Revista Fuentes: El Reventón Energético
Vol. 15 Nº 1 de 2017 -
Ene/Jun - pp 47/55
predicción
del daño a la formación por acumulación de caco3
durante
el flujo constante de salmueras en el medio poroso
Alvaro
Villar García; Luis Felipe Carrillo Moreno; Jhon Harvey Carreño Hernandez; John
Jairo Rodriguez Molina*
Grupo de
Modelamiento de Procesos de Hidrocarburos. Universidad Industrial de Santander
(UIS). Carrera 27 Calle 9. Bucaramanga,
Colombia.
*E-mail:
jhon.rodriguez2@correo.uis.edu.co
RESUMEN
En este trabajo se presenta una nueva correlación en una dimensión que
permite cuantificar el porcentaje de daño, que se presenta por la reducción de
permeabilidad debido a la acumulación de CaCO3 en el medio poroso.
La innovación de esta correlación es la combinación de parámetros
termodinámicos e hidrodinámicos para cuantificar el porcentaje de daño en las
muestras de Berea. El desarrollo de la correlación fue basado en un diseño
experimental a escala de laboratorio que intenta simular las condiciones de
yacimiento que favorecen al daño de formación por este mecanismo. La
correlación propuesta predice el porcentaje de daño con un 85% de ajuste de los
datos experimentales. Esta correlación fue validada para permeabilidades
alrededor de 180 md, las velocidades de flujo utilizadas varían entre 1 y 10 ft
/ día, y contempla valores característicos de concentración de iones Ca2+ (250
y 650 ppm) presentes en las aguas de formación de campos colombianos.
Palabras clave: Daño a la
formación, Aseguramiento de flujo, Acumulación, Medio poroso, CaCO3,
Correlación.
FORMATION DAMAGE PREDICTION DUE TO ACCUMULATION OF CaCO3 DURING CONSTANT BRINE FLOW IN POROUS
MEDIA
3
ABSTRACT
An experimental
methodology was designed for recreate the CaCO3
continuous deposition in a porous media, displacing synthetic brines made of a
typical composition of Colombian Field’s formation water, in known permeability
Berea Plugs at different temperatures and different flow rates. The factorial
experimental design used allowed to correlate thermodynamic parameters (represented
by concentration of Ca++ and temperature) and hydrodynamic
(represented by injection rate) during the entire displacement tests of brine
in rock, in which the permeability reduction was thoroughly monitored, reaching
values up to 90%. The proposed correlation in this study was developed with the
aid of statistic software, which allows predicting the permeability reduction
percentage due to CaCO3 scales, with an 85% data
adjustment. This correlation was validated through another set of experimental
tests, using several flow rates (1-3 cm3 / min),
several temperatures (150-250 F) and different concentration of Ca++ ion in the synthetic brines (250-750 ppm).
Keywords:
Formation Damage, Flow Assurance, Accumulation, Porous Media, CaCO3, Correlation.
Cita: Garcia, A., Carrillo, L.,
Carreño, J. y Rodriguez, J. (2017). Predicción del daño a la formación por
acumulación de CaCO3 durante el flujo constante de salmueras en el
medio poroso. Revista Fuentes: El
reventón energético, 15 (1), 47-55.
DOI: http://dx.doi.org/10.18273/revfue.v15n1-2017005
INTRODUCCIÓN
La depositación de escamas inorgánicas de CaCO3
en el medio poroso, es un fenómeno que se presenta frecuentemente durante toda
la etapa productiva de un yacimiento, la cual depende de ciertas condiciones de
equilibrio químico y termodinámico presentes en el agua de formación. Esta
depositación genera un diferencial de presión adicional en el pozo, denominado daño
de formación, la cual típicamente se presenta en las regiones cercanas al pozo
(Dyer y Graham, 2002).
Este mecanismo químico de daño da lugar a depósitos de material inorgánico
en las zonas cercanas a la cara del pozo y así se comienza una reducción
importante en la permeabilidad, influyendo en la producción de hidrocarburos
por obstrucción. Cada año las compañías gastan un estimado de USD 1.4 billones
en pérdidas a nivel mundial generadas por la formación de scale (Muñoz y
Sandoval, 2008). La escama de CaCO3 es el resultado de un proceso de
nucleación que inicia cuando el equilibrio químico se altera mediante la
variación de las condiciones determinadas de presión y temperatura; este par
iónico denominado núcleo viaja suspendido en la fase acuosa y por procesos de difusión
que se presentan en la superficie del núcleo va adicionando material sólido el
cual se mantiene en crecimiento continuo (Gloede y Melin, 2007), hasta llegar a
una garganta de poro y ser lo suficientemente grande para taponarla, o en su
defecto, para acumularse en la superficie del poro, ocasionando reducción de la
permeabilidad absoluta y por lo tanto la productividad (Civan, 1996;2007).
