Maximización de la recuperación de gas y condensado de un reservorio de gas húmedo mediante la remoción de carga de líquido.

Abstract

El presente proyecto estudia la maximización de la producción de gas y condensado en pozos gasíferos mediante la remoción de carga de líquido con la inyección de surfactantes. Inicialmente, se realiza un estudio teórico sobre el fenómeno de carga de líquido y el método de descarga. Posteriormente, se realiza un diagnóstico al pozo SBL-X2, evaluando la incidencia de la inyección de agentes espumantes en su sistema de producción y realizando el análisis económico para evaluar su rentabilidad. Tras al diagnóstico del pozo, se confirma que el fluido del reservorio se clasifica como gas húmedo, mediante el análisis de la curva envolvente de fases. El fenómeno de carga de líquido se identifica mediante los parámetros de velocidad crítica, flujo multifásico y análisis del historial de producción, afirmando que el pozo se encuentra produciendo por debajo del caudal crítico y en régimen de flujo Slug. Luego, se realiza la simulación del pozo mediante un análisis nodal previo a la implementación del método de remoción, donde la producción de gas estimada es de 22.08 MMscf/d. Posterior a la inyección de surfactantes, la producción aumenta a 27.54 MMscf/d, lo que representa un incremento de 5.46 MMscf/d. Lo cual extiende la vida productiva del pozo en 1 año adicional de producción rentable. Finalmente, se calcula la utilidad de los volúmenes de gas y condensado, contemplando el escenario sin aplicación de surfactantes con una utilidad de 76.053.894,85 USD. En contraste con el escenario post implementación, dónde la utilidad se incrementa a 87.364.731,60 USD.