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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
Evaluación del daño de formación inducido por la
inyección de agua de río en un campo colombiano
Sebastián Escobar Corcione Correo electrónico: [email protected]
Enero, 2018.
Proyecto de grado, Departamento de Ingeniería Química, Universidad de los Andes, Bogotá, Colombia
Asesor: Diego Pradilla Ragua, María Eugenia Anez
OBJETIVO GENERAL:
Diagnosticar los daños de formación asociados al agua de inyección del Río Putumayo a escala de
laboratorio para resolver las implicaciones de implementar un proyecto de recuperación secundaria
OBJETIVOS ESPECÍFICOS:
Identificar los daños de formación asociados a la roca del yacimiento
Analizar la caracterización de la fuente de agua para identificar los daños asociados a la misma
Diseñar un modelo de simulación acertado para calcular el impacto de las pruebas de laboratorio
RESUMEN: Uno de los principales problemas que se presenta al momento de implementar
mecanismos de recobro secundario es la inducción de daños de formación causados por la naturaleza
del fluido de inyección. La interacción entre el fluido y los componentes del yacimiento pueden
perjudicar considerablemente la permeabilidad del crudo disminuyendo así el porcentaje de recobro.
En este proyecto se realizó la caracterización del daño de formación asociado a la inyección de agua
de río en un campo de areniscas de crudo pesado a escala de laboratorio. Mediante el análisis de la
litología del yacimiento y pruebas de susceptibilidad a la inyección sobre seis tapones se concluyó
que la migración de finos es uno de los daños de formación presentes. A partir de un análisis
composicional del agua de río se determinó el carácter incrustante y corrosivo de la fuente de agua
por medio de los índices de saturación de Langelier y Ryznar, indicando que no es probable que se
produzcan precipitaciones pero es posible que se ocasionen corrosiones en los equipos y las tuberías.
Adicionalmente, se complementaron los resultados experimentales mediante simulaciones en IMEX
para estimar el impacto en el porcentaje de recobro en donde se obtuvo el porcentaje de reducción de
recobro a diferentes profundidades.
1. INTRODUCCIÓN
La industria petrolera en Colombia es uno de los motores de la economía en las últimas décadas y ha
llegado a representar hasta el 6.414% del producto interno bruto (PIB) [1]. El factor de recobro
promedio en los campos productores colombianos es del 18% y cerca del 90% de estos continúan en
la etapa de recuperación primaria [2]. En Colombia la producción de crudo por el método de inyección
no está siendo explotado a su máximo potencial a pesar de que la mayoría de yacimientos petrolíferos
llevan más de 40 años en producción [3]. En el proceso de recuperación secundaria se inyecta agua
(o en algunos casos gas) para aumentar la energía y presión del yacimiento con el fin de estimular la
producción luego de terminar la fase de recuperación primaria. Por medio de este proceso se puede
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
lograr recuperar entre el 40%-70% [4] del petróleo en el campo dependiendo de las características
geológicas del terreno. Sin embargo, durante esta etapa se pueden generar daños de formación debido
a la interacción entre el agua utilizada y diferentes factores como la roca, los fluidos del yacimiento
y la tubería por lo que no siempre se obtienen resultados positivos. Además, no todos los casos en
donde se ha utilizado esta estrategia de recobro han obtenido buenos resultados a falta de un diseño
apropiado sobre el agua de inyección. Un claro ejemplo es el del campo de Casabe localizado en la
cuenca del Valle del Magdalena Medio en donde se produjeron daños de formación que llevaron a
bajas tasas de producción y daños en los equipos del pozo durante varios años [5]. Por lo anterior, es
fundamental conocer a fondo la composición química del agua que se va a inyectar y entender cómo
es su interacción con los componentes existentes del campo. Con esta caracterización se puede
garantizar la mayor recuperación posible en la producción secundaria y evitar daños permanentes en
los pozos que impidan el flujo de crudo a la superficie.
