Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido ... · Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de recuperación mejorada inmediata en un campo

Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de recuperación mejorada inmediata en

un campo de crudo extra pesado

Layonel Gil Henao

Universidad Nacional de Colombia Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía

Medellín, Colombia 2017

Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de recuperación mejorada inmediata en

un campo de crudo extra pesado

Layonel Gil Henao

Trabajo final de maestría presentado como requisito parcial para optar al título de: Magister en Ingeniería de Petróleos

Director: Msc en Ingeniería Química Marco Antonio Ruiz Serna

Línea de Investigación: Recobro Mejorado

Universidad Nacional de Colombia Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía

Medellín, Colombia 2017

Dedicatoria

A mis padres Maria Irma y Delio Guillermo

modelo de familia y ejemplo de perseverancia. A Silvia Alexandra mi motivación y fortaleza

diaria.

Agradecimientos

A Marco Antonio Ruiz por su dedicación, guía y toda la confianza en la culminación de este trabajo de grado. A mis compañeros de trabajo Fernando Bonilla, John Fredy Reina y Luzmila Niño por todos sus aportes técnicos, su confianza y el apoyo que brindaron para llevar a cabo esta iniciativa.

A Ecopetrol S.A. por brindar el apoyo y dar las herramientas que permitieron realizar los estudios necesarios planteados en este documento.

IX

Resumen

Las reservas de crudo pesado y extra pesado son la principal fuente de hallazgos petrolíferos actualmente, estos comprenden considerables volúmenes originales en sitio y retos técnicos poco explorados que conllevan a obtener bajos factores de recobro. Su vida productiva se ve limitada por la energía de yacimiento disponible para su explotación y esta declina aceleradamente conforme se extraen las reservas. Los métodos convencionales de recobro no se replican a totalidad en la particularidad de estos yacimientos, lo cual hace necesario evaluar alternativas que permitan energizar yacimientos de crudo pesado en el menor tiempo y con el menor impacto. La inyección de agua, ha validado ser una técnica que permite recuperar la presión de yacimiento e incrementar el factor de recobro mediante la inyección de agua desde superficie hasta el yacimiento productor en reservorios de crudo convencional. En el mundo se cuenta con pocos casos documentados de pilotos en crudo extra pesado haciendo que sea necesario evaluar su validez en este tipo de condiciones; por otro lado, sin importar las condiciones de fondo, los requerimientos de facilidades y trámites legales hacen que su implementación no sea oportuna y se dilate su implementación con todos los impactos en pérdida de productividad y de reservas asociados. Este trabajo resume una metodología para evaluar oportunidades de incrementar la presión de fondo y adicionar producción de crudo mediante la inyección de agua en crudo extra pesado. Compara la manera convencional desde superficie y una alternativa de fondo que implica crear flujo cruzado de agua, natural o asistido, haciendo que el agua fluya en un mismo pozo desde un acuífero presente hasta la formación interés. El principio de flujo cruzado está orientado en generar un diferencial de presión natural o artificial entre la formación productora y un acuífero presente en un mismo pozo, aprovechando la fuente que presente mejor compatibilidad y menores riesgos de taponamiento y corrosión posibles. Mediante esto se inyectan fluidos calientes sin incurrir en trámites ambientales, la coyuntura social y los elevados costos requeridos para instalar facilidades de inyección convencional. A partir de esta aplicación, se obtuvo respuesta en la presión de fondo y la producción de aceite de los pozos de primera y segunda línea de los patrones tanto convencional como de flujo cruzado; esta última permitió adecuar de manera inmediata pozos inyectores en diferentes partes del campo sin las exigencias que tiene normalmente un proyecto estándar, con resultados similares pero con la adición de los efectos positivos de la temperatura sobre fluidos altamente viscosos. Palabras clave: flujo cruzado, inyección de agua, agotamiento acelerado, crudo pesado, dump flood.

X Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de

recuperación mejorada inmediata en un campo de crudo extra pesado

Abstract

Nowadays heavy and extra heavy crude oil reserves constitute the main petroleum finding source. These reserves include considerable in site original volumes and scarcely explored technical challenges leading to low recovery factors. Their productive life is limited by the oilfield energy available for exploitation which quickly decreases as reserves are extracted. Conventional recovery methods are not totally replied in these particular oilfields, so short time and low impact heavy oildfields powering alternatives evaluation is required. In conventional crude oil reservoirs water injection is an effective technique for oilfield pressure recuperation and recovery factor increase through water injection from the surface to the producing oilfield. There are few extra heavy crude oil pilots documented worldwide, therefore it is necessary to evaluate water injection applicability under such conditions. On the other hand, and regardless of downhole conditions, facilities requirements and legal procedures complicate and delay implementation leading to productivity and reserves losses. This work summarizes an evaluation methodology for downhole pressure increase and crude oil production improvement through water injection in extra heavy crude oil. It compares the conventional water injection from the surface with a downhole alternative using natural or assisted water crossflow inside the same well from an existing aquifer to the formation of interest. Crossflow creates a natural or artificial pressure differential between the producing formation and an existing aquifer in the same well, benefiting from the most compatible and less blocking and corrosive source. In this way hot fluids are injected avoiding environmental procedures, social impacts and high costs involved in conventional injection facilities installation. This application achieved a response in downhole pressure and crude oil production for first and second line wells from conventional and crossflow patterns. The last one allowed injection wells immediate adaptation at different camp locations without the standard injection project usual demands, reaching similar results with the additional temperature benefits on highly viscous fluids. Keywords: Cross Flow, waterflooding, accelerated depletion, heavy oil, dump flood.

Contenido XI

Contenido

Pág.

Resumen ........................................................................................................................ IX

Lista de figuras ............................................................................................................ XIII

Lista de Gráficas .......................................................................................................... XV

Lista de tablas ............................................................................................................. XVI

Lista abreviaturas .......................................................................................................... 17

Introducción .................................................................................................................. 18

1. Planteamiento del problema .................................................................................. 20 1.1 Antecedentes ................................................................................................. 20 1.2 Justificación ................................................................................................... 21 1.3 Objetivos........................................................................................................ 24 1.3.1 Objetivo general ............................................................................................ 24 1.3.2 Objetivos específicos .................................................................................... 24 1.4 Metodología ................................................................................................... 24

2. Marco Teórico ......................................................................................................... 31 2.1.1 Inyección de agua convencional en crudos pesados ..................................... 31 2.1.2 Inyección de agua mediante flujo cruzado ..................................................... 35

3. Inyección de agua convencional. .......................................................................... 43 3.1 Antecedentes ................................................................................................. 43 3.2 Mecanismo de producción ............................................................................. 44 3.3 Piloto de inyección de agua convencional...................................................... 45 3.3.1 Ubicación estructural ..................................................................................... 45 3.4 Completamiento............................................................................................. 46 3.5 Monitoreo y Resultados ................................................................................. 49 3.6 Pronostico de inyección ................................................................................. 68

4. Inyección de agua por flujo cruzado natural ........................................................ 70 4.1 Generalidades del flujo cruzado natural ......................................................... 70 4.2 Selección candidato flujo cruzado natural ...................................................... 70 4.3 Diseño completamiento ................................................................................. 72 4.4 Monitoreo y resultados ................................................................................... 75 4.5 Proyección y recomendaciones ..................................................................... 98

5. Inyección de agua por flujo cruzado asistido ...................................................... 99

XII Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de


5.1 Generalidades del flujo cruzado asistido ....................................................... 99 5.2 Selección candidato flujo cruzado asistido .................................................... 99 5.3 Diseño completamiento ................................................................................. 99 5.4 Monitoreo y resultados ................................................................................ 100 5.5 Proyección y recomendaciones ................................................................... 113

6. Comparativo técnicas inyección de agua en el campo. .................................... 114

7. Conclusiones y recomendaciones ..................................................................... 116 7.1 Conclusiones ............................................................................................... 116 7.2 Recomendaciones ....................................................................................... 116

Bibliografía .................................................................................................................. 117

Contenido XIII

Lista de figuras

Pág

. Figura 1: Wor vs NP ................................................................................................................................. 26

Figura 2: Gráficos de Hall .......................................................................................................................... 27

Figura 3: Mapa de burbuja ejemplo .......................................................................................................... 27

Figura 4: Distribución porcentual del agua inyectada (ejemplo) ............................................................... 28

Figura 5: seguimiento de parámetros operativo tipo ................................................................................ 29

Figura 6: representación de los tipos de completamiento estudiados en el piloto DF............................... 37

Figura 7: Configuración empaques y bomba electrosumergible en tándem. ............................................. 40

Figura 8: Configuración con bomba electrosumergible encapsulada. ....................................................... 41

Figura 9: Perfil de presión actual: modelo de simulación. ......................................................................... 43

Figura 10: Zonas de Gas estimadas ........................................................................................................... 44

Figura 11: Ubicación estructural de patrón de inyección de agua convencional. ...................................... 45

Figura 12: Completamiento inicial para inyección de agua. ...................................................................... 47

Figura 13: Completamiento para inyección de agua selectivo en la formación. ........................................ 48

Figura 14: Comportamiento histórico de la inyección de agua en el pozo inyector. .................................. 51

Figura 15: Calidad del agua inyectada ....................................................................................................... 52

Figura 16: Principales parámetros de producción en el piloto de inyección de agua. ................................ 53

Figura 17: Grafico de WOR-GOR vs NP ...................................................................................................... 54

Figura 18: Hall plot – Pozo 29 ................................................................................................................... 55

Figura 19: VRR – Patrón 29 ....................................................................................................................... 55

Figura 20: Mapa de burbujas con producción incremental de aceite en pozos del patrón ........................ 56

Figura 21: Corte estructural transversal de los pozos del piloto (De izquierda a derecha los pozos: 29, 51,

53, 54, 55, 56)................................................................................................................................... 57

Figura 22: Configuraciones mecánicas instaladas en los pozos del piloto (De izquierda a derecha los pozos:

29, 51, 53, 54, 55, 56). ...................................................................................................................... 58

Figura 23: Variables reales vs planeadas................................................................................................... 59

Figura 24: Presiones Dinámicas – Pwf ....................................................................................................... 60

Figura 25: Cloruros Patrón 29 ................................................................................................................... 61

Figura 26: Perfil de admisión de agua tomado con registro pozo 29 ......................................................... 63

Figura 27: Producción de fluidos y parámetros de producción pozo 51 .................................................... 64





Figura 32: Mapa estructural con la ubicación de los pozos inyectores mediante flujo cruzado en la zona

centro. ............................................................................................................................................. 71

XI

V

Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de


Figura 33: Mapa estructural con la ubicación de los pozos inyectores mediante flujo cruzado asistido en la

zona SW. .......................................................................................................................................... 72

Figura 34: Estado mecánico representativo de la configuración instalada en los pozos 60, 59. ................. 73

Figura 35: Estado mecánico representativo del flujo cruzado asistido. ..................................................... 74

Figura 36: Pozos de primera y segunda línea de influencia del inyector 59. .............................................. 76

Figura 37: Registros eléctricos del pozo 59 ................................................................................................ 77

Figura 38: Diagrama del sistema de inyección en flujo natural.................................................................. 78

Figura 39: Restricción encontrada al momento de tomar registro Ilt en 59 ............................................... 87

Figura 40: Hallazgos del patrón de flujo cruzado del pozo 59. ................................................................... 88

Figura 41: Pozos de primera y segunda línea de influencia del inyector 60. .............................................. 89

Figura 42: Registros eléctricos del pozo 60 ................................................................................................ 90

Figura 43: Diagrama del sistema de inyección en flujo natural.................................................................. 91

Figura 44: Hallazgos del patrón de flujo cruzado del pozo 60. .................................................................. 97

Figura 45: Estado mecánico del pozo inyector mediante flujo cruzado asistido SW23 .............................. 99

Figura 46: Resultados del Ilt tomado en el pozo SW23 en flujo cruzado natural. .................................... 102

Figura 47: Pozos de primera y segunda línea de influencia del inyector SW23. ....................................... 104

Figura 48: Registros eléctricos del pozo SW23 ........................................................................................ 105

Figura 49: Hallazgos del patrón de flujo cruzado del pozo SW23. ............................................................ 113

XV

Lista de Gráficas

Gráfica 1: Presiones de yacimiento tomadas a lo largo de la vida productiva del campo .......................... 22

Gráfica 2: Factor de recobro del crudo en función de a)Volúmenes porosos inyectados, b)Espaciamiento

entre pozos y c)Viscosidad ............................................................................................................... 32

Gráfica 3: Factor de recobro esperado vs viscosidad a temperatura del yacimiento en yacimientos del

lago Maracaibo. ............................................................................................................................... 34

Gráfica 4: Curva Inflow-Outflow de la unidad (Productor de agua) ........................................................... 79

Gráfica 5: Curva Ouflow-Inflow de la unida receptora (Inyector) .............................................................. 79

Gráfica 6: Parámetros pozo 35 y comportamiento inicial de presión de fondo. ........................................ 80

Gráfica 7: Parámetros pozo 162 y comportamiento inicial de la presión de fondo. .................................. 82



Gráfica 10: Parámetros pozo 160 .............................................................................................................. 85



Gráfica 13: Parámetros pozo 118 y comportamiento inicial de presión de fondo. .................................... 93

Gráfica 14: Parámetros pozo 58 y comportamiento inicial de presión de fondo. ...................................... 94

Gráfica 15: Parámetros pozo 58 y comportamiento inicial de presión de fondo. ...................................... 95

Gráfica 16: Parámetros pozo 116 comportamiento inicial de presión de fondo. ....................................... 96

Gráfica 17: Parámetros pozo 119 y comportamiento inicial de presión de fondo. .................................... 96

Gráfica 18: parámetros operativos del sistema electrosumergible del pozo SW23. ................................ 103

Gráfica 19: Grafico de Hall del inyector flujo cruzado asistido SW23 ...................................................... 106

Gráfica 20: Parámetros pozo SW30 y comportamiento inicial de presión de fondo. ............................... 107







X

VI

Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de


Lista de tablas

Pág. Tabla 1: Resumen de propiedades principales del yacimiento. ................................................................. 20

Tabla 2: Screening métodos de recobro de crudos pesados para el campo analizado. .............................. 23

Tabla 3: Identificación de la oportunidad de inyectar agua en el yacimiento. ........................................... 23

Tabla 4: Parámetros de desempeño en campos análogos del mundo ....................................................... 33

Tabla 5: Resumen de indicadores de inyección de agua en el patrón del inyector 29 ................................ 49

Tabla 6: Programa de seguimiento y monitoreo del patrón de inyección piloto. ...................................... 50

Tabla 7: Resumen de volúmenes incrementales patrón 29 ....................................................................... 56

Tabla 8: Acumulado Formulación Inyectada Y Distribución ....................................................................... 62

Tabla 9: Programa de monitoreo y seguimiento piloto flujo cruzado ........................................................ 75

Tabla 10: Pozos afectados por la inyección cruzada del pozo 59 ............................................................... 87

Tabla 11: Pozos afectados por la inyección cruzada del pozo 60 ............................................................... 92

Tabla 12: Programa de monitoreo y seguimiento piloto flujo cruzado .................................................... 101

Tabla 13: Resumen de la variación de los parámetros de acuerdo al match de incremento de frecuencia.