Predecir la depositación de escamas inorgánicas ha sido un
trabajo que se ha desarrollado durante los últimos 30 años, donde se integran
códigos computacionales, que basados en la termodinámica de los
minerales en solución, predicen la cantidad de escama precipitada (Seagraves,
et al., 1996). Así mismo, los trabajos de laboratorio han mostrado que
los modelos termodinámicos no alcanzan a describir el fenómeno de depositación
debido a que no tienen en cuenta la fase sólida en la solución. Es decir, el
fenómeno de depositación no solo depende de la termodinámica del fluido
si no del flujo y la capacidad que tenga la fase sólida para adherirse a
las paredes del poro (Crabtree, et al., 1999).
En este orden de ideas, Zhang y Farquhar (2001) acoplaron un modelo
termodinámico con un modelo cinético para la predicción de escamas minerales
con el fin de describir el perfil de depositación que ocurrían en fondo de pozo
a través de pruebas de TBD (Tubing Block
Divice) y observaron regímenes de nucleación homogénea y heterogénea en
función de la temperatura. Determinaron que la cinética del CaCO3
se ve afectada por la velocidad con que el flujo de la salmuera pasa a través
de una tubería. Además, solo el uso de 0.2 ppm de inhibidor de escamas puede
mitigar la velocidad de formación de CaCO3 en la tubería.
Luego, Achury y Martinez (2013) presentan un modelo que predice la cantidad de
CaCO3 depositado en el wellbore
a través de un modelo matemático basado en el teorema de Buckingham, donde
demostraron que la concentración de la salmuera no solo afecta la cantidad de
escama depositada, sino que también incide la cinética de formación de la
misma. Igualmente, Mateus y Pachecho (2015) desarrollaron una correlación que permite
calcular el tiempo que demora una salmuera con características típicas de las
aguas de producción en los campos colombianos en depositarse en un capilar de
1/16”. El estudio corrobora que cuando se encuentra mayor concentración de
iones Ca++ y HCO3- se genera un
taponamiento más rápido, pero cuando la velocidad de flujo es alta, el tiempo
de taponamiento disminuye por arrastre de material depositado. De modo similar
Moghadasi et al., (2003) presenta un modelo radial que permite predecir la
formación de escamas para un campo Iraní por la mezcla de aguas incompatibles
debido a cambios termodinámicos, cinéticos e hidrodinámicos. El modelo fue
aplicado para predecir el potencial de precipitación que presentaba el
yacimiento si se utilizaba el agua de producción como método de recobro
secundario, el modelo desarrollado está basado en información fisicoquímica que
se obtuvo del agua de inyección y producción. Sin embargo, el modelo no muestra
los efectos de la corrosión.
Así mismo, Restrepo et al., (2007)
desarrolla una metodología para caracterizar el daño de formación a través de
estadística básica donde se aprecia la influencia de cinco mecanismos de daño
en un campo operado por BP en Colombia. Para el caso de daño por CaCO3
se asigna la concentración de Ca++ en los percentiles 10, 50 y 90 de una
distribución homogénea que provee un Scale
Tendency (ST) para los pozos del campo para tomar acciones de remediación y
control. Además, Fadairo et al., (2008) investiga el efecto que tiene la
depositación de escamas en la relación de movilidad. El estudio muestra un
modelo basado en modelos termodinámicos para predecir la movilidad de la
salmuera, de los hidrocarburos con la posible precipitación y acumulación, lo
relevante de este estudio es que tiene en cuenta las condiciones operacionales,
las concentraciones de la salmuera, la tasa de agua producida, el diferencial
de presión y la temperatura del yacimiento.