El propósito de este estudio es realizar una caracterización del daño de formación que se podría
generar en el campo Brillante utilizando pruebas de laboratorio y realizando simulaciones sobre la
inyección a escala de laboratorio. Se requiere implementar un proyecto de recuperación secundaria
debido a una caída repentina de presión en el yacimiento de 5453𝑝𝑠𝑖 a 88𝑝𝑠𝑖, lo que causó un
desplome en la producción. La proyección que se tenía para este campo no se cumplió por las
condiciones mencionadas por lo que es fundamental para la empresa recuperar la rentabilidad del
campo Brillante. El yacimiento está compuesto principalmente por areniscas y el crudo almacenado
es pesado con 19°API aproximadamente. La importancia de este estudio radica en la correcta
caracterización de los elementos que rodean la inyección para tomar medidas en el futuro sobre el
proyecto deseado por lo que se analizarán las interacciones roca-fluido y fluido-fluido en el
yacimiento [6] [7] [8].
2. MATERIALES Y MÉTODOS
Se utilizaron los datos y estudios previos llevados a cabo durante la fase exploratoria del campo para
la realización de este proyecto. Dentro de estos se encuentran los estudios de la composición de la
roca del yacimiento y los datos introducidos para la configuración de la simulación. Los
procedimientos experimentales anteriormente mencionados, así como la prueba de susceptibilidad a
la inyección y la caracterización del agua de río, fueron realizados en los laboratorios de la empresa
Core Lab.
Litología y mineralogía
Para determinar el tipo de roca se utilizó la información disponible de la formación y el ambiente de
depositación. Esta información fue analizada por medio de resultados históricos del campo que
consistían en imágenes SEM (Scanning Electron Microscopy) sobre un núcleo tomado a una
profundidad de 9742𝑓𝑡 de la formación Villeta. El método experimental consistió en lavar la muestra
utilizando tolueno como solvente para luego ser adherida a una plaqueta de aluminio utilizando
pegamento de carbono. Luego se examinó la muestra visualmente por medio de un microscopio SEM
de referencia Jeol JSM-6610LV con un voltaje de 20𝑘𝑉.
La práctica experimental para obtener la mineralogía del campo consistió en una prueba XRD (X-Ray
Diffraction). Se tomó una muestra representativa del campo que se sometió a un proceso de limpieza
con tolueno y luego de secado. Posteriormente se fragmentó utilizando un divisor de rifle hasta
alcanzar dimensiones menores a 2𝜇𝑚 y se mezcló con alcohol isopropílico. Utilizando un molino
McCrone, se pulverizó la muestra que luego fue secada y homogenizada para así poder analizarlas.
El difractómetro utilizado un X’Pert Powder equipado con una fuente de cobre de 40𝑘𝑉 y 35𝑚𝐴 y
un detector lineal X’Celerator.
Caracterización de la fuente de agua
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
El agua utilizada para este estudio proviene del Río Putumayo. Para la caracterización se realizó una
prueba estándar API recomendada para el análisis de agua de inyección. Se tomó una muestra del río
que fue filtrada para luego ser sometida a una prueba de cromatografía utilizando un cromatógrafo
HP 6890. Adicionalmente se utilizó un medidor de pH para calcular los índices de saturación del
agua. Cabe destacar que estas pruebas se llevaron a condiciones de temperatura estándar de 20°C.
Prueba de susceptibilidad a la inyección
Se tomaron seis muestras del núcleo a diferentes profundidades. El objetivo de esta prueba fue
determinar el efecto sobre la permeabilidad que podría generar la inyección del agua de río. Para cada
muestra se realizó el siguiente procedimiento: se colocó la muestra en una celda hidrostática a la cual
se le aplicó la presión de sobrecarga del yacimiento (17706 kPa) a una temperatura de 82.2°C. Se
inyectó agua de formación simulada y se calculó la permeabilidad de la salmuera. La inyección
continuó hasta que la permeabilidad se estabilizara para obtener el valor de referencia. Posteriormente
se inyectó agua simulada del Río Putumayo y se determinó la permeabilidad a diferentes volúmenes
porosos desplazados. Finalmente, la dirección de inyección se invirtió y se calculó la permeabilidad
de nuevo.
