gas en los escenarios, matriz y fractura, la ruptura fue inmediata y el fluido no generó ninguna disminución en la permeabilidad. La Formulación 2 (Compañía A), evaluada para el control temporal de agua en el Escenario Matriz y Fractura ocasiona una reducción de la permeabilidad del 29,5% y 97,8% en matriz y fractura respectivamente; durante la inyección de agua post tiempo de fragüe, la producción de agua fue inmediata. La Formulación 2, evaluada para el control temporal de gas, genera una reducción en la Permeabilidad de 72,4% y 75,53% para matriz y fractura respectivamente. La aplicación de la Formulación 3 (Compañía B) para el control de agua, reduce la permeabilidad al agua en un 98% y 76% en matriz y fractura respectivamente. La Formulación 3, no controla la producción de gas bajo las condiciones evaluadas, puesto que en el escenario matriz y fractura se presentó flujo de gas a través del medio poroso sin observar una reducción significativa en la permeabilidad efectiva al gas. Para aplicar en el Campo de estudio, la Formulación 1 de la Compañía A presenta mejor desempeño para el control de Agua en los escenarios Matriz y Fractura; La Formulación 2 de la Compañía A presenta mejor desempeño para el control de gas en los escenarios Matriz y Fractura.

13 13 ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA MEJORAMIENTO DE PRODUCTIVIDAD: MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE INYECCIÓN DE GAS Y CONTROL Se desarrolló una metodología experimental en el Laboratorio de Análisis Petrofísicos y Daño a la Formación que permite la evaluación de sistemas químicos para el control de agua y gas. 7. Nomenclatura k = Permeabilidad D = Darcies. md = MiliDarcies N.D = No Determinado >L.D: Mayor al Límite de Detección del equipo 8. Referencias 1. Seright, R; Liang, J.: A Comparison of Different Types of Blocking Agents. Paper SPE MS presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands, Mayo Kabir, A. H.: Chemical Water & Gas Shutoff Technology - An Overview. Paper SPE presented at the SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 8 9 October A. Zaiton, R. Tabary, D. Rousseau, T. Pichery, S. Nouyoux, P. Mallo, O. Braun.: Using Microgels to Shut Off Water in a Gas Storage Well. Paper SPE Presented at the 2007 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, 28 February- 2 March T.K. Sengupta, Rudal Singh, RamAvtar, Kharak Singh.: Successful Gas Shut Off USING Latest Gel Technology in an Indian Offshore Carbonate Field A Case Study. Paper SPE presented at the SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 8 9 October G.D. Herring, J.T. Molloway, W.N. Wilson.: Selective Gas Shut-Off Using Sodium Silicate in the Prudhoe Bay Field, AK. Paper SPE presented at the Formation Damage Control Symposium, Bakersfield, CA. February V.O. Chukwueke, M.N. Bouts, C.E. Van Dijkum.; Gas Shut-Off Foam Treatments. Paper SPE presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tlsa, Oklahoma april 1998.