Ahora bien, Tahmasebi, et al., (2007) hacen una recopilación
de los diferentes autores donde consiguen alrededor de veinte parámetros que
afectan directamente la depositación en el medio poroso los cuales son
agrupados en variables termodinámicas, cinéticas e hidrodinámicas. Además, se
desarrollan pruebas experimentales que dan origen a una correlación
basado en los parámetros descritos anteriormente. Las pruebas se realizaron
inicialmente en Sandpacks
y posteriormente en plugs
de carbonatos. La correlación adimensional desarrollada determina la reducción
de la permeabilidad en el medio poroso para CaSO4.
En vista de lo anterior, Stamatakis, et al., (2011) presentan un modelo
geoquímico que integra las variables termodinámicas, cinéticas e
hidrodinámicas. El modelo desarrollado predice la distribución
de escamas de CaCO3 en un modelo de una dimensión. El modelo fue
basado en la reacción química de las especies presentes en la salmuera y las evidencias
de las pruebas de laboratorio las cuales fueron desarrolladas en Sandpacks. Por otra
parte, la predicción de depósitos de CaCO3
a nivel de medio poroso en Colombia no se ha estudiado, teniendo en cuenta las
variables termodinámicas, cinéticas e hidrodinámicas; por tal motivo en el
presente trabajo experimental se desarrolla una correlación que permite
predecir el daño de formación por efecto de la acumulación de CaCO3
en el medio poroso teniendo en cuenta variables termodinámicas e
hidrodinámicas.
METODOLOGÍA
EXPERIMENTAL
La metodología experimental fue diseñada con el fin de
reproducir, a escala de laboratorio, la depositación de escamas
de CaCO3, usando salmueras sintéticas: una aniónica y
otra catiónica, que al mezclarse generan la reacción química de formación del
CaCO3.
El objetivo de las pruebas experimentales era observar la
reducción de la permeabilidad por acumulación de CaCO3
en el medio poroso. La primera parte de las pruebas fueron dirigidas a evaluar
el comportamiento de la depositación de CaCO3
en función de las variables: caudal y concentración de Ca++
para verificar la reducción de la permeabilidad. En la segunda
serie de experimentos se tomaron muestras de Bereas alrededor de180 md de
permeabilidad, las cuales son valores promedios de permeabilidad en las
cinco cuencas productoras de hidrocarburos en Colombia, y se realizó un diseño
experimental con las variables: concentración de calcio (Ca++),
la cual representa el componente termodinámico, y la tasa de flujo
(q), que representa el
componente hidrodinámico. Como variable de respuesta se tiene el porcentaje de
reducción de la permeabilidad.
Para lograr este objetivo fue necesario establecer las condiciones
experimentales, las cuales se definieron con base en el rango de concentración
de Ca++ en las salmueras y las tasas de flujo a utilizar. Se planteó la matriz experimental y se
definió el procedimiento de los ensayos en laboratorio, con base en el diseño factorial.
Determinación de la región experimental
Para determinar la concentración de Ca++, Marin, (2015)
y Caballero y Rodriguez (2015) se dieron a la tarea de encontrar los scale Tendency
(ST) de las aguas de formación de los campos operados por el grupo
empresarial de Ecopetrol, usando la base de datos fisicoquímicos
suministrados por el grupo empresarial, mediante el software OLI ScaleChem®. Con ésta
información, se escogieron los campos con tendencia de precipitación severa de
escamas. El estudio mostró que alrededor del 80% de los
pozos evaluados presentaron ST mayores a 10, lo que infiere problemas de
depósitos de CaCO3. Así mismo, se determinó que la cuenca del
Valle Superior del Magdalena y la cuenca de los Llanos Orientales son
las que presentan una mayor cantidad de precipitados inorgánicos. En la Figura 1
se muestra la distribución de 4,062 datos de concentración de Ca++
donde las simulaciones muestran que presentan un ST mayor a
10. Como se observa, más del 80% de los datos se encuentran entre 200 y 600 ppm
de Ca++. Para el diseño experimental se
determinó que el nivel inferior sería de 250 ppm, a fin de garantizar
acumulación en el medio poroso y el nivel superior de 650 ppm de Ca++.
La concentración de HCO3- se calculó por estequiometria.