Simulación
Se utilizó el software IMEX para complementar los resultados de laboratorio por medio de
simulaciones numéricas con el fin de obtener mayor información que contribuyera a la caracterización
de los posibles daños de formación asociados a la inyección de agua. Este software, incluido dentro
del programa de simulación CMG (Computer Modelling Group), es un simulador trifásico que
permite simular casos de petróleo negro y pesado. Para llevar a cabo este proceso se especificaron las
siguientes condiciones en el software de configuración (Builder):
I/O Control (control de entrada/salida): en esta categoría se definieron las unidades que se
utilizaron, el tipo de porosidad, el simulador y la fecha de simulación. Para todas las muestras se
usaron unidades de laboratorio para que convergiera correctamente dado que las pruebas a simular
eran a escala de laboratorio. El simulador escogido, como se mencionó anteriormente, fue IMEX
dado que el campo de interés tiene petróleo pesado. En cuanto a la porosidad se seleccionó “single
porosity” para simplificar el modelo.
Reservoir (reservorio): en esta sección se especificó la geometría que se va a utilizar y los
valores de los parámetros para cada segmento de la geometría. Para todas las muestras se dimensionó
una geometría cilíndrica de 2 pulgadas de altura y 1 pulgada de diámetro dado que esas son las
dimensiones estándar de los tapones. Para el mallado se dividió el cilindro en 6 capas angulares, 10
capas radiales y 10 capas a lo largo del eje del cilindro para un total de 600 celdas. Adicionalmente
se especificó un pozo inyector en la coordenada 1,1,1 y un pozo productor en la coordenada 1,1,10
para simular la inyección de agua. Por su parte, las únicas propiedades que fueron definidas, para toda
la geometría, fueron la porosidad, la permeabilidad y la razón de pago neto/bruto. Dado que cada
muestra fue tomada a diferentes profundidades, estas propiedades varían en cada uno de los casos.
No obstante, se asumió una relación de neto y bruto de 1 para todas las muestras.
Components (componentes): en esta categoría se definieron las condiciones y el modelo
PVT del sistema. Dado que las muestras fueron tomadas del mismo yacimiento, las tablas PVT
utilizadas son iguales para todos los casos y se muestran en la tabla 1. Cabe destacar que también se
debe especificar la región en la cual estos datos se aplican que, al estar modelando un tapón uniforme,
la región es solo una que es todo el cilindro. La temperatura del sistema se definió como la del
reservorio y se estableció como un proceso isotérmico.
Tabla 1. Datos PVT ingresados en la simulación.
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Pressure Solution Formation Volume Factor Viscosity
Gas-Oil Ratio Oil Gas Oil Gas
kPa cc/cc cc/cc cc/cc cp cp
0 0 0 0
790.822 3.740 1.067 1.465 15.741 0.011
1480.292 7.659 1.079 0.119 14.238 0.012
2859.232 12.824 1.094 0.008 12.497 0.012
4162.330 17.098 1.104 0.002 11.409 0.012
Los datos de la tabla anterior fueron obtenidos de la caracterización histórica del campo utilizando
métodos de cromatografía. Los líquidos se analizaron con un cromatógrafo HP 6890 y los gases
usando un Varian 3800 utilizando el método GPA 2286.
Rock-Fluid (interacción roca-fluido): en esta sección se especificaron los datos de
interacción roca-fluido del yacimiento, es decir, las tablas de permeabilidades relativas del agua y el
petróleo, presiones capilares y las permeabilidades relativas del líquido-gas. Se utilizaron los
resultados de la caracterización histórica del campo que fueron obtenidas con un método similar al
descrito en la prueba de susceptibilidad a la inyección con la diferencia de que se saturó inicialmente
cada muestra con crudo del yacimiento en vez de salmuera. A partir de este procedimiento se
calcularon tablas de permeabilidades relativas y presiones capilares. Sin embargo, al ser un
yacimiento que contiene principalmente dos fases, agua y petróleo, las tablas de las permeabilidades
relativas de líquido-gas fueron generadas por el programa utilizando correlaciones. El sistema de
correlaciones escogido para generar las tablas de gas fue el de areniscas en intermedio húmedo
propuesto por Honarpour [9]. Las tablas ingresadas corresponden a cuatro muestras a diferentes
profundidades que se encuentran en la siguiente tabla:
Tabla 2. Permeabilidades relativas y presiones capilares ingresados en la simulación.