....................................................................................................................................................... 104

Tabla 14: Pozos afectados por la inyección cruzada del pozo SW23 ........................................................ 106

Lista abreviaturas

Abreviatura Término WO Workover PSI Libra por pulgada cuadrada SOR Saturation oil residual EOR Enhanced Oil recovery DF DumpFlodd CP Centipoise MD Milidarcies BO Factor volumetrico PLT Production Log test ILT Injection Log test TDT Temperature log PIP H2S O2

Pressure intake pump Ácido sulfhídrico Oxigeno

FALL OFF GROSS BLS BPPD BAPD GOR BSW QINY AVM BWPD PPM PH CUM VRR PINY MILT WICUM VPI DTS

Prueba restauración de presión Inyección en sin selectividad Barriles Barriles de petróleo por dia Barriles de agua por dia Gas oil ratio Basic sediment and water Caudal inyectado Software repositorio datos operativos Barriles de agua por dia Partes por millón Medida de la acidez Acumulado Volumen relativo acumulado Presión de inyección Medición de caudal por micro torque Inyección de agua acumulada Volumen poroso inyectado Medición de parámetros fibra óptica

18 Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de recuperación mejorada inmediata en un campo de crudo extra pesado

Introducción

La producción de hidrocarburos se conoce como una oportunidad de negocio clara y sostenible desde los inicios de su explotación. El nacimiento de la industria tuvo como foco principal el desarrollo de crudo liviano y gas; con el paso de los años las fuentes de petróleo liviano son cada vez menos frecuentes y los depósitos de crudo pesado toman fuerza dentro del portafolio de inversiones de las empresas del sector. Son las técnicas de recobro mejorado las mejores aliadas a la hora de mejorar los pronósticos de producción y las reservas de estos activos ya que declinan a mayores tasas, especialmente si cuentan solo mecanismo de producción por gas disuelto y expansión roca/fluidos. Las problemáticas social, ambiental y el desarrollo de facilidades de superficie hacen que la implementación de un proyecto de recobro se dilate y acentúe las perdidas energéticas, con el impacto en productividad y desincorporación de reservas. Las fuentes de crudo pesado, se consideran como no convencionales principalmente por la reología de sus fluidos, esta añade un grado de dificultad a la cadena de generación de valor del hidrocarburo por la mayor exigencia en los procesos extractivos, de tratamiento, transporte y refinación de los mismos. Por tratarse de un desarrollo reciente, las tecnologías convencionales toman su tiempo para adaptarse a requerimientos más complejos. En el caso de técnicas de recobro mejorado en crudos pesados, la validación de mecanismos de empuje artificial, si bien presenta un avance, no tiene la madurez y asertividad alcanzada en los procesos convencionales. La inyección de agua se conoce como una alternativa confiable, económica y validada a través de los años que permite incrementar el factor de recobro y asegurar la extracción de las reservas primarias. Esta técnica consiste en inyectar agua previamente tratada, a la formación interés de tal forma que se obtenga un barrido vertical areal del hidrocarburo desde un punto de inyección hasta un punto de producción. Este proceso no solo genera un efecto pistón, sino que también re-presuriza el yacimiento y mejora la productividad de los pozos influenciados. Para el caso de crudos pesados y extra-pesados, la literatura muestra poca experiencia en el desarrollo de proyectos de recobro por inyección de agua, en gran parte por el contraste de las movilidades entre aceite y agua; las simulaciones indican irrupción temprana y canalización de agua hacia los pozos productores. El presente documento presenta no solo la validación de la inyección de agua como un mecanismo de recobro en un yacimiento de crudo extrapesado sino la implementación de pilotos de inyección de agua que aprovechan el flujo cruzado natural y asistido que se presenta al completar una formación con crudo extrapesado con baja presión, y una formación con un acuífero activo con alta presión. Esto permite, además de los beneficios de inyectar agua desde superficie, las bondades de la temperatura sobre la reología de

19

fluidos viscosos. Los pilotos se exponen como alternativas inmediatas de inyección en pozos donde las problemáticas socio ambientales y de facilidades no lo permitan en el corto plazo. El efecto encontrado en los patrones muestra un incremento de presión temprano, así como barriles incrementales con mejor eficiencia económica, ya que al utilizarse un acuífero infinito como fuente de inyección, se omiten costos de tratamiento para dulcificar y transportar agua desde un complejo de tratamiento centralizado. Se presenta el desarrollo del piloto convencional comparado con los beneficios de inyectar agua mediante flujo cruzado natural y flujo cruzado asistido con bomba, en este caso bombeo electrosumergible. Esta técnica involucra disciplinas que permiten la selección de ub completamiento que inyecte fluidos de forma continua conservando la integridad mecánica del pozo y respetando el medio ambiente. En el mundo se han documentado escasos pilotos de inyección de fluidos de una formación a otra de forma asistida o natural, algunos lo han llamado “dumpflow”. En nuestro caso se hará referencia al proceso como flujo cruzado natural o asistido. El monitoreo de las variables de campo permite verificar la inyectividad y la respuesta a la inyección en la formación productora de crudo extrapesado, evaluando así la irrupción prematura y la posibilidad de tener canales preferenciales. Se cuenta con data de registros de inyección que permiten cuantificar el volumen de agua tomado de forma natural y asistida, y que proporcionan las bases para definir mecanismos de control areal del barrido de fluidos.


1. Planteamiento del problema

En este capítulo se describen las generalidades sobresalientes del campo, su desarrollo y los antecedentes que motivan el planteamiento de oportunidades tecnológicas para incrementar el factor de recobro.

1.1 Antecedentes

No se encuentran documentos ni analogías acerca de la inyección de agua en un yacimiento de crudo extrapesado. El reto de la iniciativa de recobro radica en los efectos adversos del contraste de movilidades entre el agua inyectada y el crudo producido, ¿es posible sostener la presión e incrementar el factor de recobro en campos de este tipo mediante inyección de agua? ¿Es posible implementar tecnologías que permitan su implementación en el corto plazo? Para el desarrollo de la evaluación se tienen los datos de un campo de crudo extrapesado ubicado en Colombia en la cuenca de los llanos orientales. Tabla 1: Resumen de propiedades principales del yacimiento.1

PROPIEDAD MEDICIÓN

RANGO DE PERMEABILIDAD (mD) 800-6000

RANGO DE POROSIDAD (%) 16-20

ESPESOR (ft) 200-300

SW INICIAL (%) 26-28

TEMPERATURA (°F) 185-200

PRESIÓN (psi) 1200-1800

MECANISMO PRIMARIO Gas en solución

VISCOSIDAD @TYTO (Cp) 300-600

PRESIÓN INICIAL (psi) 3500 @-7200 FT TVDSS

PRESIÓN ACTUAL (PSI) 1500 @-7200 FT TVDSS

La ausencia de mecanismos de soporte diferentes a la expansión de roca y fluido, ha generado un agotamiento acelerado de la presión a diferentes ratas en todo el campo que en general disminuyen las reservas recuperables del yacimiento. El bajo factor de recobro esperado (7%) con su producción primaria, promueve la aplicación de métodos de recobro secundario como la inyección de aire y/o la inyección de agua. La inyección de aire es un método de recobro térmico que se está evaluando y cuyo principal objetivo es incrementar el recobro hasta en un 40%. Sin embargo sus limitaciones,

1 Tomado de la ficha técnica del campo 2015

21

aunque están siendo valoradas y controladas, no dejan de presentar un riesgo para el éxito del proyecto. Por esta razón y con el fin de maximizar el recobro se viene adelanto un piloto de inyección de agua, cuya tecnología es conocida, y cuyos recursos: como facilidades requeridas, mercado de productos y servicios, fuente de agua, se encuentran disponibles en el área. Con la inyección de agua se espera incrementar el factor de recobro a un 25% y para evaluar su viabilidad se han realizado pruebas de desplazamiento de presión capilar, análisis de compatibilidad de agua y pruebas de inyectividad en la unidad productora, estas pruebas no hacen parte del presente documento. Durante el desarrollo de proyectos en el campo se han tenido inconvenientes de ejecución con el entorno social, ambiental y legal, por esto es necesario viabilizar una alternativa de implementación en el corto plazo que mitigue las perdidas energéticas y conserve la validez técnica.

1.2 Justificación

Teniendo en cuenta que los mecanismos de producción de este yacimiento cerrado son expansión de roca/fluido y gas en solución, se espera la producción del 7% del petróleo original in situ mediante extracción primaria. Se instalan sistemas de levantamiento que drenan alrededor de 1000 BPFD a profundidades de 7000 ft.

El agotamiento acelerado del yacimiento, ha pronunciado la liberación de gas en la cara de las arenas productoras (pozos estructuralmente más altos), esta condición ha generado una capa de gas secundaria que se produce y acelera la perdida energética; una condición evidente ha sido la necesidad de profundizar los sistemas de levantamiento más allá de los 7000 ft, con esto las declinaciones de los pozos va en aumento y algunos no arrojan los recobros finales esperados.

De acuerdo a los registros de presión tomados en pozos perforados en campañas recientes, muestran que el yacimiento ha perdido el 43% de su presión inicial (inicial 3500 psi, promedio actual 1500 psi).


Gráfica 1: Presiones de yacimiento tomadas a lo largo de la vida productiva del campo2

Si se continúa con el actual ritmo de producción es posible que no se alcancen los recobros finales; el campo tiene un OOIP bastante alto y un incremento leve del factor de recobro representa una gran cantidad de reservas a incorporar. Para asegurar los recobros iniciales propuestos en el desarrollo primario y con el fin de incorporar reservas en la recuperación del campo, se debe realizar un proyecto de recuperación secundaria acorde a las exigencias del yacimiento.

A continuación se presenta un screening donde se selecciona la inyección de agua como una alternativa evaluable para el propósito planteado.

2 Tomado de los archivos de presión histórica de los pozos campañas de perforación 2010-2015

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

abr.

-01

abr.

-02

abr.

-03

abr.

-04

abr.

-05

abr.

-06

abr.

-07

abr.

-08

abr.

-09

abr.

-10

abr.

-11

abr.

-12

abr.

-13

abr.

-14

abr.

-15

abr.

-16

P

R

E

S

I

Ó

N

(

P

S

I)

FECHA

PRESIÓN DE YACIMIENTO HISTÓRICA

23

Tabla 2: Screening métodos de recobro de crudos pesados para el campo analizado.3

Tabla 3: Identificación de la oportunidad de inyectar agua en el yacimiento.

3 Del screening general del campo año 2013


Es necesario mediante la ejecución de un piloto realizar todas las mediciones posibles y plantear escenarios que den solución a la problemática del campo. Por oportunidad y disponibilidad se espera que la inyección de agua sea exitosa y que se pueda expandir en todo el campo como mecanismo de empuje secundario.

Una vez superada la validación técnica de la inyección de agua como mecanismo de soporte de presión, se busca encontrar una configuración subsuelo/superficie que permita su aplicación en el menor tiempo posible y con el menor impacto socio ambiental.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo general

Desarrollar un análisis comparativo entre la técnica de inyección de agua convencional desde superficie versus alternativas de inyección de agua desde fondo, en las que un pozo es captador e inyector al mismo tiempo.

1.3.2 Objetivos específicos

Validar que la inyección de agua es un mecanismo de recobro secundario viable para crudos extra pesados.

Evaluar una alternativa de recobro que permita captar el agua e inyectarla desde un mismo pozo, aprovechando las fuerzas originales presentes en el subsuelo para generar un flujo cruzado natural en un yacimiento de crudo extrapesado.

Evaluar una alternativa de inyección que induzca el flujo cruzado de manera artificial en fondo en un yacimiento de crudo extrapesado.

Realizar un comparativo que identifique las ventajas y desventajas de las alternativas de inyección convencional, flujo cruzado natural y flujo cruzado asistido.

1.4 Metodología

Para el caso de estudio el ejercicio comparativo toma como punto de partida el screening de mecanismos de recobro que aplican para el campo.

Posterior a esto se recopila la información del piloto de inyección de agua convencional y se evaluara de la siguiente forma:

25

Ilustración 1: Fases de la metodología.

FASE 1.

1. Descripción geológica de la ubicación estructural del patrón piloto: en este apartado se resumen las condiciones geológicas y estructurales generales del campo con el fin de contextualizar los estudios piloto y entender el mecanismo de producción primaria y su posible impacto con la inyección de agua. En los capítulos referentes a las diferentes alternativas de inyección se describen los yacimientos involucrados en el proceso, tanto el productor/receptor como la fuente de agua o captador. La caracterización aquí descrita obedece a una aproximación litológica simple sin profundizar en propiedades petrofísicas intrínsecas de cada sistema, ya que no hace parte del alcance del análisis.

2. Descripción del completamiento seleccionado para el pozo inyector del patrón: esta se realiza con el fin de poner en contexto el funcionamiento del sistema, enfocado al entendimiento del flujo de fluidos y su confinamiento, y no a la comprensión de cada componente y sus funciones.

•Geología

•Estructural

•Diseño completamiento

•Estado mecánico.

Fase 1. Descriptiva

•Fisicoquímica fluidos inyectados.

•Calidad de agua.

•Gráficos diagnósticos pozo inyector.

•Mapas de burbuja.

•Gráficos seguimiento parámetros producción.

Fase 2.

Monitoreo y seguimiento

•Mapa resumen de hallazgos

•Resumen de resultados

•conclusiones

Fase 3.

Evaluación


FASE 2

3. Monitoreo y seguimiento: el monitoreo es la base de interpretación de los fenómenos presentes en el proceso, a partir de estos se generan gráficos, tabla y análisis con los que se determina el desempeño de los pilotos:

o Calidad del agua inyectada: se resumen que los parámetros fisicoquímicos se encuentren dentro de los requeridos para conservar la integridad y asegurar el mejor desempeño en un piloto de inyección. Las condiciones exigidas son las siguientes: grasas y aceites <5ppm, bacterias y H2S < 1X103 ppm, solidos suspendidos <5 ppm, Oxígeno disuelto < 1ppb, turbidez < 5 Ntu, CO2 <10 ppm, Ph 6.5 – 8.5, Hierro < 90 ppm.

o Gráficos diagnósticos (WOR vs NP, HALL).

Figura 1: Wor vs NP 4

Este grafico muestra el acumulado de producción en el eje x y el corte de agua en el eje Y, muestra la tendencia en el corte de agua en los pozos productores y en este se puede extrapolar la cantidad de barriles a extraer en el corte con 100% de agua.

4 Tomada de SPE 77569: Analysis and Interpretation of Water-Oil-Ratio Performance

27

Figura 2: Gráficos de Hall5

Este tipo de diagramas sirve para identificar el taponamiento o estimulación de las gargantas porales expuestas a la inyección de fluidos. De esta forma variaciones positivas en la pendiente indican taponamiento gradual o abrupto y variaciones menores a la pendiente de referencia indicar mejoramiento en las condiciones de flujo del sistema. A partir de los hallazgos evaluados se procede a evaluar qué condiciones fomentaron la variación en la inyectividad para asegurar el mejor desempeño posible.

o Mapas de burbuja: permiten comparar los resultados de una variable sobre un mapa base (estructural, de arena, de reservas); esto con el fin de identificar las tendencias de incremento o decremento de una variable que para nuestro caso será producción de agua, crudo y la presión de fondo; sus hallazgos permiten tomar medidas de control en el barrido de fluidos.