Adicionalmente, se verificó, mediante el software OLI ScaleChem, que el ST se encontrara por encima de 10. De esta
forma, se determinó que para el nivel inferior la concentración de bicarbonato fuera
de 48 ppm y para el nivel superior de 61 ppm, con cantidad máxima de
precipitación de 393 mg/L y 984 mg/L respectivamente. La variación del ST y la
cantidad precipitada de carbonato de calcio Vs la presión, para los dos
escenarios, se muestra en la Figura 2.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42825)
Figura 1. Distribución de la frecuencia relativa de la concentración
de Ca++ para la base de datos de Ecopetrol.
Para seleccionar las tasas de flujo a ser usadas en las pruebas
experimentales, se tomaron valores característicos de producción de agua en los
campos de Colombia, como lo describe Carreño y Rodríguez (2016). Los cuales
realizaron un escalamiento de las tasas de flujo en las cuencas productoras de
hidrocarburos de Colombia, que van desde 1 ft/día hasta 6 ft/día, por lo tanto,
se definió para el nivel inferior 1 cm3/min y para el nivel
superior 3 cm3/min.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42827)
Figura 2. Precipitación de CaCO3 a diferentes
presiones.
Datos obtenidos del software OLI ScaleChem®.
Diseño experimental
Para obtener resultados representativos de los ensayos experimentales, se
planteó un diseño factorial de dos variables, en dos niveles. Este tipo de
diseños permite verificar el efecto de las variables de entrada (variables termodinámicas
e hidrodinámicas) sobre la variable respuesta, que en este caso fue el
diferencial de presión que genera la acumulación de CaCO3
en el medio poroso. Tomando como base que la definición del diseño experimental
es fundamental para que las pruebas se encaminen a una descripción matemática
del fenómeno. El diseño factorial 22 facilitó evaluar
estratégicamente el fenómeno variando, a lo largo de las pruebas, los niveles
establecidos como inferior y superior de las variables Ca++
y q.
Para evaluar la confiabilidad de la correlación se realizó una prueba en el
centro del diseño experimental, la cual permite descubrir si hay una curvatura
y por lo tanto si es necesario reevaluar el diseño y la efectividad de la correlación.
La Tabla 1 muestra la matriz
experimental definida para generar el fenómeno de acumulación de CaCO3
en el medio poroso.
Tabla 1. Matriz experimental
Prueba
|
Muestra
|
Ca++
(ppm)
|
q (cm3/min)
|
Temperatura
( °F )
|
1
|
B-S-08
|
250
|
1
|
250
|
2
|
B-S-11
|
650
|
1
|
150
|
3
|
B-S-15
|
250
|
3
|
250
|
4
|
B-S-18
|
650
|
3
|
150
|
5
|
B-S-17
|
450
|
2
|
200
|
PROCEDIMIENTO
EXPERIMENTAL
Tabla 2. Caracterización
petrofísica de los plugs de Berea utilizados en los experimentos
No.
|
Muestra
|
Longitud (cm)
|
Diametro (cm)
|
Peso (g)
|
Porosidad (%)
|
Permeabilidad (md)
|
Volumen Poroso (cm3)
|
1
|
B-S-08
|
7,217
|
3,767
|
170,175
|
19,723
|
115,968
|
15,823
|
2
|
B-S-11
|
7,232
|
3,782
|
169,633
|
19,642
|
193,171
|
15,906
|
3
|
B-S-15
|
7,311
|
3,769
|
174,644
|
18,607
|
154,082
|
15,136
|
4
|
B-S-18
|
6,950
|
3,782
|
163,235
|
19,444
|
122,510
|
15,141
|
5
|
B-S-17
|
7,361
|
3,775
|
173,686
|
19,340
|
114,270
|
15,883
|
|
El procedimiento experimental se dividió en dos etapas, en la primera se
realizó la preparación y caracterización de los fluidos y en la segunda etapa
se realizaron ensayos de coreflooding
para observar el mecanismo de daño por CaCO3 en la roca. La
caracterización petrofísica básica de los plugs
de Berea utilizados en los ensayos, se muestra en la Tabla 2. Inicialmente, los plugs se saturaron con una solución de
NaCl, la cual fue denominada salmuera de “trabajo” y tuvo una concentración de
5.500 ppm de Cl- (esta concentración de Cl-
corresponde a un valor promedio de la salinidad de las aguas de formación de
las cuencas productoras en Colombia). El procedimiento de saturación se realizó
de acuerdo a la norma API RP 40.
Luego de saturar los plugs, se realizó la preparación de las salmueras
catiónica y aniónica para los diferentes escenarios experimentales y
posteriormente se caracterizaron mediante la determinación de
propiedades básicas, como se muestra en la Tabla
3.