Muestra 2 Muestra 3
Sw Krw Kro Pc(kpa) Sw Krw Kro Pc(kpa)
0.150 0.000 1.00 133 0.179 0 1.00 66.2
0.223 0.003 0.690 40.3 0.269 0.0062 0.621 28.50
0.273 0.010 0.479 28.8 0.301 0.0124 0.487 25.50
0.309 0.019 0.333 25.8 0.332 0.0211 0.358 22.75
0.328 0.026 0.261 24.4 0.352 0.0284 0.279 21.06
0.342 0.033 0.210 23.4 0.365 0.034 0.229 19.99
0.354 0.040 0.170 22.6 0.378 0.0403 0.181 18.95
0.368 0.049 0.126 21.6 0.392 0.048 0.134 17.86
0.385 0.063 0.079 20.5 0.411 0.0601 0.079 16.43
0.400 0.077 0.045 19.6 0.429 0.0736 0.039 15.13
0.411 0.088 0.025 19.0 0.442 0.0848 0.019 14.22
0.421 0.100 0.011 18.4 0.456 0.0983 0.006 13.27
0.429 0.110 0.000 18.0 0.466 0.109 0.000 12.61
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
Muestra 9 Muestra 14
Sw Krw Kro Pc(kpa) Sw Krw Kro Pc(kpa)
0.167 0 1.000 135.2 0.12 0 1.00 194
0.254 0.0058 0.666 30.0 0.226 0.0035 0.725 24.3
0.314 0.0131 0.455 25.0 0.286 0.0075 0.582 19.9
0.349 0.0188 0.330 22.4 0.332 0.0123 0.479 17.2
0.368 0.0225 0.263 21.2 0.38 0.0191 0.375 14.7
0.381 0.0253 0.222 20.3 0.423 0.0271 0.286 12.8
0.399 0.0294 0.172 19.2 0.454 0.0342 0.225 11.5
0.415 0.0333 0.131 18.3 0.475 0.0397 0.184 10.6
0.443 0.0411 0.075 16.7 0.504 0.0482 0.130 9.54
0.471 0.0499 0.039 15.2 0.537 0.0593 0.069 8.37
0.493 0.0575 0.022 14.1 0.553 0.0653 0.041 7.83
0.505 0.062 0.015 13.6 0.563 0.0693 0.023 7.50
0.538 0.075 0.000 12.1 0.586 0.079 0.000 6.77
Muestra 17
Sw Krw Kro Pc(kpa)
0.179 0 1 68.8
0.241 0.0032 0.7074 28.2
0.283 0.0095 0.5612 24.7
0.317 0.0163 0.44 22.2
0.346 0.0233 0.3638 20.3
0.371 0.0304 0.3051 18.7
0.39 0.0364 0.2584 17.6
0.43 0.0512 0.1589 15.5
0.462 0.0652 0.0881 13.9
0.49 0.0792 0.0404 12.6
0.508 0.089 0.0187 11.8
0.521 0.0966 0.0078 11.2
0.533 0.105 0 10.7
Las muestras anteriores fueron seleccionadas de acuerdo a su profundidad y porosidad para
asemejarlas a las muestras de la prueba de susceptibilidad. Estas muestras están identificadas con los
números 2, 3, 9, 14 y 17 como se puede apreciar en la tabla 2. La 14 se utilizó para dos muestras de
las pruebas de susceptibilidad dado que ambas tienen una profundidad cercana a la muestra
mencionada.
Initial Conditions (condiciones iniciales): en esta categoría se definieron los valores de
inicialización para la simulación. En el caso general para todas las muestras, se fijó una presión de
42311.11429 𝑘𝑃𝑎, una profundidad de 1 𝑖𝑛 y una presión del punto de burbuja constante de
4162.33 𝑘𝑃𝑎. Estos valores corresponden a los valores de la tabla PVT y la geometría del tapón.
Wells & Recurrent (datos del pozo y datos recurrentes): en esta sección se determinó la
información específica del pozo y los datos recurrentes. Esto incluye las fechas de operación, la
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
calidad del agua inyectada y restricciones del pozo. El rango de fechas de operación se fijó para todas
las muestras en 500 𝑚𝑖𝑛 y la tasa del agua de inyección se definió como 0.1 𝑐𝑚3/𝑚𝑖𝑛.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Litología y mineralogía
El yacimiento se encuentra en la arena N de la formación Villeta Superior la cual se compone
principalmente de areniscas y lutitas [10]. Ahora bien, al analizar las imágenes de la prueba SEM se
puede afirmar con certeza que el yacimiento está compuesto principalmente por areniscas debido al
ambiente de deposición [11] y la semejanza que tienen las fotografías con pruebas SEM en estudios
de yacimientos compuestos de arenisca [12]. En la imagen 1 se pueden observar cuatro fotografías
de la muestra a diferentes acercamientos.