Figura 3: Mapa de burbuja ejemplo6

5 Tomada de Material de apoyo software Fekete 6 Tomado de OFM


Para el ejemplo descrito se puede observar la tasa de inyección de agua, presión de cabeza del pozo inyector así como la producción actual de aceite y su incremental con respecto a la línea base. Para ese caso particular el mapa de burbujas indica la dirección preferencial de fluidos incrementales de aceite.

o Distribución porcentual de fluidos inyectados: a partir de herramientas de registro que cuantifican el caudal de agua inyectado en cada zona, se esquematiza la distribución de fluidos a lo largo de las arenas inyectoras y se identifican posibles zonas ladronas y en general la eficiencia del barrido de fluidos; a partir de sus hallazgos se pueden tomar medidas preventivas, de control o correctivas con las que se maximice la eficiencia del proceso

Figura 4: Distribución porcentual del agua inyectada (ejemplo)7

Los diferentes registros de inyección se presentan en los track con relleno areal en verde, esta trazabilidad en el tiempo permite apreciar la tendencia inyectiva a lo largo de las arenas expuestas y posibles anomalías en el proceso. Esto permite identificar oportunidades de aplicación de productos o mecanismos que mejoren el conformance.

o Gráficos de seguimiento de producción: estos agrupan la información diaria de las siguientes variables: frecuencia, pip, gor, chp, pip, cloruros, corte de agua, fluidos totales, caudal de agua y caudal de aceite; permiten evaluar la evolución en el tiempo de los parámetros operativos, el avance del frente de agua y su impacto en la producción de fluidos. Se presentara la revisión de cada pozo perteneciente al patrón en su primera línea de afectación y solo pozos que presenten afectación detrás de la línea primara.

7 Tomada de website geowell.

29

Figura 5: seguimiento de parámetros operativo tipo8

En el primer recuadro se presentan caudales diarios de fluido total en negro, agua en azul, petróleo en verde (con relleno) y gas en rojo; se indican los principales eventos asociados a cambios en la configuración mecánica, toma de registros o cambios en al condición productiva del pozo; enumerados de acuerdo a su aparición cronológica. Para este caso se observa como la producción varia a partir del inicio de la inyección en el patrón citado en el numeral 1, así se describen los cambios y su relación con los eventos presentados.

Para el siguiente recuadro se muestra el comportamiento de la presión medida por el sensor de fondo (PIP) instalado en el sistema de levantamiento, además de la frecuencia de operación. A condiciones constantes de operación, un pozo influenciado por inyección de agua debería tener incremento en su PIP, para este caso particular se observa que la condición de incremento de fluidos obedece a un incremento de la frecuencia del sistema de levantamiento sin afectación en soporte de presión por el pozo inyector, a un tiempo posterior el efecto en la presurización del sistema es evidente posterior al evento 5, en donde a una frecuencia constante la presión de fondo tiene a incrementar con el paso del tiempo.

El recuadro 3 presenta el comportamiento en la producción de gas, con lo que se puede relacionar incrementos o decrementos con base en el avance del agua, esto quiere decir que es posible que la capa secundaria de gas generada en el campo sea forzada a producir por el efecto pistón.

En el último recuadro se puede apreciar el comportamiento del corte de agua, relacionado con la llegada de fluido a la cara de la arena así como sus cloruros; el contraste de fluidos inyectados (alrededor de 2000 ppm) con los cloruros del agua connata (>5000 ppm) hace que este parámetro sirva como trazador natural de la irrupción, de esta forma la

8 Tomado de OFM


disminución en la concentración de sal en el agua producida y su tendencia son evidencia de la eficiencia del barrido de fluidos.

FASE 3

4. Resumen de hallazgos del piloto: este mapa presenta la variación de las variables más representativas del piloto con las que se concluye la dirección del flujo de fluidos y sus mayores impactos sobre la producción de fluidos.

31

2. Marco Teórico

La revisión bibliográfica se centra en proyectos de inyección de agua en yacimientos de crudo pesado en el mundo. Para las condiciones dadas del campo estudio no se encuentran campos con condiciones de operación análogas. A continuación se resumen las iniciativas encontradas en la literatura, resumidas en orden cronológico:

2.1.1 Inyección de agua convencional en crudos pesados

1982: Experiencias de inyección en un campo de crudo pesado “Lloydminster” [1]

Se compara el comportamiento observado y teórico de la eficiencia de inyección de agua en yacimientos de petróleo pesado en el área de Lloydminster oeste de Canadá. La falta de historia de producción primaria confiable hace que la determinación de la recuperación primaria sea difícil y por lo tanto hace que la recuperación de petróleo adicional por inyección de agua sea difícil de cuantificar. Una comparación de rendimiento previsto y el real indica que el comportamiento de la inyección de agua es mejor del que se esperaba. No se espera que la recuperación de petróleo extra por inyección de agua adicional a la recuperación primaria de 3 a 8% sea más de 1 a 2% de aceite original en sitio (OOIP).

La alta viscosidad del crudo, el bajo GOR y las presiones del yacimiento inicialmente bajas, resultan en eficiencias de recuperación primaria del 3 al 8% del POES. La inyección de agua se ha llevado a cabo en la mayoría de los principales depósitos desde mediados de los años 1960, con las expectativas iniciales de duplicar la recuperación primaria. Se analizó el rendimiento de los principales reservorios de Husky y se comparó con el rendimiento real de inyección de agua prevista.

1992: Waterflooding de crudo pesado [2]

La Inyección de agua en crudo pesado es operada por varias empresas de la Región Lloydminster de Alberta. Dos en particular son el campo cerca de Wainwright, Alberta y el Campo Wildmere al oeste de Lloydminster. La inyección de agua en aceite pesado es diferente de la realizada en los crudos ligeros debido a las alta permeabilidad absoluta del depósito y las grandes gargantas porales, la inestabilidad del desplazamiento resultante de una relación de movilidad contrastada, la baja economía, la calidad del agua de inyección, la naturaleza débil de la matriz de la roca y varios otros factores. Las diferencias en los mecanismos conducen a diferencias en la eficiencia de barrido, algunos de los cuales desencadenan resultados inesperados.


La teoría de la inyección de agua es bastante conocida en la industria. Buckley y Leverett fueron pioneros en la teoría y el conocimiento aplicado ha cambiado poco desde su tiempo. En su teoría, el desplazamiento se inicia con el agua congénita y el aceite como fases incompresibles.

Para un yacimiento agotado, la noción del desplazamiento de un fluido por otro está representada por un pistón. El banco aceite que se acumula en frente del agua desplazando es visto como haber saturado completamente el medio poroso hasta una inmóvil (connata) saturación de agua, al igual que en teoría Buckley-Leverett.

2008: Inyección de agua en yacimientos viscosos [3]

Se presenta un benchmarking de los resultados obtenidos en campos de crudo pesado alrededor del mundo con viscosidades desde 1cP hasta 1000cP a temperatura de yacimiento, generalmente de crudos viscosos.

Normalmente se discrimina un proceso de inyección de agua en un crudo pesado y extrapesado por el contraste de viscosidades que favorece la producción de agua.

Existen pocos casos históricos detallados que describen inyección de agua en crudos viscosos, en ocasiones el entendimiento de la alta relación de movilidad de la inyección de agua es inadecuado; se debe ser consciente de que un proceso de inyección es diferente en un crudo de aceite ligero que en uno de aceite pesado.

A continuación se presentan los resultados obtenidos en el factor de recobro final en relación con los volúmenes porosos inyectados, el espaciamiento y la viscosidad:

Gráfica 2: Factor de recobro del crudo en función de a)Volúmenes porosos inyectados, b)Espaciamiento entre pozos y c)Viscosidad

33

A continuación se presenta un listado de resultados en el mundo que relaciona la viscosidad, el api, el espaciamiento y los volúmenes inyectados con el recobro final esperado en cada yacimiento evaluado:

Tabla 4: Parámetros de desempeño en campos análogos del mundo

2014: Factores clave en proyectos de inyección de agua en crudo pesado [4]

En el lago Maracaibo, se encuentran algunos de los Proyectos de inyección de agua más grandes del mundo, con campos de Yacimientos de crudo pesado a profundidades de hasta 8100 ft.


En estos campos se observó que con el incremento de la viscosidad o de la rata de inyección el factor de recobro se hace más bajo; además a bajas ratas las fuerzas capilares son significativas, por lo tanto controlan el volumen de inyección de agua en aceite pesado.

Se presentan casos de estudio que difieren del modelo convencional de flujo fraccional de fluidos, y se enfocan en correlacionar el incremento del factor de recobro con la variación mensual del llenado de espacios porales.

En crudos livianos el Wor se incrementa en función del recobro acumulado de forma monótona en el tiempo, mientras que en crudos pesados muchas veces se observan periodos extendidos del corte de agua con valores cercanos al 100%.

También se observa que para volúmenes porosos llenados menores de 1, se puede producir mejora en la producción de crudo por la generación de un mecanismo de gas dentro del modelo. Se demostró que a 0.7 volúmenes porosos el agua producida es baja y los volúmenes de aceite incrementales son altos.

Se demuestra que a partir de casos empíricos, de laboratorio y simulación, los volúmenes porosos inyectados menores que 1 son los preferidos para la estrategia de inyección de agua en espaciamientos grandes, de acuerdo con ese estudio cuando se supera este umbral inicia la aparición de espumas y emulsiones. También se presenta que con corte de agua cercano al 100% en periodos extendidos, se presentan emulsiones de agua en aceite que restringen la canalización de agua e incrementan el recobro.

A continuación se presenta el comportamiento del factor de recobro esperado vs la viscosidad a temperatura de yacimiento, en campos sometidos a inyección de agua.

Gráfica 3: Factor de recobro esperado vs viscosidad a temperatura del yacimiento en yacimientos del lago Maracaibo.

Se puede apreciar que la inyección de agua puede incrementar el factor de recobro en campos de crudo pesado a pesar de las altas viscosidades in situ de los yacimientos evaluados.

35

2.1.2 Inyección de agua mediante flujo cruzado

La iniciativa de flujo cruzado surgió como una propuesta creativa con base en el conocimiento del campo, sus acuíferos y mecanismos de producción. La experiencia en petrofísica y fluidos del yacimiento permitió implementar un piloto desde el punto de vista operativo antes que su modelamiento matemático y de fluidos en simulación. Al momento de instalar el completamiento no se conocía de aplicaciones como esta en el mundo, se tenían indicios de simulaciones pero no se realizó ninguna analogía para validar la hipótesis. Una vez implementada la tecnología y con certeza de su funcionamiento, se indago por aplicaciones alrededor del mundo y se encontró que existían escasos desarrollos y modelamientos.

A continuación se presentaran en orden cronológico los avances académicos publicados en relación a los términos inyección por flujo cruzado e inyección por DumpFlood:

1972: Teoría y práctica de monitoreo y control de DumpFlood.[5] DumpFlood es una técnica conocida en el mundo, la fuente de agua usualmente se determina por la cantidad de fluido disponible. El agua subterránea generalmente se encuentra en mayor cantidad y mejor calidad que las fuentes de superficie, estas últimas requieren inversiones en bombeo y adecuación de facilidades que traten y trasporten el agua hacia el pozo inyector. Se ha demostrado que DF es una técnica con mayor beneficio costo económico que la inyección convencional desde superficie. Existe una problemática que se representa en medir la cantidad de fluidos que ingresan a la formación interés de soporte de presión. Identificar el perfil de inyección y los índices a los que toman las arenas involucradas es una tarea difícil en este tipo de proyectos por lo que es necesario plantear estrategias de mediciones periódicas o continuas, directas o indirectas que permitan evaluar la eficiencia del barrido y monitorear los volúmenes inyectados. DF es un fenómeno complejo que se desarrolla a partir de ecuaciones de segundo grado, se realizó un programa computacional para monitorear las ratas de flujo así como las propiedades del wellbore en zonas inyectadas y zonas fuente a partir del nivel del fluido y su monitoreo periódico. La fuente de agua puede estar por encima o por debajo de la zona de interés, con mayor o menor presión; el reto del proceso consiste en mantener ratas de inyección constantes. Se puede demostrar que la tasa de transferencia es constante si se mantiene la presión estática invariable, ósea que esta depende de la productividad de la fuente y no del tiempo. A continuación se muestra la expresión que rige el flujo de agua constante en un sistema DF:

Qw = (1

𝐼+1

𝐽+ 𝐹𝐿) = 𝑃𝑒𝑤 − 𝑃𝑒𝑜 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒

Ecuación 1: Balance de inyección y recepción de agua en flujo cruzado

Qw= caudal de agua


I= índice de productividad. J= Índice de inyectividad. FL= perdidas por fricción. Pew= presión diferencial inyección. Peo= presión diferencial producción. En los casos de yacimientos finitos los cambios se dan en función del decremento o incremento en la producción de agua. Esta expresión se puede modificar en caso de ser finito o infinito el yacimiento aportante de agua. Ventajas del DumpFlood frente a inyección convencional:

Economía frente a la inyección de agua convencional.

Menores costos de mantenimiento.

Menores costos por suministro y tratamiento de agua.

Facilidad de convertir de productor a inyector.

Se ecualiza de forma natural.

Menores problemas de corrosión por tratarse de un sistema cerrado sin entrada de oxígeno.

Desventajas del DumpFlood frente a inyección convencional:

Dificultad de medir transferencia de agua, se puede superar con monitoreo periódico.

No se puede controlar el flujo a menos que se instalen choques en fondo.

Con 2 zonas abiertas, las intervenciones son más costosas.

Puede presentarse migración de finos o solidos que taponen la formación receptora.

Si la fuente es corrosiva se requiere inhibición química.

2001: La aplicación de DumpFlood para mejorar el barrido y mejorar la presión de yacimiento.[6]

Una operación DF consiste básicamente en inyectar agua dentro de un yacimiento objetivo desde un reservorio fuente de agua aprovechando las fuerzas gravitacionales naturales y el diferencial de presión causado en el mismo pozo. Se desarrolló un piloto para identificar el comportamiento del recobro mejorado mediante esta técnica en el campo Umm Gudair, en Kuwait, se destaca el plan de seguimiento con pozos observadores y sus respectivos registros de producción (Plt), inyección (Ilt) y trazadores radiactivos, así como monitoreo de la presión de fondo; estas mediciones contribuyeron a demostrar la aplicabilidad del método como mecanismo de soporte de presión en un yacimiento agotado. La ejecución del piloto ayudo a determinar la expansión del proceso a todo el campo. Se analizaron los efectos a largo plazo del DF y se desarrolló un plan de monitoreo de presión en los pozos cercanos para modelar el movimiento del agua, con el fin de ajustar el diseño final del plan de mantenimiento de presión y la estrategia de completamiento acorde a los requerimientos del mismo.

37

De acuerdo a los hallazgos encontrados se identificaron las siguientes necesidades:

Diseñar un pozo que maneje alrededor de 8.000 BAPD con fluidos corrosivos.

Las areniscas de la fuente de agua pueden producir arena que eventualmente taponarían el yacimiento objetivo.