La formación de la escama de CaCO3 se
realiza mediante la reacción química de CaCl2*2H2O
y NaHCO3 al mezclarse en proporciones 1:1 en la
cara del plug dan origen a la
escama. A medida que ésta mezcla atraviesa el medio poroso se espera que se
genere la depositación del CaCO3.
Finalmente, se establece un protocolo de operación de los equipos
coreflooding ubicados en el Laboratorio de Análisis Petrofísicos y Daño a la
Formación del Parque
Tecnológico de Guatiguará, sede de la Universidad Industrial
de Santander y en el Laboratorio de Química de Producción del Instituto
Colombiano del Petróleo de Ecopetrol, en donde se desarrollaron las pruebas. El
diagrama funcional de los quipos se describe en la Figura 3, y en general, constan de: una
bomba dosificadora conectada a dos cilindros que contienen los fluidos a desplazar
a través de la muestra de Berea ubicada en el coreholder, el cual se conecta a una bomba manual
que permite ejercer presión de confinamiento al plug. Por otra parte, a la salida del equipo se
ubica un regulador de presión para facilitar que la muestra mantenga una
presión de poro constante durante toda la prueba.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42807)
Figura 3. Esquema general de los equipos coreflooding utilizados en el
estudio
Se estableció que inicialmente se mide el diferencial de presión con la
salmuera de trabajo (NaCl), posteriormente se realizaron ciclos consecutivos de
inyección de aceite (aceite mineral Klearol) y salmuera de
trabajo, hasta alcanzar lecturas estables de diferencial de presión, respecto a
la medición anterior, para cada una de las fases, finalizando con la
de aceite, para iniciar el desplazamiento de las salmueras aniónica y
catiónica. La Figura 4
muestra los ciclos de estabilización (línea base) antes de pasar a la etapa de
depositación.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42809)
Figura 4. Determinación de permeabilidades efectivas estabilizadas en el
experimento 4
Tabla 3. Caracterización de las salmueras sintéticas.
Parámetro
|
Alta Mediana Baja
concentración concentración
Concentración de Ca++ de
Ca++ de
Ca++
|
|
|
|
|
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42810)
|
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42810)
|
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42811)
|
Densidad
(g/cm3)
|
1,006 1,007
|
1,013 1,005
|
1,005 1,004
|
Conductividad
16,970
18,330 16,450 17,520 15,440 14,670
( µS/cm )
pH
|
8,9
|
6,6
|
8
|
5
|
8,7
|
7 , 7
|
NaCl (g/L)
|
7,171
|
7,171
|
7,754
|
7,754
|
8.337
|
8.337
|
CaCl2.2H2O
|
-
|
4,768
|
-
|
3,301
|
-
|
1,834
|
NaHCO3
|
5,449
|
-
|
3,772
|
-
|
2,095
|
-
|
RESULTADOS
EXPERIMENTALES
Las figuras 5 y 6 muestran la relación de permeabilidad (K/Ki)
Vs volúmenes porosos inyectados. Donde K es la permeabilidad del plug en cualquier tiempo y Ki
es la permeabilidad inicial antes de daño.
La Figura 5 muestra el
efecto de la concentración de Ca++ sobre la reducción de la permeabilidad
en la muestra de plug.