(a) (b)
(b) (d)
Imagen 1. Fotografías de la prueba SEM a diferentes acercamientos. (a) Acercamiento de x50. (b)
Acercamiento de x200 en el recuadro B señalado de (a). (c) Acercamiento de x1300 en el cuadro C
señalado de (b). (d) Acercamiento de x1000 en el recuadro D señalado de (a).
Como se puede observar en la imagen anterior, la roca no se encuentra compactada y el compuesto
que predomina es el cuarzo con trazos de otros componentes. En otros estudios se ha demostrado que
la reducción en permeabilidad en areniscas similares luego de un proceso de inyección se le atribuye
a la migración de finos [12] por lo que se considera que en el campo es posible que se manifieste este
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
fenómeno. La migración de finos es un daño de formación ocasionado por el taponamiento de poros
en la roca causado a partir de la movilidad de partículas finas y minerales de arcilla luego de ser
desplazados por fuerzas relacionadas con el paso de fluidos. Las partículas suelen ser fragmentos de
cuarzo, feldespatos, carbonatos y arcillas, entre otros [13]. Los resultados de la mineralogía en la tabla
3 indican que el mineral que predomina es el cuarzo (74.1 wt %) seguido de minerales de arcilla (15.3
wt %) y, en menor medida, feldespatos (5.6 wt %). Ahora bien, considerando tanto la litología como
la mineralogía del campo, se puede afirmar que en este caso de estudio es posible que exista una
migración de finos al realizar la inyección de agua teniendo en cuenta la similitud en las características
de esta arenisca con las rocas de múltiples estudios que llevaron a las mismas conclusiones [12] [14]
[15]. Es importante destacar que la empresa Core Lab reporta únicamente el resumen composicional
de la prueba XRD por lo que no se dispone en este estudio las gráficas de dicha prueba. Sin embargo,
este impedimento no retracta la validez del análisis y los resultados de este estudio.
Tabla 3. Resumen de los resultados de la prueba XRD.
(Weight %)
Quartz 74.1
k-Feldspar 5.6
Plagioclase 1.6
Calcite 2.1
Pyrite 0.8
Anatase 0.1
Ilmenite 0
Halite 0
Gypsum 0.3
Total Clay 15.3
Caracterización de la fuente de agua
En la tabla 4 se encuentran los resultados de la caracterización del agua del Río Putumayo de acuerdo
al formato estándar de reporte API [16]. Se puede observar que la cantidad de alcalinos presentes es
significativamente baja al igual que su salinidad por lo que no se espera que haya precipitación de
sales por la interacción roca-fluido del yacimiento [17]. Se puede complementar esta afirmación a
partir de los resultados de proyectos de investigación sobre incrustaciones y precipitados a partir de
la inyección de agua [18] [19]. Adicionalmente, tanto el índice de Langelier como el de Ryznar
indican que no hay suficiente saturación de carbonatos para que se de este fenómeno, pero si existe
el riesgo de generar corrosión en la tubería. Al ser el valor de la saturación de Langelier menor a 0,
el agua se encuentra subsaturada de carbonato de calcio por lo que puede reaccionar con el metal de
la tubería. Por su parte, el índice de Ryznar al ser mayor a 7 estipula que el mismo carbonato tiende
a corroer el acero [20].
Tabla 4. Composición química del agua del río Putumayo.
CATIONES mg/L meq/L DUREZA mg/L
Sodio 3.3 0.1 Calcio 1.9
Potasio 0.041 0 Magnesio 1.5
Calcio 0.74 0
8
Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
Magnesio 0.37 0 Salinidad
Total 15
Bario 0.001 0 Langelier -3.8
Estronsio 0.003 0.1 Ryznar 14
Hierro total 0.42 0
Manganeso 0.001 0
ANIONES ALCALINIDAD
Cloruro 5 0.1 Fenoftaleína 0
Sulfato 1.4 0 Total 9.84
Bicarbonato 12 0.2
Carbonato 0 0
Hidróxido 0 0
Prueba de susceptibilidad a la inyección
El resumen de todos los resultados obtenidos para las seis muestras, identificadas con los números
3A, 4A, 8A, 12, 13, 16, se muestra en la gráfica a continuación:
9
Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
Figura 1. Resumen de los resultados de las pruebas de susceptibilidad.