Se necesita un buen sello mecánico e hidráulico que elimine la comunicación detrás del revestimiento que separa las unidades implicadas.

Determinar la compatibilidad entre los fluidos de las dos formaciones que intervienen en el proceso.

El campo se encuentra en el golfo arábigo y cuenta con 2 anticlinales fallados, cada pozo produce alrededor de 3000 BPPD con cortes de agua por debajo del 10%; desde su inicio temprano conto con flujo natural hasta que el agotamiento natural hizo necesario el uso de sistemas de levantamiento artificial, la presión descendió desde 4150 psi en su estado original hasta 3200 psi en su desarrollo primario.

El piloto DF tiene como objetivos principal eliminar la incertidumbre del barrido de la inyección y comprobar que los tiempos y requerimientos de la inyección mediante DumpFlood son menores en comparación con procesos convencionales de inyección de agua desde superficie. A continuación se presentan los diseños de subsuelo discutidos para aplicar en el piloto:

Figura 6: representación de los tipos de completamiento estudiados en el piloto DF.

El caso A utiliza un empaque superior para proteger de la corrosión el revestimiento superior a la zona de interés; cuenta con un espacio generoso para correr herramientas, bombear fluidos e inhibir. A simple vista el flujo de fluidos corrosivos tiende a afectar la integridad de la sección de casing comprendida entre las zonas de interés, pero el


modelamiento de fluidos y su flujo a través de las superficies indica que el desgaste erosivo y químico no representa riesgos que comprometan la continuidad del proceso, se incluye un seguimiento de la corrosión en fondo mediante registros eléctricos.

El caso B utiliza protección redundante de las zonas de flujo mediante asentamiento de empaques y una tubería que permite el aislamiento de las zonas de flujo, de esta forma el casing no está en contacto con la migración de fluidos y se asegura la integridad del pozo durante todo el proceso, esta solución es más costosa y representa mayores tiempos de intervención.

Bajo el modelamiento de desgaste realizado, costos y tiempos de intervención se aplicó la opción A por los beneficios en tiempo y costo de implementación que representa.

Las características para seleccionar la fuente de agua incluyen los siguientes parámetros:

Formación estructuralmente más alta que el reservorio objetivo para aprovechar efectos gravitacionales y el diferencial de presión adicional generado por la columna de fluidos.

Mayor presión de yacimiento que formación objetivo.

Preferiblemente un yacimiento de agua infinito y sin caída de presión representativa.

Alto índice de productividad.

Compatibilidad de fluidos.

Con respecto a la ubicación del piloto se priorizan los siguientes sectores del campo:

Zonas de relativa baja presión de yacimiento.

Evidencia de movimiento de fluidos de zonas de mayor a menor presión.

Agotamiento acelerado y soporte nulo de presión.

El plan de monitoreo plantea la adquisición de datos base y puntos de control periódicos que incluyen los siguientes datos:

Registros de corrosión en el revestimiento expuesto al flujo.

Registros PLT con sus respectivos análisis con el fin de determinar canales de inyectividad y su respuesta en los pozos productores.

Registros termales con los que se determinaran los cambios de saturación con los que se modelara el flujo de fluidos a través de canales preferenciales y la conectividad hidráulica de la formación productora a lo largo del piloto.

Presiones estáticas para monitorear el incremento de la presión de yacimiento.

Trazadores radiactivos como indicador de la trayectoria del barrido y su eficiencia.

Rutina de muestreo de fluidos en cabeza.

A partir de los datos obtenidos durante el periodo de estudio se encontró que mediante el flujo cruzado se obtiene inyección de agua natural y continua en los pozos piloto, además los registros ILT indican un incremento en la admisibilidad de la formación inyectora y un consecuente mayor aporte de agua de la fuente, este registro también presenta que no todas las arenas abiertas producen de igual forma y que algunas de estas no fluyen (heterogeneidad). Al momento no se observa incremento del corte de agua en los pozos productores a pesar de la mejora en producción de fluidos totales.

39

2005: Aplicabilidad en todo el campo de un proyecto DumpFlood para mantener la presión de yacimiento y extender el plateau de producción.[7]

Este documento es la extensión de la aplicación de pruebas piloto DumpFlood en campos de Kuwait, este indica que esta técnica representa un beneficio costo efectivo en el sostenimiento de presión de un yacimiento agotado. Con los principios de inyección por flujo cruzado probados en el campo, se modela la inclusión de pozos infill que permitan extender el plateau de producción, para esto se tiene en cuenta inyección periférica a ratas optimas de entre 28 mbapd y 35 mbapd (índice de productividad 11-12 bls/psi). Para este planteamiento fue necesario perforar pozos de disposición que permitieron manejar los volúmenes de agua adicionales producto de la inyección de agua. Las corridas de simulación determinan el requerimiento de los pozos permitiendo: Evaluar el tipo de completamiento y su impacto en la columna de aceite. Índices de productividad e inyectividad a largo plazo. Requerimientos durante la perforación y el completamiento de pozos. Requerimientos posteriores al inicio del proceso DF.

El surveillance de la expansión del proyecto considera los siguientes ítems:

Monitoreo de ratas y presión en cada pozo productor. Ratas y presiones por capa durante DF. Pruebas de falloff. Registros Plt e Ilt para identificar perfil de fluidos. Trazadores para establecer conectividad entre formaciones. Sísmica 4D para determinar avance de fluidos a través del tiempo en el medio poroso. Cambios de saturación de agua a partir de registros TDT. Corte de agua en pozos productores. Presión de fondo estática. Huella digital del agua producida.

Incertidumbres y preocupaciones del proyecto:

Desempeño y dirección de flujo. Perfiles de flujo de inyección y producción Eficiencia del barrido. Integridad de pozo. Baja cobertura y respuesta del acuífero. Compatibilidad de fluidos.

2015: Completamiento en tándem ESP-Empaque – una alternativa exitosa para sistemas ESP encapsulados convencionales.[8]

A partir de las experiencias para mantener presión mediante DumpFlood en pozos del norte de Kuwait, se realizó la evaluación de alternativas de inyección controlada o asistida en pozos que requerían mayor influjo de agua que el que naturalmente ofrecía la formación


fuente. Estas oportunidades identifican optimización en tiempos de aplicación, ahorro en gastos operacionales e implementaciones en el corto plazo.

Los campos inicialmente se exponen a inyección por flujo natural, pero en algunos pozos la admisibilidad de fluidos no es la esperada, en otros la productividad de agua tampoco; se realizaron estimulaciones matriciales con el fin de mejorar los índices de productividad e inyectividad en estos pozos sin lograr éxito.

Teniendo en cuenta que se requiere un mayor caudal de inyección para optimizar la eficiencia de barrido, es necesario considerar un diseño de completamiento que incluya un sistema de bombeo en fondo para suministrar mayores volúmenes. Las consideraciones del diseño de la configuración de subsuelo incluyen:

Compatibilidad de fluidos. Fuente de agua y formación de entrega. Límite del agotamiento. Disponibilidad de equipos. Concentración de químicos en el fluido. Minimizar perdidas de presión en el sistema. Costo El análisis arroja que una configuración empaques y bomba electrosumergible puede instalarse en dos variaciones, una en tándem y otra encapsulada como se indica en las siguientes figuras:

Figura 7: Configuración empaques y bomba electrosumergible en tándem.

41

Figura 8: Configuración con bomba electrosumergible encapsulada.

En general la configuración permite confinar la zona de interés a inyectar mediante empaques ubicados en la parte superior e inferior con comunicación en punto medio de perforados que permite el influjo de fluidos provenientes del fondo. La ubicación de la bomba electrosumergible determina los recursos y el tiempo requerido para su instalación que finalmente se traduce en costos. La implementación en tándem representa menores tiempo, permite mejores condiciones de monitoreo, mejores condiciones de flujo y menores costos. Estas premisas permiten seleccionar el completamiento tipo para los pozos DumpFlood para este campo.

3. Inyección de agua convencional.

3.1 Antecedentes

La ausencia de mecanismos de soporte diferentes a la expansión de roca y fluido, ha generado una caída acelerada de presión en el campo disminuyendo las reservas recuperables. Se hace necesaria la implementación a corto plazo de procesos alternativos de recobro secundario y/o terciario. [9]

Figura 9: Perfil de presión actual: modelo de simulación.9

Se puede apreciar en los mapas de presiones que la declinación del campo es un fenómeno acelerado y heterogéneo en el campo, esto a consecuencia del desarrollo primario sectorizado y al drenaje de pozos de acuerdo a lo oportuno de sus facilidades

9 Perfil de presión tomado de software de simulación Eclipse®


Título de la tesis o trabajo de investigación

mecánicas y eléctricas. Por tratarse de un crudo extrapesado y un reservorio confinado sin aporte continuo de presión, sus fluidos se drenan rápido en el tiempo perdiendo energía y dificultando cada vez más su extracción por los requerimientos energéticos y de completamiento que exige el mantener tasas compensadas con pérdida de presión.

3.2 Mecanismo de producción

La unidad productora del campo está constituida por 200 pies de arena de 4 Darcies de permeabilidad, que contiene un petróleo pesado de 9 API a una profundidad de 8000 ft y que por su condición de elevada temperatura (185 F) permite que a condiciones de subsuelo el petróleo fluya hasta un sistema de levantamiento artificial. [10]

Con un recobro inferior al 3%, se ha evidenciado una caída de presión del orden de 2000 psi, desde la presión original 3500 psi hasta la actual de 1500 psi. Los petróleos pesados se caracterizan por contar con una baja fracción de livianos y poca o casi nula presencia de gas. En el caso de la unidad productora esto no se cumple y pozos localizados al ático de la estructura han demostrado producciones de petróleo con relaciones gas petróleo (GOR) superiores a 1000 PCS/STB. [11]

Estos hechos conllevan a definir que el principal mecanismo de producción de la unidad productora del campo corresponde a un yacimiento de gas en solución y cuyos recobros teóricos no deben superar el 15% de factor de recobro. Con base en la información consignada anteriormente se estableció que existe una capa secundaria de gas y que su configuración corresponde a la siguiente:

Figura 10: Zonas de Gas estimadas10

Las zonas azul marino indican las zonas con mayor concentración de gas que coinciden con los áticos estructurales del yacimiento.

10 Perfil de gas tomado de software estructural openworks®

45

3.3 Piloto de inyección de agua convencional

3.3.1 Ubicación estructural

Con la evidente pérdida de energía en el yacimiento, se decide implementar un piloto de inyección de agua convencional en crudo extrapesado, esto con el fin de evaluar el impacto del barrido en la recuperación adicional de hidrocarburo y los efectos de sobrepresión que este puede tener. Se ejecutaron las diferentes fases de maduración del piloto superando las dificultades técnicas, sociales y ambientales que dilataron su ejecución, el tiempo estimado desde su inicio fue de 2,5 años y fue necesario un componente logístico adicional que instalo las facilidades de superficie así como la adquisición de materiales y equipos.[12] Este capítulo resume los hallazgos encontrados a lo largo de la vida inyectiva del patrón conformado por el pozo 29. El piloto de inyección de agua en el campo comprende la inyección en el pozo 29 en la formación en un patrón de 5 puntos invertido.

Figura 11: Ubicación estructural de patrón de inyección de agua convencional.11

11 Mapa estructural creado a partir de openworks®



Se seleccionó un patrón de inyección del área centro donde se observa una pérdida de presión original cercana al 50%.

De acuerdo con la producción acumulada y la saturación de gas estimada de los pozos que hacen parte del área sometida a inyección se estimó un periodo de llenado aproximado de tres (3) meses. El fluido de inyección corresponde a agua asociada a la producción de hidrocarburos, la cual recibe un tratamiento de desnatado, clarificación, filtración, inhibición de incrustaciones, anti-corrosión, biocida y secuestrante de oxígeno.

3.4 Completamiento

El pozo 29 se perforó en mayo del 2008 hasta una profundidad de 8930 ft, se completó con un sistema de levantamiento electrosumergible @4497 ft el 18 de junio de 2008, se midió una presión de yacimiento de 3000 psi a punto medio de perforados.

Se realizan intervenciones de mantenimiento del sistema electrosumergible en agosto de 2008, octubre de 2008 y enero de 2009, a pesar de evidenciar perdida de la presión de entrada de la bomba no fue necesario profundizar el sistema.

Para el mes de enero de 2010 se realiza intervención para reparar el sistema de fondo por falla y es necesario profundizar el sistema hasta 5011 ft con el fin de tener un ganancial en la sumergencia de la bomba. Para este instante la presión de yacimiento medida en pozos vecinos registra entre 2500 psi y 2700 psi, cabe resaltar que para esta fecha se inicia el desarrollo principal del yacimiento con la perforación de un promedio de 60 pozos, iniciando con 25 pozos productores en el 2008 hasta un total de 250 pozos en el 2015.

Inicialmente el completamiento se realizó para inyectar agua sin discriminar inyectividad por cada arena, esta configuración sencilla permitía la inyección desde superficie hasta fondo por medio de una sarta de tubos con un único punto de inyección en punta.

Este completamiento permitiría la toma de registros Ilt durante la inyección con los que se tendría una aproximación del perfil de admisión y la eficiencia del barrido de fluidos.[13] A continuación se presenta el esquema inicial instalado en el pozo 29:

47

Figura 12: Completamiento inicial para inyección de agua.12

Se compone de una tubería telescópica diseñada para soportar las presiones de trabajo y evitar colapsos; además el espacio anular, comprendido por encima del empaque, permanecerá lleno de fluido para ecualizar el diferencial de presiones interno y externo de la tubería. Durante la intervención de conversión a inyector la unidad inyectora quedó confinada con el asentamiento de dos empaques, uno por encima del tope superior de perforados y uno por debajo del topo inferior, este tipo de configuración permite asegurar que los fluidos inyectados ingresen solamente a la formación interés y se mitiguen afectaciones secundarias en formaciones no deseadas.

Como se reporta en la gráfica de Presiones de yacimiento tomadas a lo largo de la vida productiva del campo, la presión declino cada año hasta obtener 1500 psi a la fecha de inicio del piloto. Es un hallazgo importante ya que esta representa una pérdida de más del 50% de la presión original en solo 6 años de producción.

Las condiciones iniciales de inyección indican que el pozo toma 5600 bapd con una presión de 0 psi en cabeza, esto indica que la inyectividad del pozo es alta y comprueba aún más el agotamiento actual del campo. El programa de monitoreo en pozos cercanos y en el

12 Tomado del estado mecánico oficial cortesía Ecopetrol S.A

PKR @

7922'.

7941'

Ult. Fondo

8265'.

Formació

n Guayab

oLeón

Formació

n San Fe

rnando

T2 (SF)

7919

Formació

n Guadal

upe

Guadalu

pe Supe

rior

8251

K1

Guadalu

pe Masivo

8778

Float Collar 8860'

Punta sarta @

Tapón Cemento @ 8276'

Zapato 7" 8908'

Landing Collar 8816'

8570'-8574'8603-8606'8632'-8636'8650'-8653'8701'-8704'8705'-8718'8724'-8734'8737'-8743'8750'-8755'

8170'-8175'8182'-8184'8190'-8196'8200'-8208'8229'-8241'8249'-8252'

8054'-8078'8088'-8112'8116'-8134'8136'-8154'8157'-8161'

7936'-7952'7960'-7969'7980'-7997'7999'-8018'8020'-8024'8026'-8038'

13-5/8"@ 1007'

Tope de Liner 7"@

7617'

Zapato csg9-5/8" @

7928'

CR @ 8285'



inyector indican que es necesario el uso de un controlador del perfil de inyección, en este caso se opta por la instalación de una sarta selectiva.

