000			03081nmc a2200205 4500
005			20260520010338.0
008			260224s xxu
082			_aPD I116 3 0015570
245	0	0	_aInyección de metanol en Fm Sierras Blancas
270			_a5/6/2019 ; 14/03/2017
300			_a22 p.
520			_aSierras Blancas, la formación productora principal del Yacimiento Loma La Lata (LLL), es un reservorio de gas retrógrado. A medida que se explota el campo y la presión baja, el volumen de líquido que condensa en reservorio va aumentando hasta llegar a cierta presión en la cual se revierte el proceso, revaporándose parte del condensado. No todo el condensado que se encuentra en reservorio logra producirse, lo cual origina un incremento de saturación de líquido en la región vecina al pozo, restringiendo de esta forma el flujo del gas y disminuyendo la productividad en el tiempo. Estudios de laboratorio han demostrado buenos resultados inyectando metanol en muestras de corona de otros campos, verificando el aumento de la permeabilidad relativa del gas. El metanol es un alcohol miscible tanto con el condensado como con el agua, el cual reduce la tensión superficial y tiene alta volatilidad. Una prueba de campo realizada en el campo Hatter’s Pond en Alabama4 pudo comprobar aumentos en la producción de gas y condensando mediante esta técnica. Debido a la pérdida de productividad en los pozos de LLL, en parte por la depleción del campo, y en menor medida por el efecto del banco de condensado y agua antes mencionado; se propone realizar una Prueba Piloto inyectando metanol en un pozo de la zona sudeste del campo, la cual se encuentra con presión por debajo del punto de rocío pero mayor a la de revaporización. Se pudo comprobar con diferentes técnicas que el daño total de los pozos de la zona sudeste de LLL aumenta en el tiempo. Las técnicas utilizadas fueron análisis de la historia de producción, Simulación Dinámica, Rate Transient Analysis (RTA) y Análisis Nodal. Se estimaron los caudales incrementales de producción mediante una Simulación Dinámica sectorial para el pozo Well-1 y mediante Análisis Nodal para el pozo Well-2. Los resultados obtenidos fueron similares con ambos métodos, estimando un incremental inicial de 25% sobre la curva base. La Prueba Piloto, que se realizará en el corto plazo, nos permitirá comprobar la eficiencia del método en nuestro reservorio, comprobar los incrementales de producción calculados y la duración de los mismos. El proyecto podría extenderse a un gran número de pozos, repitiendo el tratamiento con cierta frecuencia y mejorando de esta forma el factor de recobro final del campo.
773			_g
942			_cCONGTP
100	1		_aLambertucci, J. _956178
100	1		_aUcan, S. _956179
111	2		_aCongreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (6to : 2016 oct. 24 al 27: Bariloche, Argentina) _955815
999			_c190088 _d190088
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/6to/758.pdf