Como se puede ver en la figura 1, la inyección de agua, a escala de laboratorio, produce una
disminución en la permeabilidad al líquido en todas las muestras. La que mayor impacto tuvo fue la
inyección de agua en la muestra 12 en la que su permeabilidad bajó de 353 𝑚𝐷 hasta 87.7 𝑚𝐷. Estos
resultados soportan la conclusión del análisis mineralógico dado que el comportamiento de la
permeabilidad al líquido en cada muestra se relaciona directamente con la migración de finos. En
otros estudios han demostrado experimentalmente cómo la presencia de arcillas como la kaolinita
disminuye la permeabilidad del líquido durante un proceso de inyección [21]. Adicionalmente, se han
realizado investigaciones acerca de la migración de finos cuando el agua de inyección es de baja
salinidad y existe una declinación en el recobro [22] [23] [24]. Además, al observar que al realizar el
10
100
1000
20 40 60 80 100 120 140 160 180
PE
RM
EA
BIL
IDA
D A
L L
IQU
IDO
, m
ilid
arcy
s
LIQUIDO INYECTADO ACUMULADO, volúmenes porosos
RESUMEN PRUEBAS SUSCEPTIBILIDAD
3A 4A 8A 12
13 16 Reversa 3A Reversa 4A
Reversa 8A Reversa 12 Reversa 13 Reversa 16
10
Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
proceso de reversa indicado por los puntos en la figura 1, la permeabilidad calculada es mayor lo que
implica un movimiento interno en la estructura del tapón.
Simulación
La primera parte de la simulación consistió en realizar la configuración de la misma. Para esto se
siguieron los pasos descritos en la metodología introduciendo las permeabilidades relativas para cada
muestra. En la imagen 2 se puede apreciar la geometría del tapón.
Imagen 2. Geometría del tapón en Builder.
Se procedió a realizar la primera simulación graficando la presión promedio y el factor de recobro.
Es importante resaltar que el factor de recobro simulado no se puede extrapolar al valor real del
reservorio dado que los valores introducidos representan la prueba experimental sobre cada tapón.
No obstante, estos resultados permiten conocer analíticamente el impacto de la migración de finos a
escala de laboratorio representado en el cambio del porcentaje de recobro. Además, dado que los
tapones fueron obtenidos a diferentes profundidades, es posible generar un mapa estructural vertical
sobre el yacimiento con el fin de inferir el perfil de desplazamiento que habría al realizar la inyección.
Como se mencionó en la metodología, se emparejaron las muestras de susceptibilidad con las
simuladas de acuerdo a su profundidad. En la siguiente tabla se encuentran las propiedades de todas
las muestras y la forma en la que se relacionaron.
Tabla 5. Comparación entre las muestras simuladas y las pruebas de susceptibilidad.
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
Procedimiento de
laboratorio
ID de la
muestra:
Profundidad,
pies:
Permeabilidad
Klinkenberg,
md:
Porosidad,
fracción:
Muestra
seleccionada
de presión
capilar
SUSCEPTIBILIDAD
3A 9728.9 94.0 0.299 2
4A 9729.7 162 0.305 3
8A 9736.8 213 0.311 9
12 9741 419 0.308 14
13 9742.2 385 0.311 14
16 9747 307 0.299 17
PERMEABILIDADES
RELATIVAS,
PRESIÓN CAPILAR
2 9727.5 127 0.297
3 9728.7 144 0.302
4 9730.5 67.9 0.281
6 9733 71.1 0.281
7 9734.5 73.1 0.287
9 9737.5 217 0.297
14 9744 289 0.300
17 9748 135 0.270
De esta manera, para las muestras 2, 3, 9, 14 y 17 se les estimó el daño de formación evidenciado en
las pruebas de susceptibilidad, reflejado en la permeabilidad. Para esto, se cambió el valor de la
permeabilidad relativa al líquido en cada caso correspondiente y se volvió a realizar la simulación.