De acuerdo a los datos tomados en un registro Ilt, se pretende mejorar la eficiencia de barrido teniendo en cuenta que las arenas estructuralmente más altas toman la mayor cantidad de agua inyectada. La sarta selectiva se compone, además de los empaques instalados inicialmente, de empaques adicionales que distribuyen la inyección en 3 grupos de arenas distribuidos a lo largo de la arena inyectora, tal como se indica en el siguiente estado mecánico:

Figura 13: Completamiento para inyección de agua selectivo en la formación.13

Este esquema se compone de aislamientos selectivos con aperturas que permiten la inyección preferencial en cada zona de acuerdo a los requerimientos deseados para cada una; así, se forza el pozo a inyectar los volúmenes requeridos por zona acorde al diseño de cada apertura. Este tipo de completamiento permite realizar conformance mecánico y es posible ajustar los volúmenes requeridos a la luz de nuevos registros de inyección.

13 Tomado del estado mecánico oficial cortesía Ecopetrol S.A

Guadalupe

Masivo

8778

K1

8251

LeónForm

ación San

Fernando

T2 (SF)

7919

Formación

Guayabo

Punta sarta @ 8243.31'

Float Collar 8860'

Tapón Cemento @ 8276'

Zapato 7" 8908'

Landing Collar 8816'

8570'-8574'8603-8606'8632'-8636'8650'-8653'8701'-8704'8705'-8718'8724'-8734'8737'-8743'8750'-8755'

8170'-8175'8182'-8184'8190'-8196'8200'-8208'8229'-8241'8249'-8252'

8054'-8078'8088'-8112'8116'-8134'8136'-8154'8157'-8161'

7936'-7952'7960'-7969'7980'-7997'7999'-8018'8020'-8024'8026'-8038'

13-5/8"@ 1007'

Tope de Liner 7"@

7617'

Zapato csg9-5/8" @

7928'

CR @ 8285'

Ultimo fondo @ 8265' el 04/08/15

49

3.5 Monitoreo y Resultados

El 15 de diciembre de 2014 inició la inyección en el 29 con un caudal de inyección de agua promedio de 2000 BWIPD @ 850 psi.

En el mes de febrero de 2015 se comenzó a evidenciar la respuesta en producción incremental de crudo por efecto de la inyección de agua en la mayoría de los pozos del patrón. En los meses siguientes el efecto se sostiene y todos los pozos del patrón exhiben un comportamiento favorable a la inyección. [14]

Actualmente el pozo 29 registra un caudal de inyección promedio 6241 BWIPD @ 597 psi (presión en cabeza) en la formación.

A continuación se presenta el plan de que se lleva a cabo actualmente dentro del programa de monitoreo del patrón:

Tabla 5: Resumen de indicadores de inyección de agua en el patrón del inyector 29

Planeado Real

Caudal de inyección, BWIPD 6000 6241

Presión de inyección Max, psi <2000 597

Tiempo de llenado, Mes 3 3

Producción incremental, BOPD 512 1090

El seguimiento de parámetros indica que el plan establecido se cumple y representa una confiabilidad en el barrido del agua y su avance, las presiones en cabeza por debajo del diseño indican mayores admisibilidades de las simuladas y que bajo las condiciones fisicoquímicas de inyección históricas no se tiene taponamiento representativo en las gargantas porales. De acuerdo a la escasa literatura de inyección de agua en crudos pesados, se esperaban canalizaciones tempranas con periodos de recirculación, esta condición aún no se plasma en el piloto convencional y contrario a lo esperado, los incrementales de producción son mucho más de los esperados. [15]

El éxito de un piloto de recobro o mantenimiento de presión depende del monitoreo que se lleve y de la frecuencia con que se registren las variables a evaluar, a continuación se presenta el plan de monitoreo diseñado para este caso:



Tabla 6: Programa de seguimiento y monitoreo del patrón de inyección piloto.14

Programa de monitoreo y seguimiento Planeado

Frecuencia en pruebas de producción Quincenal

Frecuencia Gradientes dinámicos de presión en pozos con sensor.

Diario

Frecuencia de Perfiles de inyección Trimestral

Frecuencia de Perfiles de producción Semestral

Seguimiento de eventos en pozos inyectores Diario

Seguimiento de eventos de planta de inyección Diario

Pruebas Fall-Off Anual

Sólidos suspendidos, Grasas y aceites Semanal

H2S, CO2 Semanal

O2, PH, Fe Semanal

Bacterias, Turbidez Semanal

Tamaño de partículas Semestral

14 Tomado de los monitoréos aprobados por Ecopetrol S.A

51

Figura 14: Comportamiento histórico de la inyección de agua en el pozo inyector.15

Se alcanzó un acumulado de inyección de agua de 2’687.833 Bls en la formación. El caudal de inyección se ha controlado para mitigar el riesgo de irrupción temprana. Como se puede apreciar en las curvas acumuladas, la pendiente tiene un comportamiento constante que concluye en llenado paulatino y estable de los fluidos dentro del yacimiento.

Inicialmente se observan caudales variables al inicio de la vida inyectiva, esto producto de complicaciones operacionales y mecánicas que hacen parte de la curva de aprendizaje en la implementación de este tipo de proyectos. A pesar de contar con bajas presiones de inyección en cabeza, esta se ha venido incrementando posterior a la instalación de la sarta selectiva compuesta por intercalación de empaques y aperturas reguladas que distribuyen el flujo de forma tal que el barrido se mantenga uniforme.

La sarta selectiva permitió obtener tendencias constantes en los parámetros de inyección y a la fecha no se evidencia irrupción del agua en pozos del patrón.[16]

15 Grafica generada a partir de la base de datos en software OFM® designada para el campo



Figura 15: Calidad del agua inyectada16

Durante la operación del pozo, el agua a inyectar se somete a un riguroso proceso de análisis fisicoquímico que permite dar continuidad al proceso sin afectar el tamaño de las gargantas porales ni la petrofísica de la formación interés, además permite el control de la corrosión a lo largo de las tuberías del proceso y sus accesorios. Conservar la integridad del sistema garantiza mayor eficiencia en el aprovechamiento del recurso y la prevención de afectaciones socio ambientales que desenlazarían en complicaciones para la continuidad del mismo. A pesar del control se tiene que la concentración de oxígeno tiene valores por encima del valor recomendado; se debe determinar la ventana de tolerancia sobre este parámetro, con el fin de garantizar una calidad de agua aceptable sin impactar negativamente el costo de tratamiento del fluido de inyección.

Las mediciones de pH, sulfuro de hidrógeno, hierro, CO2, bacterias y grasas y aceites, indican que estas variables se encuentran dentro de los parámetros establecidos.

Los valores de turbidez del agua se encuentran fuera del rango recomendado, sin embargo su criticidad depende de la naturaleza de los sólidos en suspensión, por lo tanto su impacto se evalúa con base en la caracterización de solidos suspendidos.

16 Grafica generada a partir de la base de datos en software OFM® designada para el campo

53

Producción primaria/inyección Piloto convencional

Figura 16: Principales parámetros de producción en el piloto de inyección de agua.17

La grafica presenta el comportamiento histórico de la inyección de fluidos dentro de la formación en el piloto patrón, se puede apreciar la línea base de fluidos posterior a la inyección que venía ascenso por trabajos de workover y profundizaciones realizadas en los pozos de primera línea. Los fluidos presentados acá corresponden solamente a los ubicados en primera línea y que son los afectados en primer orden.

La inyección de fluidos gross en la formación tiene una respuesta temprana en el incremento del bsw en los pozos del sector así como mayor cantidad de fluidos drenados, una respuesta favorable que indica que la inyección impacta positivamente la productividad de los pozos, estos últimos mantienen sus condiciones de drenaje constantes con el fin de mantener líneas base que permitan medir los cambios.

El comportamiento posterior a la instalación de sarta selectiva, inicialmente presento un incremento en la presión de inyección en cabeza, pero represento una estabilización y posterior decrecimiento en el bsw, factor clave en el éxito de proyectos de este tipo ya que una vez alcanzado el flujo critico de agua o se canaliza, inicia un periodo de declinación de los volúmenes incrementales.

De forma paulatina el gas tiende a subir sin tener picos abruptos; esta zona se encuentra en cercanías con la capa de gas secundaria generada por la producción de fluidos, es posible argumentar que al avanzar el agua, los espacios porosos ocupados por gas se van saturando de líquido y desplazando el gas hacia zonas de menor presión: los perforados

17 Grafica generada a partir de software de administración de yacimientos OFM® y Lowis®



en los pozos productores. A continuación se detallan las relaciones de agua y gas producidas en función del volumen acumulado.[17]

Figura 17: Grafico de WOR-GOR vs NP

El incremental de las relaciones de producción de gas y agua muestra estabilización y tiende a ser asintótica; los pozos de la zona tienen en promedio un EUR de 0,680 MBP, esto indica que la base de producción de estos 5 pozos productores deberían aportar 3.4 MBP, se observa que este volumen ya se recuperó y que es posible extender la vida productiva de la formación mediante la inyección de agua. La relación de inyección de agua es de 1.1 bls/bls, ósea que por cada 1,1 barriles inyectados de agua se obtiene un barril de aceite.

El caudal de inyección actual del pozo 29 es de 6241 BWIPD @ 597 PSI (presión en cabeza), y ha alcanzado un volumen acumulado de agua inyectada de 2’687.833 Bls.

55

Figura 18: Hall plot – Pozo 29

Desde el inicio de la inyección el pozo registró 0 psi en la presión de inyección; Sin embargo, después de la instalación de la sarta selectiva, la presión en cabeza se ha estabilizado alrededor de 700 psi, asociada a la restricción impuesta por el completamiento, esto indica que se está forzando el pozo a tomar agua por zonas de menor admisibilidad y que anterior a la instalación de la sarta selectiva no aportaban al barrido de fluidos.

Figura 19: VRR – Patrón 29

VRR mensual del patrón 29 se encuentra en 0.8, este desbalance es producto de la caída en la tasa de inyección por el problema operativo en el sistema de bombeo de los meses anteriores. Actualmente se observa la estabilización del caudal de inyección sobre los fluidos producidos. VRR mensual del patrón del pozo 29 se encuentra en 1.2.



Figura 20: Mapa de burbujas con producción incremental de aceite en pozos del patrón18

En resumen se tiene un total de 1090 BPPD incrementales en la primera línea de inyección; es un volumen considerable ya que en algunos casos representa hasta 1,74 veces la producción base; estos valores de crudo adicional representan un hito de cumplimiento en la organización ya que estos superan los de proyectos en desarrollo expansivo como el caso de campos menores y campos maduros pertenecientes a Ecopetrol S.A... La tendencia incremental hacia la parte alta de la estructura sugiere que la presurización de las arenas se está dando en su mayoría hacia el tope de la estructura. A continuación se presenta el resumen de variación incremental de hidrocarburo del patrón:

Tabla 7: Resumen de volúmenes incrementales patrón 29

Pozo

BPPD Cambio

Línea

Base Historia Diff %

51 541.4 645 104 19.1

53 330.5 906 576 174.1

54 833.4 1195.3 362 43.4

55 239.8 339.9 100 41.8

56 622.5 571.1 -51 -8.2

1090

18 Grafica generada a partir de software de administración de yacimientos Sahara®

57

Este indicador de volúmenes adicionales corresponde a un punto tomado para el mes de marzo de 2016, si bien se evidencia ganancial en los pozos, en alguno la diferencia es negativa, como se puede ver en el grafico general de fluidos, la producción no ha mantenido un plateau, fluctuando en gran medida por la migración de gases hacia las arenas productoras que ocasionan bloqueos en los sistemas de levantamiento y no permiten drenar de forma óptima los fluidos del subsuelo; es necesario realizar seguimiento del bsw con mayor frecuencia y en lo posible registros plt que identifiquen la procedencia del agua en los pozos afectados y diagnosticarlos. Respecto a la toma de registros, se tiene el antecedente que en pozos con fluidos tan viscosos las herramientas se someten a altas boyancias impidiendo el avance de las herramientas hasta la zona de interés. En el caso del campo no se tiene evidencia de plts con cable en el yacimiento estudio, debido a su alta viscosidad y bajo corte de agua.

Figura 21: Corte estructural transversal de los pozos del piloto (De izquierda a derecha los pozos: 29, 51, 53, 54, 55, 56).1920

19 Grafica generada a partir de software de administración de yacimientos Sahara® 20 Grafica generada a partir de software de administración de yacimientos Sahara®

CH-29 CH-51 CH-53 CH-54 CH-55 CH-56

GR[API]

9E+009E+01

GR[API]9E+01

GR[API]

9E+009E+01

GR[API]9E+01

GR[API]

9E+009E+01

GR[API]9E+01

GR[API]

9E+009E+01

GR[API]9E+01

GR[API]

9E+009E+01

GR[API]9E+01

GR[API]

9E+009E+01

GR[API]9E+01

[ftMD]

8000

8500

9000

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INFK1_INF_50

K1_INF_45

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2

T2 (T2_70)T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2



Figura 22: Configuraciones mecánicas instaladas en los pozos del piloto (De izquierda a derecha los pozos: 29, 51, 53, 54, 55, 56).21

Los completamientos de los pozos productores se componen de bombas electrosumergibles serie 500 instaladas dentro de casing de 9 5/8” a profundidades entre 7300 ft y 7800 ft (profundidad medida), estas comprenden rangos de producción entre 600 BFPD y 2000 BFPD. El runlife de los equipos presenta mejor desempeño con respecto a la aplicación pre inyección, es congruente ya que al manejar mayor cantidad de agua


46.00

47.00

997.00

998.00

7418.85

7478.06

7480.56

7529.31

7807.00

8048.00

8050.00

8051.00

8088.48

8102.14

8119.00

8141.45

8142.00

8150.00

8151.07

8207.00

8221.00

8230.00

8251.49

8260.00

8267.00

8278.00

8305.00

8305.67

8330.00

8336.00

8344.00

8377.74

8380.00

8384.00

8390.00

8393.00

8403.56

8404.00

8510.58

8553.53

8577.60

8645.38

8678.25

8725.29

8756.41

8833.19

8850.37

8914.42

8959.39

8969.98

9007.89

9177.00

9189.00

9279.00

9280.00

CH-51[ftMD]

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2

27/11/2014

44.00

45.00

1008.00

1009.00

7463.00

7481.90

7487.40

7527.20

8119.00

8120.00

8120.99

8163.56

8168.79

8171.00

8203.00

8213.00

8215.00

8257.10

8259.00

8267.83

8269.00

8287.00

8292.00

8333.00

8333.44

8354.00

8366.00

8380.00

8384.00

8389.00

8392.73

8404.00

8406.00

8417.00

8420.00

8427.00

8443.00

8484.67

8484.67

8594.81

8638.84

8659.73

8730.34

8768.08

8811.29

8831.48

8833.73

8930.74

8953.49

8997.22

9052.29

9066.21

9104.15

9238.00

9239.00

CH-53[ftMD]

