El estudio abordó la simulación numérica de tratamientos con espuma para el control de gas en yacimientos naturalmente fracturados (FRMg).
Durante el estudio se derivaron expresiones matemáticas para calcular el factor de reducción de movilidad de gas (FRMg) debido a la presencia de agentes espumantes en un medio permeable. Las expresiones del FRMg requieren únicamente de datos de campo que son generalmente conocidos.
Las ecuaciones derivadas se utilizaron para calcular el FRMg de una serie de tratamientos de control de movilidad de gas con espuma. Se realizaron en pozos de alta y baja permeabilidad localizados en yacimientos naturalmente fracturados.
Asimismo, los tratamientos con espuma lograron disminuir la producción de gas en todos los pozos. También incrementaron la producción de aceite por periodos de tiempo desde 2 meses hasta más de un año.
Los FRMg calculados para las aplicaciones en campo se utilizaron como parámetros de entrada en un estudio de simulación numérica para modelar tratamientos de control de movilidad de gas con espuma en yacimientos naturalmente fracturados.
En resumen, los resultados de esta investigación demuestran que los tratamientos con espuma son una técnica eficiente para incrementar la productividad; así como extender la vida productiva de los pozos y para incrementar el factor de recuperación en yacimientos naturalmente fracturados.
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Durante el estudio se realizó un análisis de sensibilidad al FRMg, así como a otros parámetros que afectan el desempeño del tratamiento; como son: contraste de permeabilidad entre matriz y fractura y la posición del contacto gas-aceite. (CGA), para pozos de alta y baja productividad.
Del mismo modo, los resultados del estudio de simulación demostraron que los tratamientos con espuma incrementaron la productividad. Asimismo, extendieron el tiempo de vida productiva de los pozos.
Además, el estudio permitió establecer criterios de selección de pozos, cuantificar el efecto de parámetros de diseño o del medio y estimar la recuperación de hidrocarburos.
La espuma se define como una dispersión de gas en una fase líquida que contiene surfactantes (espumantes). Asimismo, la espuma se forma por burbujas de gas separados por una película de líquido denominada lamela donde se encuentran los surfactantes.
Las propiedades físicas de la espuma son dependientes de los componentes que la forman; de su interacción, y de las condiciones del medio en el que se encuentra. Las espumas generalmente se caracterizan a través de parámetros como la calidad, textura y reología.
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Durante el trabajo se derivaron expresiones matemáticas para calcular el factor de reducción de movilidad de gas (FRMg). De 5 tratamientos de control de movilidad de gas con espuma aplicados en igual número de pozos en los campos Cantarell y Jujo.
El FRMg se encontró entre 1 cuando no hay espuma y 13 cuando se tiene la espuma más fuerte. Del mismo modo, el efecto de la espuma en la formación fue desde 2 meses hasta más de un año.
Los FRMg calculados de las aplicaciones en campo se utilizaron como parámetro de sensibilidad en un estudio de simulación numérica. Otros parámetros sensibilizados fueron la productividad del pozo, la permeabilidad de fractura y la distancia al CGA.
Del mismo modo, los resultados de simulación indicaron que al incrementar la resistencia de la espuma se obtienen mayores beneficios; logrando las mayores reducciones en la producción de gas, así como los mayores incrementos en la producción de aceite.
Asimismo, se identificó una ventana operativa en función de la permeabilidad y la distancia al CGA dependiendo de la producción del pozo.
Los ingenieros José Ernesto Parra Pérez, José Eduardo Ramírez López Miro, María Berenice Aguilar López; Juan Carlos Baez Miranda y Eduardo Buenrostro González presentaron el trabajo en el Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