Los resultados finales para la simulación 2 se encuentran en la figura 2.
Figura 2. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 2.
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
Como se puede observar en la figura 2, el daño de formación no afecta solamente el porcentaje de
recobro sino también la presión de operación. Las líneas azules denotan la simulación sin daño
mientras que las rojas con daño. Al ver el porcentaje de recobro, es evidente que la recuperación
disminuye al reducir la permeabilidad relativa al líquido, como es de esperarse, ya que la resistencia
al flujo del petróleo es mayor. La presión de operación incrementa con el daño por la misma causa ya
que para conseguir un flujo a la misma tasa en el pozo se requiere más fuerza para desplazar los
fluidos saturados de la roca. Esta tendencia se vio reflejada en todas las simulaciones en diferente
medida (los resultados de las demás muestras se encuentran en la sección de ANEXO). Es importante
enfatizar que los resultados de recobro de las figuras 2-7 no son representativos del yacimiento porque
no se realizó un ajuste histórico de las muestras de laboratorio. Sin embargo, el análisis de estas
simulaciones a escala de laboratorio permite comprender el comportamiento de diferentes secciones
del reservorio. En la tabla 6 se encuentra el resumen de los resultados obtenidos.
Tabla 6. Resumen del impacto en el recobro para las muestras simuladas.
Muestra
susceptibilidad
Muestra
simulada
% de reducción de
Kl % de reducción de recobro
Profundidad
(ft)
3A 2 36.5 5.50 2727-2728
4A 3 54.6 5.47 2728-2729
8A 9 47.7 11.0 2736-2737
12 14 75.1 13.3 2741-2744
13 14 51.3 13.7 2742-2744
16 17 47.3 10.5 2747-2748
A partir de la tabla 6 se puede afirmar que el emparejamiento de las muestras de susceptibilidad con
las simuladas es acertado dado que los resultados del porcentaje de reducción de recobro son
equivalentes en muestras que se encuentran a profundidades cercanas. Esto significa que las
permeabilidades de las muestras de susceptibilidad si se pueden considerar semejantes a las muestras
simuladas asociadas. Ahora bien, para realizar el mapa estructural del yacimiento es necesario dividir
en cuatro secciones los resultados obtenidos de acuerdo a la profundidad de las muestras. En la
primera sección se encuentran las muestras simuladas 2 y 3 cuyo rango de profundidad es de 2727 a
2729 pies. Aunque la reducción en el recobro no es considerablemente alta ya que es menor de 5.5%,
puede llegar a ser determinante a escala de campo. En la segunda sección se encuentra únicamente la
muestra simulada 9 que se encuentra entre 2736 a 2737 pies. En esta la disminución en el porcentaje
de recobro aumenta a 11% lo cual puede llegar a ser determinante a la hora de realizar el proyecto ya
que las proyecciones de recuperación del crudo remanente serían 11% menores a las esperadas
impactando directamente la rentabilidad en un porcentaje similar. En la tercera sección están las dos
muestras simuladas extraídas de 2741 a 2744 pies., donde el porcentaje de reducción se encuentra
entre 13% y 14%. Se puede observar que el daño de formación en esta sección es mayor que en los
casos anteriores lo cual indica una tendencia ascendente a medida que aumenta la profundidad . En
la última sección situada entre 2747 a 2748 pies, el porcentaje de recobro mejora en un margen de
3% respecto a la sección anterior lo cual significa que la mayor resistencia al flujo se da en la sección
3, seguido de la 2 y 4 y finalmente la 1. De esta manera es posible generar un perfil de flujo para el
rango de profundidad simulado en donde se esperaría que, al realizar la inyección de agua, el crudo
se desplace favorablemente a menores profundidades (2727-2729 pies) mientras que a mayores
profundidades (2736-2748 pies) no haya un flujo adecuado. Este perfil permite concluir que el daño
de formación asociado tiene un impacto significativo en la recuperación ya que si se reduce la
13
Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
producción de crudo en 14% es probable que el proyecto no sea rentable. Además, si se planea
implementar el proyecto de inyección a una profundidad mayor, se deberían realizar más pruebas
para determinar que el porcentaje de reducción no continúe disminuyendo luego de los 2748 pies
porque esto implicaría que el petróleo se desplazaría hacia abajo luego de esta profundidad ya que en
la sección 3 habría mayor resistencia al flujo.
