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

Abstract

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.

Abstract: This project presents a methodology and a computational model to predict de formation damage by asphaltene depositation in production wells with high concentrations of CH4, CO2 o N2. The prediction model makes a correction to the quantity soluble of asphaltene in the fluid and predicts the concentration of asphaltene precipitated. The model is applied to twenty-four (24) Colombian fields oil producers with problems of asphaltene, the degree of risk of formation is identified and the maximum concentration of asphaltene precipitated is calculated to conditions of pressure and temperature of reservoir. The diagnostic methodology runs in three steps: First, it evaluates physics properties of the fluid such as temperature, pressure, composition, density, concentration of asphaltenes and resins over the asphaltene stability. Secondly, asphaltene behavior is analyzed with the equilibrium liquid-vapor-asphaltene (LVA) based on equations of state and models of solubility. Thirdly, concentration of the deposited asphaltenes are calculated near the wellbore for the diagnosis of formation damage. Three typical scenarios are evaluated: Case I, it involves the asphaltene precipitation and calculation of formation damage during primary production from a well with high concentrations of CO2. The second field case (Case II) assesses the amount of deposited and precipitated asphaltenes versus distance in a producing well of light crude. The third field case (Case III) formation damage is estimated by asphaltene depositation with depth. In all cases, the simulator predicts the distribution of asphaltene precipitates and deposited with distance, and formation damage reduction based on the porosity and permeability of the porous medium.