Modelo de estabilidad de asfáltenos como herramienta para predecir el daño de formación en pozos productores de petróleo con alto contenido de CH4, CO2 o N2 (2015)
En este proyecto se presenta una metodología y un modelo computacional para la predicción del daño de formación por depositación de asfáltenos en pozos productores con alto contenido de CH4, CO2 o N2. El modelo de predicción realiza una corrección a la cantidad de asfáltenos solubles en el fluido y predice la concentración de asfáltenos precipitados. El modelo se aplica sobre veinticuatro (24) campos colombianos productores de crudo con problemas de precipitación de asfáltenos, se identifica el grado de riesgo del daño a la formación y se calcula la concentración máxima de asfáltenos precipitados a condiciones de presión y temperatura de yacimiento. La metodología de diagnóstico se ejecuta en tres pasos: primero se evalúan las propiedades físicas del fluido (temperatura, presión, composición, densidad, concentración de asfáltenos y resinas) sobre la estabilidad de los asfáltenos; segundo se estudia el comportamiento de los asfáltenos en el equilibrio liquido-vapor-asfálteno (LVA) con ecuaciones de estado y modelos de solubilidad corregidos por presencia de CH4, CO2 o N2; y tercero, se calcula la concentración de asfáltenos depositados en las cercanías del pozo para el diagnóstico del daño de formación. Se evalúan tres escenarios típicos. El Caso I involucra la precipitación de asfáltenos y el cálculo del daño de formación durante la producción primaria de un pozo con altas concentraciones de CO2. El segundo de campo caso (Caso II) evalúa la cantidad precipitada y depositada de asfáltenos respecto a la distancia en un pozo productor de crudo liviano. El tercer caso de campo (Caso III) calcula el daño de formación por depositación de asfáltenos con la profundidad. En todos los casos, el simulador predice la distribución de asfáltenos precipitados y depositados con la distancia, y el daño de formación en función de la reducción de la porosidad y permeabilidad del medio poroso.