Evaluación de la viabilidad técnico/económica de utilizar nano-fluidos para mitigar daño por banco de condensado, en el piedemonte llanero colombiano

Abstract

El banco de condensado (BC) es una de las fuentes más comunes de daño de formación en yacimientos de gas-condensado. Una de las estrategias más utilizadas para remediar este daño es la movilización del condensado utilizando solventes o químicos. Sin embargo, la mayor desventaja de estos tratamientos es la limitada perdurabilidad que ofrecen. Recientemente, se han diseñado y probado a escala de laboratorio nanofluidos para incrementar la movilidad del banco y potenciar el efecto de perdurabilidad del tratamiento. A pesar de los buenos resultados de laboratorio, la implementación de estos tratamientos se ha visto limitada por a la incertidumbre que se tiene para estimar el desempeño a escala de campo. En este documento se desarrolla una metodología para simular los beneficios potenciales que se podrían generar al implementar a escala de campo un tratamiento de base nanofluido para movilizar e inhibir el BC. Como caso de estudio se tomó un pozo de gas-condensado del piedemonte llanero colombiano y el nanofluido desarrollado por Franco et al. (2018). Para simular el flujo de fluidos y el perfil del BC, se utilizó un modelo composicional. Adicionalmente, se utilizó el modelo de doble sitio desarrollado por Zhang (2012), para simular el proceso de retención/removilización de las nanopartículas. El esquema numérico se implementó en el simulador FlowTram de la Universidad Nacional de Colombia y fue posteriormente validado con datos experimentales reportados en la literatura. Para la evaluación económica se utilizó como input los valores reales tomados del caso de estudio. El resultado de la evaluación técnico/económica mostró que los tratamientos base nanofluido tienen un alto potencial para mitigar el daño por BC, generando incrementales de producción y beneficios económicos. (texto tomado de la fuente)

Condensate banking is one of the most common sources of formation damage in gas-condensate reservoirs. A common strategy for remediating the damage is mobilizing the condensate banking using solvents or chemicals. However, the major drawback of these treatments is the limited perdurability, being considered short-term solutions in the industry. Recently, nanofluids have been engineered to increase condensate mobility and treatment perdurability by changing the rock surface wettability. Although there is a potential use of nanofluids for increasing the productivity of gas fields having condensate-banking problems, its main limitation is the uncertainty to estimate the performance at field scale. In this document develops a methodology to simulate the potential benefits at field scale of using a nanofluid treatments for condensate banking mobilization and inhibition. As a case of study, it was taken a gas condensate well in the Colombian foothills (llanos basin) and a nanofluid developed by Franco et al. (2018) with silica nanoparticles functionalized with a commercial anionic surfactant. To simulate benefits, a compositional model was used to modelling fluid flow and condensate banking profile. Additionally, a double site model was used to simulate nanoparticles retention/remobilization process (Zhang, 2012). The numerical scheme was implemented in an in-house simulator (FlowTram) and further validated with experimental data reported in literature. For the economic analysis were taken as input the real values of the case study. The result of the technical/economic evaluation shows nanofluid treatment has a large potential to mitigate condensate-banking damage at field scale, leading to an incremental production and an economic benefit.