DEPOSITOS ORGANICOS EN POZOS PRODUCTORES

DEPOSITOS ORGANICOS EN POZOS PRODUCTORES

Por: Juan Felipe Parra Patiño

CAMPO LA SUERTE

• Información geográfica y geológica: El campo la suerte esta ubicado al norte del campo provincia en el departamento de Santander, en el municipio de sabana de torres (figura 1), este campo se encuentra en la cuenca sedimentaria del valle medio de la magdalena (figura 2), la cual está compuesta por rocas ígneas y metamórficas Pre-mesozoicas las cuales hacen parte del basamento, cubiertas por rocas sedimentarias cretácicas, terciarias y hasta depósitos cuaternarios.

Cabe resaltar que los pozos la suerte hacen parte del bloque norte del campo provincia operado actualmente por la compañía colombiana Ecopetrol S.A., hasta febrero del año pasado este bloque estaba conformado por 64 pozos, de los cuales en su mayoría son pozos productores de petróleo y gas.

[pic 1]

Figura 1. Ubicación de los pozos la suerte

Figure 1. Location of the Suerte´s wells

Tomado de: [2]

[pic 2]

Figura 2. Valle Medio del Magdalena

Figure 2. Middle Magdalena Valley

Tomado de [1]

• Información de producción

La producción del campo provincia donde se encuentra ubicado el bloque de la suerte proviene de las formaciones La Paz, Esmeralda y Mugrosa.

[pic 3]

Tabla 1. Propiedades promedio de las arenas productoras.

Table 1. average properties of the producing sands

Tomado de: [3]

El sistema de producción del bloque la suerte es principalmente gas-lift, que consiste en inyectar gas a altas presiones por el anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna del fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie. [4]

En junio del año pasado, en 4 pozos de este bloque se implemento el sistema de inyección de gas cíclico (IGC) aprovechando la infraestructura instalada del sistema gas-lift y se obtuvieron los siguientes resultados. (tabla 2)

[pic 4]

Tabla 2. Resumen de producción incremental después de IGC

Table 2. Summary of incremental production after

Tomado de: [3]

En la grafica 1 se puede observar la producción del campo provincia en los primeros meses de este año.

[pic 5]

Gráfica 1. Producción campo provincia expresado en barriles por día.

Graph 1. Field provincia production in barrels for day.

Tomado de [5]

Se tiene una muestra del fluido tomada por la BP el 28 de abril de 1965, 3 años después de que la misma compañía descubriera el campo provincia donde se encuentra el bloque la suerte, esta muestra fue del primer pozo perforado de ese bloque llamado pozo suerte 1-s, la BP opero este campo hasta el año de 1992 donde posteriormente paso a manos de Ecopetrol S.A. quien lo opera actualmente. En la tabla 3 se observa la composición molar y por peso de la muestra del fluido.

[pic 6]

Tabla 2. Composición de la muestra de fluido.

Table 2. Sample fluid composition.

La muestra fue tomada a 7300 pies de profundidad, el intervalo de la zona productora es desde 7140 – 7394 pies, la presión de burbuja del yacimiento es de 3282 psia a una temperatura de 174 °F, la muestra tiene una gravedad de 31.4 °API y la tasa de producción del pozo era en ese tiempo de 1015 Bbl/day con un GOR de 772 SCF/Bbl.

Para ajustar el modelo se usó el software PVTpro, el ajuste inicial de la envolvente se hizo ingresando como datos iniciales la composición del fluido y el parámetro de volumen shift, el programa utilizo la ecuación de Peng-Robinson, los resultados obtenidos se muestran en la gráfica 2.

[pic 7]

Gráfica 2. Ajuste inicial, propiedades críticas, volumen shift.

Graph 2. Initial Adjustment, Critical propierties and shift volumen.

Para el segundo ajuste se añadieron los coeficientes de interacción binaria por defecto del programa con un θ=1, como se observa en la gráfica 3. Un posterior ajuste fue añadiendo la prueba del punto de burbuja (gráfica 4), luego se añadieron una prueba flash y una prueba diferencial obteniendo la gráfica 5, y finalmente se ajusto haciendo unas regresiones a las propiedades criticas del fluido: temperatura critica, presión critica y factor acéntrico, obteniendo la envolvente final (gráfica 6).

...