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INFK1_INF_50

K1_INF_45

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20K1_INF_10

TOPE_K2

01/06/2015

40.00

1007.00

7117.73

7152.06

7222.82

8265.64

8271.00

8311.06

8365.95

8380.66

8452.00

8489.00

8493.00

8539.00

8566.65

8609.00

8637.00

8666.04

8749.50

8796.00

8808.00

8841.00

8869.42

8928.00

8987.72

9018.00

9029.00

9037.00

9058.74

9061.00

9105.00

9116.28

9142.81

9285.43

9334.77

9436.00

CH-54[ftMD]

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30K1_INF_20K1_INF_10TOPE_K2

05/11/2014

36.00

37.00

995.00

996.00

6960.89

6985.27

6990.74

7044.61

8043.00

8341.35

8345.00

8346.00

8379.01

8391.51

8392.00

8457.89

8493.26

8568.92

8613.60

8669.87

8715.00

8717.13

8717.13

8849.39

8897.90

8919.61

8995.38

9023.44

9083.71

9102.04

9102.04

9186.04

9186.04

9193.92

9251.10

9304.86

9308.00

9310.00

9328.69

9359.77

9465.00

9466.00

CH-55[ftMD]

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2

12/10/2014

36.00

37.00

1010.00

1011.00

7808.90

7842.30

7847.80

7901.72

8081.00

8284.50

8288.00

8289.00

8322.76

8340.51

8343.00

8413.89

8458.89

8494.00

8516.00

8532.87

8566.00

8572.13

8596.00

8600.00

8610.00

8635.40

8663.00

8670.47

8670.47

8785.15

8820.17

8851.45

8915.42

8957.59

9001.40

9026.31

9026.31

9106.39

9128.04

9219.50

9246.00

9249.98

9270.35

9304.38

9315.00

9405.00

9406.00

CH-56[ftMD]

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30

K1SUP_20

TOPE_K1_MED

K1MED_50

K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10

TOPE_K2

17/06/2014

45.00

1007.00

7617.00

7928.00

7930.70

7936.00

7960.00

7969.04

7980.00

7997.00

8003.45

8020.00

8024.00

8032.93

8042.50

8049.60

8054.00

8088.00

8112.00

8116.00

8134.00

8150.40

8157.00

8161.00

8163.54

8170.00

8177.82

8184.00

8190.00

8200.00

8216.43

8226.49

8241.00

8242.81

8249.00

8252.41

8265.00

8277.00

8285.00

8288.00

8396.88

8486.25

8562.62

8574.00

8589.32

8606.00

8636.00

8653.00

8663.20

8701.00

8705.00

8724.00

8737.00

8745.56

8755.00

8796.00

8813.56

CH-29[ftMD]

T2 (T2_70)

T2_62V

T2_60

T2_50

T2_40

T2_30

T2_20

T2_10

K1_SUP

K1SUP_30K1SUP_20TOPE_K1_MEDK1MED_50K1MED_40

TOPE_K1_INF

K1_INF_50

K1_INF_40

K1_INF_30

K1_INF_20

K1_INF_10TOPE_K2

08/10/2015

59

caliente esta mejora la reología y las condiciones de flujo haciendo que los sistemas de levantamiento trabajen dentro de su cono de eficiencia.

Figura 23: Variables reales vs planeadas22

La reducción en la tasa de inyección en el mes de agosto fue producto de una falla operativa en el By-Pass de la bomba, la cual limitó la presión de descarga. Adicionalmente, se realizó la instalación de la sarta selectiva el 12 de agosto.

Se aprecia un incremento en la presión de fondo de los pozos, atribuible posiblemente a un aumento de soporte de fluidos por efecto de la inyección de agua; por tanto se continúa el monitoreo detallado de los pozos productores afectados en la unidad productora. [18]

22 Grafica generada a partir de software de administración de yacimientos OFM®



Figura 24: Presiones Dinámicas – Pwf23

El principal factor de monitoreo en un proyecto de mantenimiento de energía, es la presión de fondo, esta es censada en tiempo real mediante los sensores instalados en las bombas electrosumergibles, de esta manera se tiene un seguimiento inmediato y se pueden evaluar las tendencias periódicas de la presión de fondo.

Para el caso del campo se observa incremento en la presión de fondo base para los pozos del patrón, de igual forma en las variables operativas de los pozos, tales como carga y


61

amperaje se refleja el resultado de la inyección de fluidos, estas últimas varían en función de los fluidos desplazados por el sistema de levantamiento.

La variación en las condiciones de extracción en los pozos ha estado relacionada a eventos de bloqueo en los sistemas de levantamiento por alta producción de gas.

Figura 25: Cloruros Patrón 2924

Teniendo en cuenta el contraste de salinidades entre el agua inyectada desde superficie y el agua connata (2000 ppm vs 6000 ppm), la concentración de cloruros se convierte en un trazador natural que facilita el monitoreo del frente de barrido y su avance, de tal forma que en los pozos productores se puede estimar que tanta porción de las aguas producidas corresponden al agua inyectada. Se aprecia una tendencia a la baja en los cloruros en todos los pozos del patrón, esto indica que el proceso tiene efecto y que paulatinamente




el agua va llegando a la cara productora, no se forma abrupta y canalizada como se documenta en algunos casos.

Mantener presiones de fondo constantes y en magnitudes similares en los pozos productores permiten que la distribución del agua en el piloto sea uniforme, ya que por ejemplo si se hacen mayores diferenciales con la bomba de algún pozo, el frente tiene a tomar camino por la ruta de menor esfuerzo y puede generar canalización que a la larga representa perdida en la eficiencia del proceso.

Otra observación que se tiene es que al momento de disminuir los volúmenes inyectados, se tiene incremento de los cloruros y una leve perdida en la presión de fondo.

En la configuración de sarta selectiva se tiene instalado un sistema de medición constante mediante fibra óptica con el que se monitorea la temperatura y presión que permiten estimar las cantidades de agua inyectada por zona, además con la adquisición de datos mediante ILT se calibra la distribución de la inyección por cada arena. [19]

Micro torque (MILT), ésta tecnología se basa en las temperaturas transientes, es decir la transición de las temperaturas registradas a través del tiempo de un estado (Pozo inyectando) a otro estado (Pozo cerrado, estático); y Fibra Óptica (DTS), el cual consiste en caracterizar el transiente que se da entre el periodo de inyección y el periodo de cierre, realizando mediciones de temperatura cada 0.83 ft a lo largo de todo el pozo.

Tabla 8: Acumulado Formulación Inyectada Y Distribución

ILT – DTS

Fibra Óptica

70 60 50 40 30 20

VP [MMbbl ] 2.34 6.15 4.02 8.32 6.19 4.75

Área [acre] 120.05 120.05 120.05 120.05 120.05 120.05

WiCum [Mbbl] 51 1731 20 102 316 468

VPI [fr] 0.021 0.281 0.004 0.012 0.051 0.098

Q real Enero. [bwpd] 0 2553 125 325 1679 1560

Se observa que el flujo de agua es preferencial por las arenas superiores de la unidad productora de acuerdo a su volumen poroso inyectado acumulado, es curioso dado que la concepción histórica relata que la unidad con mayor drenaje ha sido la unida 40, ósea la zona que menor presión tenía antes de iniciar la inyección y la zona con mejores propiedades petrofísicas; este hallazgo lleva a cuestionar la distribución de las reservas de la formación y los supuestos que se tenían previos al proceso.

63

PERFILES DE INYECCIÓN

Figura 26: Perfil de admisión de agua tomado con registro pozo 2925

En el primer registro (MILT) se observa que el agua inyectada tiene su zona preferente en la subunidad 30 (37.6%), seguida 60 (26.1%) y 50 (20.7%).

En el segundo registro (DTS) reportó que su zona preferente es la subunidad 60 (40.9%), seguida 30 (26.9%) y 20 (25%).

Comparando con el ILT del mes de diciembre/2014, estas tecnologías presentan mayor detalle en la distribución de la inyección.

Los caudales reportados para la zona intermedia e inferior, presentan una significativa diferencia entre las dos tecnologías. Este comportamiento puede ser asociado a un




empaque que no hace sello y permite el flujo desde la zona intermedia a la zona inferior. [19]

SEGUIMIENTO POZOS PRODUCTORES: PRODUCCIÓN Y PARÁMETROS DE PRODUCCIÓN

PRODUCTOR 51

Figura 27: Producción de fluidos y parámetros de producción pozo 51

El efecto de la inyección de agua en este pozo se ha evidenciado con un aumento de fluidos a condiciones de extracción constantes, igualmente su comportamiento es muy sensible a los periodos de cierre del pozo inyector.

El pozo 51 produjo en marzo de 2016 un promedio de 947 BFPD (645 BOPD) en días calendario con un corte de agua de 31.9%, y se estima una tasa incremental de crudo de 104 BOPD.

Actualmente el pozo ha perdido comunicación con el sensor. Se recomienda mantener los parámetros actuales de producción para mitigar la irrupción del agua.

Se observa cambios en el soporte de la presión por las paradas de la inyección de agua del pozo 29 durante 19-25 de junio, 6-12 de julio y 1-11 de agosto de 2015 (instalación Sarta Selectiva y bajos caudales de inyección de agua), es importante notar el cambio en la concentración de cloruros en el mes de octubre, lo cual reporta un incremento (6607 ppm), y actualmente registra un valor de 3700 ppm.

Se aprecia el cambio en la tendencia del bsw antes y después de la instalación de la sarta selectiva en el inyector, en la que posterior a su instalación se nota el descenso en el bsw.

65

PRODUCTOR 53


El pozo 53 produjo en marzo de 2016 un promedio de 1755 BFPD (906 BOPD) en días calendario y se estima una tasa incremental de crudo de 576 BOPD. Se tuvo el corte de agua constante con respecto al mes de enero un 48.4 %.

El día 29 de marzo se realizó una prueba de producción, el cual reportaron un promedio de fluidos totales de 1853 BFPD y un caudal de aceite 1029 BOPD. Este pozo ha tenido problemas con el manejo del gas. Se recomienda mantener los parámetros actuales de producción para mitigar la irrupción del agua.

Se realizó un PLT el 27 de junio de 2015, en el cual las curvas de capacitancia y temperatura indican que la arena que está aportando corresponden a los intervalos inferiores 8417-8420’ y 8427-8443’ (20), subunidad por la cual se estima un 13% de la inyección del 29, con base en el ILT de diciembre de 2014.

Se observa cambios en el soporte de la presión por las paradas de la inyección de agua del pozo 29 durante 19-25 de junio, 6-12 de julio y 1-11 de agosto de 2015 (Instalación Sarta Selectiva y bajos caudales de inyección de agua), por lo cual se debe seguir con el monitoreo continuo de los parámetros de producción.




El pozo tiene una pendiente incremental en la pip que registra el sensor y un pico de producción de gas que desciende, esto indica cómo se presuriza el sistema y desplaza la burbuja artificial hacia la zona productora.

PRODUCTOR 54


El pozo 54 produjo en marzo de 2016 un promedio de 3098 BFPD (1195 BOPD) en días calendario, el cual se tuvo un incremento de aceite (728 BOPD) con respecto al mes de febrero, y se estima un incremental de crudo de 362 BOPD, con un corte de agua del 61%.

La producción de hidrocarburo líquido permanece constante a pesar de incrementos en el corte de agua y variación del gas, esto soporta la eficiencia del proceso ya que no se tiene declinación de petróleo, indicando que hay una variación en la declinación inicial incorporando reservas adicionales al recobro final esperado. Posterior a la instalación de sarta selectiva la presión de fondo sube como respuesta a la presurización del sistema.

Se recomienda mantener los parámetros actuales de producción para mitigar la irrupción del agua.

Se observa cambios en el soporte de la presión por las paradas de la inyección de agua del pozo 29 durante 19-25 de junio, 6-12 de julio y 1-11 de agosto de 2015 (Instalación Sarta Selectiva y bajos caudales de inyección de agua), por lo cual se debe seguir con el monitoreo continuo de los parámetros de producción.


67

PRODUCTOR 55


El pozo 55 produjo en promedio 823 BFPD (340 BOPD), con un corte de agua del 58.7%, por lo tanto se observa una reducción de líquidos (1496 BFPD) con respecto al mes de febrero. Para este mes se estimó una producción incremental con respecto a la línea base de 100 BOPD, exhibiendo una respuesta favorable a la inyección.

El día 29 de marzo de 2016 se realizó una prueba de producción, el cual reportaron un promedio de producción de fluidos totales de 2038 BFPD y 1139 BOPD, se observa un incremento considerable de fluidos.

Los incrementos de frecuencia realizados a este pozo en los últimos meses han aumentado el corte de agua, por lo tanto se recomienda mantener los parámetros actuales de producción para mitigar la irrupción del agua.

Se observa cambios en el soporte de la presión por las paradas de la inyección de agua del pozo 29 durante 19-25 de junio, 6-12 de julio y 1-11 de agosto de 2015.

A finales del mes de septiembre y todo el mes de octubre se observa un incremento de PIP y reducción de líquidos, lo cual puede ser un problema mecánico.




PRODUCTOR 56


El pozo 56 produjo en promedio 915 BFPD (571 BOPD), y se calculó una pérdida de tasa incremental de crudo de 51 BOPD, con un corte de agua del 37.6%, Se recomienda revisar los datos de las últimas pruebas de producción.

En el día 29 del mes de marzo de 2016 se tuvo una prueba de producción, dando como resultado un promedio en fluidos totales de 1112 BFPD (720 BOPD), y un BSW de 35.3 %.En los últimos meses se reportó un incremento en la PIP de 600 a 808 psi desde el dia 22 de septiembre hasta el 18 de diciembre, y después del día 18 del mes de diciembre se tuvo un decremento a 551 psi como resultado de la estabilización de la inyección posterior a la instalación de la sarta selectiva.

Se observa cambios en el soporte de la presión por las paradas de la inyección de agua del pozo 29 durante 19-25 de junio, 6-12 de julio y 1-11 de agosto de 2015 (instalación Sarta Selectiva), y comienzos del mes de septiembre se observa que una vez restablecida la inyección, la presión de fondo comienza a recuperarse, y a finales del mes de septiembre y todo el mes de octubre se visualiza incremento en la PIP y en fluidos totales, este efecto es posible por la inyección de agua mejorada; por lo cual se continúa validando la conexión entre los pozos y el efecto secundario.

