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Evaluación de la inyección de agua y gas como métodos para movilización de banco de condensado en yacimientos de hidrocarburo cercanos al punto crítico

Resumen

Este trabajo presenta una revisión de estado del arte y los desarrollos experimentales y teóricos en el área de condensación retrógrada en medios porosos, y propone una metodología experimental en estado no estable, para evaluar las eficiencias, del agua y del gas, para el barrido o movilización de bancos de condensado formados a nivel de medio poroso. Para lograr estas mediciones, de movilización de bancos de condensado en estado no estable a condiciones de yacimiento, se realizó el acondicionamiento y mejora de un equipo permeámetro para tal fin, acondicionando 3 pares de bombas duales para los 3 fluidos: Agua, gas y aceite, una bomba para mantenimiento de presión de poro y un separador trifásico, en el Laboratorio de Análisis Petrofísicos básicos y Especiales del Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol S.A. Las corridas fueron hechas en estado no estable utilizando diferentes fluidos de barrido para evaluar su eficiencia en la remoción de una determinada saturación de condensado depositado en un medio poroso de Berea a condiciones de yacimiento. Se realizaron seis corridas de desplazamiento usando plugs de Berea de 1 pie de longitud y 1.5” de diámetro, pero sólo se reportan dos corridas en el presente estudio. Fluido condensado del pozo Cupiagua XC-19, salmuera sintética de composición similar a la salmuera de formación, y nitrógeno fueron utilizados como fluidos de prueba. Se diseñó y ensambló un equipo de coreflooding para evaluar, a condiciones de yacimiento, las eficiencias del agua y/o el gas para la remoción de bancos de condensado. El equipo de coreflooding permite manejar la inyección de los 3 fluidos; agua, aceite y gas a un medio poroso y cuantificar los volúmenes efluentes de cada fluido en un separador trifásico.