Producción de gas del Piedemonte llanero tiene potencial de incremento

“En un yacimiento de hidrocarburos parte del crudo queda atrapado en la roca, reduciendo la productividad y los beneficios percibidos; es un efecto que podemos comparar con el de una esponja. De ahí que a lo largo del tiempo se hayan buscado herramientas para reducir este efecto”, expone Juan David Marín Soto, magíster en Ingeniería - Ingeniería de Petróleos de la Universidad Nacional de Colombia (UNAL) Sede Medellín.

El investigador diseñó una metodología para evaluar la viabilidad técnico-económica de utilizar un químico fluorinado (a base de flúor) mezclado con nanopartículas de sílice, un desarrollo adelantado hace alrededor de cinco años por otros profesionales de la UNAL Sede Medellín que recibió patente de la Superintendencia de Industria y Comercio, pero cuyos beneficios no se habían evaluado para una posible implementación “de campo”.

“La particularidad del nanofluido es que se retiene en la superficie de la roca cambiando sus propiedades; en esta aplicación se genera un efecto muy similar a la del teflón, que repelen los fluidos; y lo especial de las nanopartículas es que generan un efecto más intenso y promueven mecanismos que ayudan a que el tratamiento dure en la roca por más tiempo, gracias a cargas electrostáticas”, continúa el magíster Marín.

Señala además que “hasta la fecha se habían hecho pruebas en laboratorio y simulaciones, pero no había una metodología que usara datos reales de campo para predecir el comportamiento de la producción de crudo después de haberlo estimulado con un nanofluido. Nosotros, como caso de estudio real, tomamos un pozo ubicado en el Piedemonte llanero”.

La información –entre la que se incluyeron datos históricos de producción, propiedades de los fluidos y de la roca, además de evaluaciones del estado del banco de condensado (qué tanto crudo se estaba atrapando)– se ingresó en el simulador composicional 3D FlowTram, diseñado por el Grupo de Investigación en Dinámicas de Flujo y Transporte en Medios Porosos, de la UNAL Sede Medellín.

El investigador explica que “la idea es analizar los incrementales de producción que se obtienen al comparar el estado del pozo antes y después del tratamiento con nanofluidos; se espera que luego de la estimulación con el nanofluido la cantidad aumente”.

“Encontramos que si se aplica el tratamiento, la producción de gas se podría incrementar en un 42 %, al pasar de 47 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfd) a 67 MMscfd”. Así mismo, las proyecciones realizadas mostraron que después de un año el volumen de gas producido se mantiene un 7 % arriba de la línea base”.

Por otro lado, para evaluar la viabilidad económica, el investigador elaboró una sensibilización de producción en función de distintos volúmenes de tratamiento y calculó la relación de costo-beneficio.

“Evidenciamos que la rentabilidad es muy dependiente tanto del volumen de tratamiento como del costo del nanofluido y del precio del crudo/gas, entre otras variables, por lo que realizamos un análisis de incertidumbre, con el que identificamos que en cada pozo donde se implemente la tecnología se podrían alcanzar beneficios por alrededor de 6,8 millones de dólares, esto por supuesto soportado por una viabilidad técnica”.

La metodología se debe ajustar según las particularidades de cada pozo y yacimiento. De igual modo, el investigador recomienda comparar los resultados con tratamientos convencionales (como solventes y químicos) para identificar si los beneficios del nanofluido son mayores a los de estos tratamientos.