4. CONCLUSIONES
Las implicaciones de implementar un proyecto de recuperación secundaria en el campo Brillante de
la cuenca del Putumayo fueron analizadas en este estudio mediante datos de procedimientos
experimentales y simulaciones. Se utilizaron resultados de laboratorio del yacimiento para determinar
los riesgos asociados a la inyección de agua del Río Putumayo. Se determinó que el tipo de roca
predominante en el yacimiento son las areniscas mediante imágenes SEM, pruebas XRD y por el
ambiente de deposición. A partir de la litología y mineralogía se identificó que el daño de formación
asociado al tipo de roca del campo es la migración de finos por el desplazamiento de arcillas y
fragmentos de cuarzo [12] [13] [14] [15]. Los resultados de este análisis fueron complementados por
medio de pruebas de susceptibilidad a la inyección en seis muestras diferentes [22] [23] [24]. En
cuanto al agua de inyección, mediante los resultados del análisis composicional del agua del Río
Putumayo se determinó que el principal riesgo existente al utilizar agua de río es la corrosión de los
equipos y tuberías a partir de los índices de Ryznar y Langelier y se descartó la posibilidad de que se
generen incrustaciones o precipitados por la baja saturación de minerales en el agua [17] [18] [19]
[20]. Para complementar los resultados de la fuente de agua es necesario realizar pruebas
experimentales para calcular cuantitativamente el impacto de este daño de formación sobre el recobro
en futuros estudios. Por último, mediante el software CMG se logró generar un modelo para estimar
el impacto del daño de formación presente en las pruebas de susceptibilidad a escala de laboratorio.
Los resultados indicaron que a profundidades de 2727 a 2729 pies es probable que los líquidos fluyan
más, y a medida que la profundidad aumenta hasta los 2744 pies el flujo disminuya
significativamente. Esto se debe a que en el rango de profundidad de la tercera sección (2741-2744
pies) la reducción en el porcentaje de recuperación alcanza hasta un 14% mientras que en la primera
sección (2727-2729 pies) es de menos del 6%. Estos porcentajes a escala de laboratorio pueden llegar
a ser significativo para la rentabilidad del proyecto [21] [25] de manera que la migración de finos
simulada si tiene un impacto considerable en la recuperación secundaria.
De esta manera se puede afirmar que es posible identificar y caracterizar los posibles daños de
formación que se obtendrían mediante pruebas de laboratorio sobre los fluidos involucrados y la roca.
Además, la herramienta de simulación permite generar modelos que representen las condiciones del
laboratorio y así lograr resultados adicionales. No obstante, al hacer este estudio a escala de
laboratorio, hay factores del reservorio que se están despreciando como las condiciones cambiantes
de presión y temperatura por lo que para complementar la información de este proyecto es necesario
realizar más pruebas tanto experimentales como de simulación a una mayor escala. El modelo de
simulación utilizado en este proyecto no se puede extrapolar a escala de yacimiento pero es útil para
entender la tendencia de diferentes secciones del campo. Este trabajo se puede usar como base para
realizar trabajos de simulación con mayor profundidad y precisión que tengan un enfoque más amplio
sobre campos de la cuenca del Putumayo y así poder hacer simulaciones de recuperación secundaria
en un yacimiento.
5. AGRADECIMIENTOS
Primero quisiera darle las gracias a la compañía VETRA por darme la oportunidad de realizar este
proyecto. En especial, al grupo de trabajo de la compañía de yacimientos, Gladys Tabares, Jorge
Ramos y Maria Eugenia Anez, por su constante ayuda, apoyo y principalmente por su asesoría durante
14
Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
la realización de este proyecto. Me ayudaron a profundizar y expandir mis conocimientos en
diferentes áreas de la ingeniería de yacimientos. A mi asesor Diego Pradilla por su conocimiento y
comprensión. A Fernando Fajardo por su colaboración en la terminación del documento. A mi familia
por acompañarme durante toda mi carrera.
6. ANEXO
En esta sección de anexos se presentarán las simulaciones finales realizadas para cada muestra.
Figura 3. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 3.
15
Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
Figura 4. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 9.
Figura 5. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 14 (12).
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
Figura 6. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 14 (13).
Figura 7. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 17.
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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano
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