En esta figura se evidencia que cuando la concentración de CaCO3
es alta (650 ppm de Ca++), la permeabilidad declina lentamente
hasta llegar al volumen poroso numero 5 aproximadamente, luego se evidencia
un taponamiento masivo que es arrastrado por efecto del caudal y posteriormente
una rápida declinación debido a la depositación del CaCO3
en el medio. Por otra parte, la reducción de permeabilidad a concentraciones
bajas (250 ppm de Ca++) se mantiene casi constante la tasa de
declinación; cabe aclarar que los ST
son casi similares debido a la acción de la temperatura.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42813)
Figura 5. Comparación de K/Ki durante la fase de inducción del daño
en muestras de Berea (varias temperaturas, q=1cm3/min)
La Figura 6, muestra el
efecto que tiene el caudal en la reducción de la permeabilidad en las muestras
de plug. Se observa la
variación que tiene la permeabilidad a lo largo de la inyección de salmuera en
donde se ve que para altas tasas (3 cm3/min)
se presenta arrastre de material sólido, debido a que en los inicios de la
inyección se evidencia una fuerte declinación en la permeabilidad, pero
posteriormente la pendiente cambia haciendo más leve la tasa de declinación;
repitiéndose este fenómeno en el volumen poroso número 14. Por
otra parte, se muestra que para bajas tasas; la acumulación de CaCO3
es casi contante a lo largo de la prueba, permaneciendo estable la tasa de
declinación, pero el efecto en general de depositación sigue siendo el mismo en
las muestras. Es decir, la reducción de la permeabilidad es similar durante el
tiempo de inyección.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42817)
Figura 6. Comparación de K/Ki durante la fase de inducción de daño en
muestra de Berea (T=250°F, Ca++=250ppm)
Para verificar la acumulación homogénea del CaCO3
en medio poroso se realizó una tomografía, la cual muestra que
el perfil de acumulación de CaCO3
en un extremo del plug
la acumulación es mayor, el cual corresponde a la cara de inyección de
salmueras. Adicionalmente, se observa que hay una ganancia de densidad a lo
largo del plug,
lo cual corresponde a un perfil homogéneo de acumulación de CaCO3
en el medio poroso como se observa en la Figura
7.
Por otra parte, en la Figura
7 se puede apreciar que las variaciones texturales donde se
aprecia la distribución de CaCO3 a lo largo de toda la
muestra corroborando que la acumulación se da a lo largo de todo el medio poroso
por la cual fluyen las salmueras.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42816)
Figura 7. Tomografía después de inducción de daño.
DESARROLLO DE
LA
CORRELACIÓN EXPERIMENTAL
Como se describió anteriormente, varios modelos se han
desarrollado con la finalidad de cuantificar la reducción de la
permeabilidad en el medio poroso. En este trabajo, con la ayuda del
diseño experimental y un software estadístico, se determinó una
correlación estadística basada en los efectos principales y la interacción de
ellos sobre la variable respuesta. La Tabla
4 muestra un análisis ANOVA, donde se observa que la
variable Ca++ y la interacción entre q y Ca++ tienen
una importancia significativa (mayor al 95%) en la correlación
desarrollada. Por lo tanto, se demuestra que la variable termodinámica, representada
por Ca++, tiene el mayor impacto dentro de la correlación. Por
otra parte, aunque la variable hidrodinámica no afecte fuertemente la
correlación, se observa que la interacción de las variables si tiene una
incidencia importante en el desarrollo de la misma.
Tabla 4. Análisis de varianza para la reducción de permeabilidad en el
medio poroso (D)
Variables
|
Suma de
cuadrados
|
Df
|
Media Cuadrada
|
Relación F Valor P
|
A:Ca++
|
0,00564882
|
1
|
0,00564882
|
40,35 0,0007
|
B:q 0,000031434 1 0.000031434 0,22 0,6524
AB
|
0,0368625
|
1
|
0,0368625
|
263,31
|
0,0000
|
blocks
|
0.0000592742
|
2
|
0.000029637
|
0,21
|
0,8150
|
Total error
|
0,000839995
|
6
|
0,000139999
|
|
|
Total (corr.)
|
0,043442
|
11
|
|
|
|
La Figura 8 muestra el
diagrama Pareto para la reducción de la permeabilidad (D) en
el cual se observa que el Ca++ afecta la
correlación de una manera positiva, al igual que la interacción entre Ca++
y q. La tasa de flujo
q no tiene un efecto significativo,
pero la mayor cantidad de escamas se presentan cuando se encuentra en el
nivel inferior, por lo tanto, afecta la correlación de una manera negativa,
haciéndose notable el efecto de
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42799)
En este orden de ideas, se presenta la correlación que describe la
reducción de la permeabilidad en el medio poroso la cual presenta un
coeficiente de variación de 96,45%, esto indica un excelente ajuste para los
datos del diseño experimental. La Ecuación
1 se desarrolló teniendo en cuenta la medición de 15 volúmenes porosos en
todos los experimentos.
A continuación, la Tabla
5 presenta la estimación de los resultados que propone la
correlación obtenida, y los rangos del 95% de confiabilidad para
cada uno de los experimentos realizados.