3.6 Pronostico de inyección

De acuerdo a los resultados obtenidos es claro que la respuesta en presión de fondo, incremento de fluidos y la declinación tienen comportamientos favorables y es posible


69

incrementar la vida del yacimiento incorporando reservas y la vida útil de los sistemas de levantamiento; se prevé expandir la aplicación de inyectores de agua en el campo pero dadas las complicaciones ambientales, legales, sociales y las grandes inversiones requeridas es probable que su expansión no se dé hasta el año 2018.[20]



4. Inyección de agua por flujo cruzado natural

4.1 Generalidades del flujo cruzado natural

El principio de esta técnica radica en el diferencial de presión natural existente entre la formación productora de hidrocarburo y un acuífero activo presente, aprovechando la calidad y compatibilidad del agua de la formación acuífera se habilitan intervalos productores de agua en conjunto con intervalos de la formación interés logrando que mediante el flujo cruzado se inyecten fluidos calientes de forma natural o asistida; con esto se obtienen pilotos de inyección de manera inmediata en cualquier parte del campo sin las implicaciones energéticas, socio ambientales, de facilidades mecánicas, captación/tratamiento de agua y adquisición de materiales que requiere normalmente una estrategia convencional de inyección desde superficie, además de las ventajas que implica inyectar fluidos a mayor temperatura.[21]

4.2 Selección candidato flujo cruzado natural

De acuerdo a los patrones definidos para expansión de inyección de agua convencional, se propone realizar pruebas de flujo cruzado 3 pozos de la zona centro y un pozo de la zona SW con el fin de identificar el comportamiento comparativo entre las dos técnicas.

Actualmente se encuentran en funcionamiento 2 pilotos de inyección mediante flujo cruzado: 2 por flujo natural (zona centro) y 2 por flujo cruzado asistido (1 zona centro, 1 zona SW), el piloto del pozo 207 por inconvenientes de facilidades eléctricas no fue posible iniciar su operación para el momento de los análisis.

71

Figura 32: Mapa estructural con la ubicación de los pozos inyectores mediante flujo cruzado en la zona centro.30

Estos pozos se concentran en la estructura central del campo, por debajo de la zona donde se han encontrado zonas de alto aporte de gas y bajas presiones de yacimiento. Se convirtieron los pozos 60, 59 y se realizó completamiento original del pozo 207, todos estos con un juego de camisa y empaque que permite el flujo cruzado natural desde los intervalos cañoneados de la unidad acuífera hacia la formación productora.

Las presiones de yacimientos registradas durante la operación de cañoneo indican presiones entre 1100 psi y 1300 psi para la unidad saturada de crudo, y entre 3200 psi y 3400 psi para la unidad acuífera con temperaturas promedio de 185 °F y 205°F respectivamente. Estos contrastes de presión y temperatura permiten el flujo cruzado entre las dos unidades.

30 Tomado de Openworks®

Arena productora: 1300psi, 180 °F

Acuífero: 3200 psi, 205 °F



Figura 33: Mapa estructural con la ubicación de los pozos inyectores mediante flujo cruzado asistido en la zona SW.31

En la zona sur se realizó completamiento de flujo cruzado asistido en el pozo SW23 mediante un juego de empaques y camisas en la unidad involucradas. Se instaló sistema de levantamiento electrosumergible que tiene como objetivo tomar el agua de la unidad acuífera e inyectarla a presión de descarga y tasa controlada en la unidad saturada de crudo. Mediante esta configuración se pretende tener control del barrido y del volumen inyectado en la zona.

4.3 Diseño completamiento

Teniendo en cuenta el potencial productivo de agua de la unidad inferior y el estado actual de productividad y presión en el yacimiento productor, se espera que la inyectividad sea alta y que la temperatura tenga un efecto positivo en la relación de viscosidades entre agua y crudo extrapesado. Para la selección del completamiento se tuvo en cuenta que este tuviera una configuración que permita la apertura o cierre de la inyección desde superficie con unidad de slickline, además de un juego de empaques que confinen la unidad receptora de agua y eviten cualquier fuga de agua hacia zonas no deseadas; el completamiento debe contar con un mecanismo de circulación por encima de perforados con el que se puedan realizar circulaciones de fluido en caso de que el crudo extrapesado migre por efectos de back flow y no permita la operación de herramientas de fondo, como el caso de un registro ILT. Deberá contar con una sarta de tubería hasta superficie que permita el cierre en cabeza de tal forma que obligue al flujo de agua a entrar en la unidad de interés. La naturaleza de las aguas de inyección no representa un riesgo en la integridad de los componentes de fondo por no tener presencia de elementos corrosivos en su


Unidad productora: 1400psi, 185 °F

Acuífero: 3250 psi, 210 °F

73

composición, además asegurando el flujo continuo y cerrado en fondo no hay interacción con el oxígeno ambiental presente en un modelo corrosivo. [22]

El estado mecánico tipo del flujo cruzado natural se presenta a continuación:

Figura 34: Estado mecánico representativo de la configuración instalada en los pozos 60, 59.32

La configuración mecánica tipo tiene como objetivo confinar la unidad productora mediante empaques a tope y base de la formación, con un único acceso desde una camisa instalada a profundidad media de perforados; la captación de agua se logra con la tubería abierta que llega hasta el tope de los intervalos habilitados en la unidad inferior, además se cuenta con una camisa por encima del tope de producción que permite realizar operaciones de drenaje y circulación en caso de ser necesario.

32 Estado mecánico cortesía Ecopetrol S.A

1.579,0'

28-oct-10 22-nov-10 1.611,0' MR: 32'

22-nov-10 27-nov-10 9.270' MD 9.082' TVD

E:1.043.354,04 m. N:928.616,94 m. 9.167' MD

Peso (lb/ft) Grado Tope (ft) Zapato (ft) Drift Capacidad

94 K-55 0' 45' 18,935 0,3553

68 K-55 0' 995' 12,259 0.1497Zapato csg 20" @ 47 P-110 0' 8.203' 8,525 0.0732

9 P-110 8.014' 9.265' 6,059 0,0371

Tiro por pie Tope (ft) Base (ft) Tipo Carga Condición Longitud* (ft)

5 8.247' 8.271' SLB 4 1/2" 5 SPF, Pure, DP ACTIVO 24'




Zapato csg 13-3/8" @ 5 8.406' 8.419' SLB 4 1/2" 5 SPF, Pure, DP ACTIVO 13'





12 9102' 9.110' POWER JET HMX 4512 ACTIVO 8'

12 9124' 9160' POWER JET HMX 4512 ACTIVO 36'

272'

Longitud (ft) Desde Hasta

32,00 0,00 32,00

1,00 32,00 33,00

8.082,68 33,00 8.115,68

4,188.115,68 8.119,86

30,80 8.119,86 8.150,66

0,888.150,66 8.151,54

30,86 8.151,54 8.182,40

0,82 8.182,40 8.183,22

10,81 8.183,22 8.194,03

0,82 8.194,03 8.194,85

185,02 8.194,85 8.379,87

0,83 8.379,87 8.380,70

3,878.380,70 8.384,57

0,81 8.384,57 8.385,38

461,38 8.385,38 8.846,76

0,83 8.846,76 8.847,59

13,50 8.847,59 8.861,09

31,11 8.861,09 8.892,20

1,07 8.892,20 8.893,27

31,43 8.893,27 8.924,70

5,40 8.924,70 8.930,10

9270 FT MD

9082 FT TVD

Float collar @ 9179' Inclinación = 1,60º Azimut = 295,90º DLS= 0.65º

Zapato 7"@ 6265'

Profundidad Final @

9.270' MD

9.082' TVD

INFORMACIÓN GENERAL

Pozo: 60 Elevación del Terreno

Fecha Perforación Elevación Mesa Rotaria

Fecha Completamiento Profundidad Perforada

Coordenadas Gauss superficie Profundidad Actual

REVESTIMIENTOS

TVD M D Casing Diámetro

45' Liner 7"

INTERVALOS RE-CAÑONEADOS

Fecha Formacion

Form

ación

Gua

yabo

Supe

rior -

1960

'

SUP SUP Conductor 20"

Superficie 13 3/8"

Intermedio 9 5/8"

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

T2

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

Form

ación

Carb

oner

a

ARS

SUP

1.960' 1.960' 995' 03-17-2013

24-dic-15

HERRAMIENTAS EN EL POZO

K2

LUTI

TA E

3.320' 3.336' 23-dic-15 K2

PMP 8.387 TOTAL perforados ACTIVOS:

3.619' 3.647' SARTA DE PRODUCCION

UNID

AD C

1 Descripción

Altura de la Mesa Rotaría

TUBING HANGER FP-TC--ES-CL 11 X 3 1/2" EU S/N 15-011582, P/N:341008363. (NEW)

263 jts de Tubería, 3-1/2" EU, N-80, Box x Pin, OD:4.5", ID:2.992", (New)

A CA

RBON

4.125' 4.174'

2.812"Sliding Sleeve model CD-6000 F profile , 3-1/2" eue Box x Pin (Open Open↓-

Close↑Shifting Tool Mod: B) H810002800 (cerrada)Junta Tubería, 3-1/2" EU, N-80, Box x Pin, OD:4.5", ID:2.992", (New)

Seating Nipple 2.75"R, 3-1/2"EU Box x Pin & blanking, OD:4.2", ID:2.75". S/N H80155R275STD.

(New)

4.125' 4.174'

6 Junta Tubería, 3-1/2" EU, N-80, Box x Pin, OD:4.5", ID:2.991"

X-Over Sub, 3-1/2" EU Box x 2-7/8" EU Pin, OD:4.5", ID:2.441". P/N: H299894684 . (New)

2.312" Sliding Sleeve model CD-6000 BX Profile, 2-7/8" EU Box * Pin Open↓-Close↑ Shifting B

P/N H810002300 (abierta)

Crossover Sub, 2-7/8" EUE Box x 3-1/2" EUE Pin P/N H299894684

15 Junta Tubería, 3-1/2" EU, N-80, Box x Pin, OD:4.5", ID:2.9912"

4.750' 4.822' X-Over Sub, 3-1/2" EU Box x 2-7/8" EU Pin, OD:4.5", ID:2.441". P/N H299894470(New)

Junta Tubería, 3-1/2" EU, N-80, Box x Pin, OD:4.5", ID:2.991", (New)

Crossover Sub, 3-1/2" EUE Box x 2-7/8" EUE Pin P/N H299894470

Twin Seal Packer , 7" 29#/ft , 2-7/8"eue box x pin. 30,000 lbs Shear wire P/N H785400063

Crossover Sub, 2-7/8" EUE Box x 3-1/2" EUE Pin P/N H299894684 (New)

1 Junta Tubería 2-7/8" EU Box x Pin, OD:2.88", ID:2.441" (New)

1 Mule Shoe 2-7/8" EU Box, OD:2.88", ID:2.441" (New)

UNID

AD C

2

Twin Seal Packer , 7" 29#/ft , 2-7/8"eue box x pin. 30,000 lbs Shear wire P/N H785400063

1 Junta Tubería 2-7/8" EU Box x Pin, OD:2.88", ID:2.441" (New)

Seating Nipple 2.25"R, 2-7/8"eue Box x Pin, OD:3.5", ID:2.25". P/N:H80155R225STD. (New)

SISTEMA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Motor Eléctrico

Variador

OBSERVACIONES

UNID

AD T

1

7.218' 7.384' Ultimo Trabajo: 17-27 Dic 2015 (Conversión a Inyector) Descargó pozo quemando gas a la TEA hasta THP=CHP= 0PSI. Retiró cabezal PCP, tensionó sarta de varil las con 40 KLBS.

Realizó Pulling de sarta de varil las de 1 1/4" x 1 1/8" con rotor 41-3400 UND en buenas condiciones. Circuló a la estación con agua caliente hasta retornos l ibres de crudo

(800 BLS). Tensionó sarta con 100 KLBS y continuó sacando equipo PCP hasta superficie quebrando tubería a los Rack's (200 jtas). Verificó BHA PCP en buenas condiciones.

Armó y bajó BHA #1, broca TRC 8 1/2" + Scraper CSG 9 5/8", hasta tope de Liner @8014' sin restricción. Armó y bajó BHA #2, cuello dentado + Scraper Csg 7" hasta 9156' (23'

de fondo). Circuló en reversa a la estación con 1100 BLS de agua caliente. Sacó BHA #2 hasta superficie parando tubería a la torre. Armó unidad de Wire Line de SLB, bajó

Dummy Run + CCL hasta 9163'. Con cargas Power Jet HMX 4512 perforó los intervaloa de K2 9102' - 9110' y 9124' - 9160' a 12 TPP. Armó BHA de inyección y bajó con tubería 3

1/2" EU en sencillos midiendo y calibrando desde 833' hasta hasta 8950'. Realizó pruebas de integridad de tubería con 1000 PSI, OK. Pescó N-Test Tool 2.75"con Slick Line.

Correlacionó sarta con Wire Line y dejó en posición. Bajó y asentó Standing Valve 2.25". Asentó en tándem empaques Twin Seal. Retiró mesa con herramientas + BOP's e

instaló sección "C" y probó con 2000 PSI, OK. Abrió camisa 2.81"F y cambió fluido del anular por agua inhibida. Cerró camisa 2.81"F y verificó cierre, abrió camisa de

inyección 2.31" BX. Verificó apertura. Pescó Standing Valve 2.25" R. Liberó T126 a las 2:30pm del 27 de diciembre.

UNID

AD E

3

6.734' 6.880' Tipo de Bombeo N/A

Marca

Drive Head

Accesorios no recuperados: Todos los accesorios instalados en el anterior servicio se recuperaron en el Pulling de diciembre de 2015.

Accesorios instalados: No se instalaron.

Peso sarta de Tubería incluido bloque: 80 Klbs ↑ ↓70 Klbs + 10Klbs sobre empaques.

28 de diciembre de 2015Actualizó: BEYMAR GONZÁLEZ S. Fecha Actualización:

Form

ación

Gua

dalup

e sup

erior

LUTI

TA E

4 7.393' 7.564' 1.) Tree Cap 5-1/8"-3M x 5-1/2" LTC S/N 15-011614

2.) Swab Valve 5-1/8"-3M R-41 FEPCO S/N FY1410051

3.) Wing Valve 5-1/8"-3M R-41 FEPCO S/N SY1410027

4.) Studded Cross 5-1/8"-3M R-41 FEPCO

K1

SUPE

RIOR 8.345' 8.527'

K1

INFE

RIOR

8.667' 8.856'

Ultimo survey @

K2 M

ASIV

O 8929' 9117'

TVD M D

9.082' 9.270'

UNID

AD T

2

8.020' 8.198' 5.) Master Valve 5-1/8" 3M R-41 FEPCO S/N SY1410036

6.)Tubing Head Adapter 11" 5K R54 FEPCO. S/N 15-011608 P/N 364315906

7.) Tubing Head Spool 13-5/8" 3M R-57 a 11" 5M R-54 FEPCO.

8.) Casing Head 13-5/8" 3M R-57.