Tabla 5. Estimación de resultados para la reducción
de permeabilidad (D)
Prueba
|
Valor
Observado
|
Valor Ajustado
|
Ajuste
menor Ajuste Mayor al 95% al 95%
|
1
|
0,900901
|
0,904708
|
0,884235 0,92518
|
2 0,834532 0,837252 0,816779 0,857724
3
|
0,794643
|
0,790622
|
0,770149
|
0,811094
|
4 0,947368 0,944864 0,924391 0,965336
La región experimental que tendrá la correlación bajo los parámetros
descritos como concentración de Ca++ de 250 ppm hasta 650 ppm y q de 1 cm3 /
min a 3 cm3 / min, se muestra la Figura 9.
Finalmente se realizó una corrida experimental con una concentración de Ca++
de 450 ppm y una velocidad de 2 cm3 / min para verificar la correlación
obtenida. La Figura 10 muestra el
ensayo realizado para la evaluación de la correlación en el volumen poroso
número 15. A partir de los resultados experimentales se infiere que la
reducción de permeabilidad en la fase de daño fue de 0,75 y el valor
proporcionado por la correlación es de 0 ,86 de reducción (D ).
Lo que significa que en el centro la correlación presenta una varianza del
14,85%. Es decir, la correlación predice el valor experimental de reducción de
permeabilidad D con un 85% de confiabilidad, en el centro del diseño.
Se deduce entonces que en la región experimental el punto central se
encuentra con una curvatura más pronunciada que la que mostró el resultado del
software estadístico, en la superficie de respuesta correspondiente a la
reducción de permeabilidad D.
La correlación desarrollada puede ser usada para predecir la reducción de
permeabilidad por depositación de CaCO3 en plugs del rango de permeabilidad
evaluado. La Tabla 5 contiene el
ajuste teórico que presenta la correlación, comparado con los datos
experimentales. Se demuestra que las predicciones realizadas por la correlación
son satisfactorias.
![](https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/download/6502/8944/42801)
Figura 10. Reducción de permeabilidad efectiva al
agua del experimento número 5
CONCLUSIONES
Los resultados obtenidos con la correlación muestran un buen
ajuste (85,15%) con los datos experimentales, para la reducción de la
permeabilidad en el medio poroso por depositación de CaCO3.
Las concentraciones de calcio en el nivel alto (650 ppm),
independientemente de la velocidad de flujo en el medio poroso, producen
los mayores porcentajes de reducción de permeabilidad. Se aclara que el efecto
de los niveles altos de velocidad puede producir arrastre de CaCO3,
lo cual se atribuye por el cambio de pendientes a diferentes volúmenes porosos.
Las concentraciones de calcio en el nivel bajo (250 ppm) presentan
una depositación constante sin importar la velocidad de flujo a la cual se
realice los experimentos, ya que bajo las mismas condiciones cuando se
utiliza un nivel inferior y uno superior de q;
ambos alcanzaron la misma reducción de permeabilidad a igual tiempo.
Aunque existen diversos parámetros que afectan la
depositación de escamas de CaCO3,
el diseño experimental muestra que la variable termodinámica representada
por concentración de Ca++ es la que tiene mayor
influencia en la reducción de permeabilidad. Por otra parte, la variable
hidrodinámica representada por q
no tiene un efecto directo sobre la reducción de la permeabilidad; pero en la
interacción de las variables si tiene un gran efecto, ya que a mayor
flujo de salmueras más material sólido se encuentra en el medio poroso para
generar depósitos de escamas de CaCO3.
La nueva correlación que se ha desarrollado predice el porcentaje
de daño en plugs de
permeabilidad similar a las cinco cuencas productoras de hidrocarburos, la cual
considera las variables termodinámicas e hidrodinámicas.
La desviación estándar entre los datos experimentales y las
predicciones es del 95%. Sin embargo, la prueba que se realizó en el
punto central demuestra que los datos difieren en un 15%. Aun así, la correlación sigue siendo buena,
ya que presenta un ajuste superior al 85%.
AGRADECIMIENTOS
Los autores quieren agradecer al Grupo de Investigación de Modelamiento de
Hidrocarburos, a la escuela de Ingeniería de Petróleos, al Laboratorio de
Análisis Petrofísicos y Daño a la formación de la Universidad Industrial de
Santander (UIS), y al Laboratorio de Química de Producción del Instituto
Colombiano del Petróleo ( ICP) por su constante apoyo a esta investigación.
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