8247-8271

8277-8371

8376-83788380-8390

8406-8419

8426-84378446-8474

8477-8479

8482-8526

Unidad T-2Recañoneada

Tope de liner de7"-29# @ 8014 ft

Zapato de casing de9 5/8"-47# @ 8203 ft

9102'-9110'

9124'-9160'Unidad K-2Cañoneada

Último fondo Dic 20159163' WL (9156' medida tubería)



Esta configuración permitirá el flujo continuo desde una formación a la otra, asegurando integridad y facilitando la toma de registros que permitan identificar la influencia de la inyección; presenta limitaciones en cuanto a control de flujo pero en esta etapa del piloto el objetivo es solo validar la fenomenología. Inicialmente los pozos se encuentran completados únicamente en la unidad de aceite y es necesario abrir la fuente de agua, en el caso de los pozos de flujo cruzado, este cañoneo se realiza con tecnología de alta penetración, 12 tiros por pie y underbalance dinámico y estático que ofrecen mayor conectividad entre el interior del pozo y los fluidos de la formación, además el desbalance permite el flujo de solidos producto de las reacciones térmicas y destructivas del cañoneo haciendo que los canales de flujo estén más limpios en comparación con tecnología convencional, esta validación se realizó en los trabajo de workover del campo realizados entre 2012 y 2016, donde se mejoró la tasa incremental de aceite mediante el uso de estas tecnologías.[23]. El estado mecánico tipo del flujo cruzado asistido se presenta a continuación:

Figura 35: Estado mecánico representativo del flujo cruzado asistido.33


1.579,0'

28-oct-10 22-nov-10 1.611,0' MR: 32'

22-nov-10 27-nov-10 9.270' MD 9.082' TVD

E:1.043.354,04 m. N:928.616,94 m. 9.167' MD

Peso (lb/ft) Grado Tope (ft) Zapato (ft) Drift Capacidad

94 K-55 0' 45' 18,935 0,3553

68 K-55 0' 995' 12,259 0.1497Zapato csg 20" @ 47 P-110 0' 8.203' 8,525 0.0732

9 P-110 8.014' 9.265' 6,059 0,0371

Tiro por pie Tope (ft) Base (ft) Tipo Carga Condición Longitud* (ft)





Zapato csg 13-3/8" @ 5 8.406' 8.419' SLB 4 1/2" 5 SPF, Pure, DP ACTIVO 13'





12 9102' 9.110' POWER JET HMX 4512 ACTIVO 8'

12 9124' 9160' POWER JET HMX 4512 ACTIVO 36'

272'


32,00 0,00 32,00

-2,00 32,00 30,00

0,94 30,00 30,94

8.048,82 30,94 8.079,76

6,19 8.079,76 8.085,95

4,32 8.085,95 8.090,27

6,19 8.090,27 8.096,46

30,78 8.096,46 8.127,24

0,82 8.127,24 8.128,06

30,70 8.128,06 8.158,76

3,46 8.158,76 8.162,22

0,85 8.162,22 8.163,07

1,65 8.163,07 8.164,721,76 8.164,72 8.166,48

3,03 8.166,48 8.169,51

31,26 8.169,51 8.200,77

0,82 8.200,77 8.201,59

31,03 8.201,59 8.232,62

6,17 8.232,62 8.238,79

9,40 8.238,79 8.248,197,71 8.248,19 8.255,90

31,05 8.255,90 8.286,95

8,18 8.286,95 8.295,13

9,37 8.295,13 8.304,50

3,51 8.304,50 8.308,01

31,07 8.308,01 8.339,08

6,23 8.339,08 8.345,31

9,37 8.345,31 8.354,685,80 8.354,68 8.360,48

30,07 8.360,48 8.390,55

6,12 8.390,55 8.396,67

1,7 8.396,67 8.398,37

3,30 8.398,37 8.401,6719,16 8.401,67 8.420,83

9,35 8.420,83 8.430,185,61 8.430,18 8.435,79

30,70 8.435,79 8.466,49

6,10 8.466,49 8.472,59

9,35 8.472,59 8.481,945,74 8.481,94 8.487,68

31,24 8.487,68 8.518,92

6,15 8.518,92 8.525,07

9,36 8.525,07 8.534,4322,37 8.534,43 8.556,80

1,70 8.556,80 8.558,50

3,30 8.558,50 8.561,8015,29 8.561,80 8.577,09

3,87 8.577,09 8.580,9614,13 8.580,96 8.595,09

0,81 8.595,09 8.595,9031,01 8.595,90 8.626,91

0,57 8.626,91 8.627,48

31,15 8.627,48 8.658,63

0,54 8.658,63 8.659,17

0,85 8.659,17 8.660,02

23,53 8.660,02 8.683,55

23,53 8.683,55 8.707,08

23,53 8.707,08 8.730,61

0,92 8.730,61 8.731,535,56 8.731,53 8.737,09

5,56 8.737,09 8.742,65

21,41 8.742,65 8.764,06

21,38 8.764,06 8.785,44

1,84 8.785,44 8.787,28

0,43 8.787,28 8.787,71

9270 FT MD

9082 FT TVD

Float collar @ 9179' Inclinación = 1,60º Azimut = 295,90º DLS= 0.65º

Zapato 7"@ 6265'

Profundidad Final @

9.270' MD

9.082' TVD

Revisado: José Chaves V.

K2 M

ASIV

O 8929' 9117'

TVD M D

9.082' 9.270'

Ultimo survey @

8.020' 8.198' 5.) Master Valve 5-1/8" 3M R-41 FEPCO S/N SY1410036

6.)Tubing Head Adapter 11" 5K R54 FEPCO. S/N 15-011608 P/N 364315906

7.) Tubing Head Spool 13-5/8" 3M R-57 a 11" 5M R-54 FEPCO.

SISTEMA BIW (NUEVO)

15 de enero de 2017Actualizó: ODAYR GUERRERO TORRES Fecha Actualización:

UNID

AD T

1

7.218' 7.384' Ultimo Trabajo: 4-15 Ene 2017 (Rediseño Dump Flood Selectiva): Recibió T-15 a las 03:00 hrs del 05 de Enero de 2017. Registró presiones SITP y SICP: 0. Retiró árbol, instaló BOPs y

armó mesa. Desasentó empaques, desconectó tubing hanger + landing joint. Abrió camisa de 2.31" con unidad SL de Lupatech. Circuló en directa con 550 lbs de agua, realizó pulling a

la sarta Dump Flood, recuperó en superficie 2 empaques Twin Seal evidenciando buenas condiciones en las gomas y en las cuñas. Armó BHA No. 2 de acondicionamiento de liner de 7"

con broca de 6" y Multiback de 7", corrió con DP de 3 1/2" NC38 hasta 9163 ft (fondo), sin restricción en el tope del l iner, reciprocó cada junta durante todo el l iner de 7". Circuló en

reversa 760 bls de agua. Sacó BHA No. 2 a superficie, no se observó sólidos ni metal en los magnetos del Multiback, no se observó marcas en el BHA que indicaran alguna irregularidad

en el pozo. Acopló EBES de Baker: 1 sensor + 2 motores + 2 sellos + 3 bombas + descarga dual + descarga convencional, continuó acoplando sarta Dump Flood Selectiva con 2 empaques

DLESP 7" + 1 empaque Twin Seal, espaciados adecuadamente y con 6 mandriles para inyección. Corrió EBES (Baker) + Sarta Dump Flood Selectiva (Baker) con tubing de 3 1/2" EUE desde

706 ft hasta 8789.71 ft. Correlacionó profundidad con GR-CCL encontrando 0.5 ft de diferencia entre tally y registro de calidad de cemento de 24/11/2010. Posicionó sarta 2' arriba del

THS y sentó empque Twin Seal @ 8163.07 ft y 8166 ft con 3500 psi, sentó sarta dejando empaque con 18 Klbs de peso, sentó 2 empaques DLESP de 7" @ 8398.37 ft y 8558.5 ft con 3200

psi. Desplazó fluido del anular con 600 bls de fluido inhibido. Retiró mesa y BOPs, instaló árbol de inyeccion. Liberó T-15 a las 20:00 hrs del 15 de Enero de 2017. Lupatech instaló

Válvulas Reguladores de Flujo en los Mandriles 1 a 6 asi: VRF # 1 Orificio 0.265 BPD 770 S/N # 008998-02 Latch # 008878-05, VRF # 2 Orificio 0.281 BPD 925 S/N # 008970-20 Latch #

008878-06, VRF # 3 Orificio 0.312 BPD 1110 S/N # 008970-27 Latch # 008878-16, VRF # 4. Serial lach: MO: 008878-11 - Orificio: 0,343" - BPD: 1360, VRF # 5 - Orificio 0.250 - Bpd 705 - sn

# 008970-32 - latch # 008878-15 y VRF # 6 - Orificio 0.312 - Bpd 1110 - sn # 008970-28 - latch # 008878-12.

Accesorios no recuperados: Todos los accesorios instalados en el anterior servicio se recuperaron.

Accesorios instalados: BHA BES: Se instala 5 protectores MLE y 33 superbandas hasta Check valve.

BHA Completamiento: TOTAL de: 3 superbandas, 22 mid joint de 2 7/8, 11 overcoupling de 2 7/8, 2 mid joint de 3 ½ y 2 overcoupling de 3 ½ , en la tubería de 3 1/2" EU se instalaron un

total de 261 overcoupling de 3 ½, 261 mid joint de 3 ½ Y 5 superbandas en el landing joint.

Peso sarta incluido bloque: 107 Klbs ↑ ↓100 Klbs. Peso BHA: 10Klbs. Peso Bloque: 5 Klbs

UNID

AD E

3

Form

ación

Guad

alupe

supe

rior

LUTI

TA E

4 7.393' 7.564' 1.) Tree Cap 5-1/8"-3M x 5-1/2" LTC S/N 15-011614

2.) Swab Valve 5-1/8"-3M R-41 FEPCO S/N FY1410051

3.) Wing Valve 5-1/8"-3M R-41 FEPCO S/N SY1410027

4.) Studded Cross 5-1/8"-3M R-41 FEPCO

UNID

AD T

2K1

SU

PERI

OR 8.345' 8.527' LPT: S/N 319126, PENETRADOR: S/N 324878, UPT: S/N 324879

K1

INFE

RIOR

8.667' 8.856'

Marca Baker Hughes

Cable(95') MLE AWG # 5 SOL FLAT BHI S/N 14092543 + (77´) AWG # 2 SOL FLAT CAP 3/8 BHI Reel 85-49775 + (130´) AWG # 2 SOL FLAT CAP 3/8 Reel 85-49775 +

(205´) AWG # 2 SOL FLAT CAP 3/8 Reel 78-350001 + (8101') AWG # 2 SOL FLAT CAP 3/8 BHI Reel 85-59234

Motor Eléctrico Motor Lower Serie 450 XPLX / 165 HP / 1270V / 84A (Nuevo) + Motor Upper Seri 450 XPUX / 165 HP / 1270V / 84A (Nuevo)

SISTEMA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL6.734' 6.880' Tipo de Bombas 3 Bombas Serie 400 PMHVSSD H6 / 72 stg P-60 (Nuevas)

Variador

OBSERVACIONES

Sello Lower Serie 400 FSB3GDB LT H6 P/N C326258 S/N 14146741 (Nuevo)

Motor Upper Seri 450 XPUX / 165 HP / 1270V / 84A P/N C10468006 S/N 14144512 (Nuevo)

Motor Lower Serie 450 XPLX / 165 HP / 1270V / 84A P/N C334685 S/N 14144513 (Nuevo)

Sensor Well Lift H serie 450 P/N HOJO379700 S/N 205-07444 (Nuevo)

Centralizador BHI Serie 450 (Nuevo)

Descarga Dual Serie 400 DUAL HV (Presión de Descarga) (Nuevo)

Bomba Upper Serie 400 PMHVSSD H6 / 72 P-60 P/N C023043904 S/N 14144769 (Nuevo)

Bomba Medium Serie 400 PMHVSSD H6 / 72 P-60 P/N C023043904 S/N 14144768 (Nuevo)

Bomba Lower Serie 400 PMHVSSD H6 / 72 P-60 P/N C023043904 S/N 14144767 (Nuevo)

Intake Serie 400 FPHVINTXSSD P/N C314779 S/N 14149388 (Nuevo)

Sello Upper Serie 400 FSB3GDB ASP HL PFS H6 P/N C311347 S/N 14146738 (Nuevo)

1 Junta de Tubing 2 7/8" EUE box x pin (Nuevo)

Check Valve 2 7/8" EUE 8 RD (Nuevo)

1 Junta de Tubing 2 7/8" EUE box x pin (Nuevo)

Descarga Serie 400 FPDIS HV 2 7/8" EUE 8RD (Nuevo)

Side Pocket Mandrel BGLO-1.5"2-7/8" EUE Box x Pin P/N 869629999 S/N 19447-03 (Nuevo)

4 Pup Joints 2-7/8" 6.5# lb/ft EU N-80 (Nuevo)

DLESP PKR 26-32# Gomas Arriba P/N 10495588 S/N 4508706148-1 SN 004 (Nuevo)

DLESP PKR 26-32# Gomas Abajo (Nuevo)


2.312"Sliding Sleeve BX profile , 2-7/8" EU Box x Pin P/N H810002300 (ABIERTA) (Nuevo)


UNIDA

D C 2

Pup Joint 2-7/8" 6.5# lb/ft EU N-80 (Nuevo)

Tubing Joint 2-7/8" 6.5# lb/ft EU N-80 (Nuevo)








DLESP PKR 26-32# Gomas Arriba P/N 10495588, S/N 4508706148-1 SN 004(Nuevo)

DLESP PKR 26-32# Gomas Abajo (Nuevo)





Seating Nipple 2.25"R, 2 7/8" EU Box x Pin P/N H80155R225STD S/N 4508709597 (No-go: 2.197")(Nuevo)


4.750' 4.822' Pup Joint 2-7/8" 6.5# lb/ft EU N-80 (Nuevo)




Pup Joint 2-7/8" 6.5# lb/ft EU N-80 (Nuevo)A CA

RBON

4.125' 4.174' Pup Joint 2-7/8" 6.5# lb/ft EU N-80 (Nuevo)


F 2.31"Seating Nipple 2-7/8"EUE P/N H80150F231STD (Nuevo)

4.125' 4.174'





UNID

AD C

1 Pup Joint 2-7/8" 6.5# lb/ft EU N-80 (Nuevo)

CENTRO DE GOMAS ARRIBA

TWIN SEAL PKR 7"29 #Middle Element Lower To Middle Element Up P/N N785400015 S/N 105546626 (Reparado)

CENTRO DE GOMAS ABAJO

Pup Joint 3-1/2" 9.30 lb/ft, EU N-80 (Nuevo)

2.750"Sliding Sleeve F profile , 3-1/2" EU Box x Pin P/N H810002808 SN 005 (CERADA) (Nuevo)

Pup Joint 3-1/2" 9.30 lb/ft, EU N-80 (Nuevo)

Tubing Joint 3-1/2" 9.30 lb/ft, EU N-80 (Re-run) 2a corrida

Crossover Sub, 3-1/2" EUE Box x 2-7/8" EUE Pin (Nuevo)

3.619' 3.647' Tubing Joint 2-7/8" 6.5# lb/ft EU N-80 (Nuevo)

T2

TOTAL perforados ACTIVOS:

SARTA DE INYECCION

Descripción

Altura de la Mesa Rotaría

K2

T2

Form

ación

Carbo

nera

ARS

SUP

1.960' 1.960' 995' 03-17-2013

24-dic-15

Slack off 18 Klbs (2')

TUBING HANGER FP-TC--ES-CL 11 X 3 1/2" EU S/N 15-011582, P/N:341008363. (Re-run)

262 jts de Tubería, 3-1/2" EU, N-80, Box x Pin, OD:4.5", ID:2.992", (Re-run) 2a corrida

LUTI

TA E

3.320' 3.336' 23-dic-15 K2

PMP 8.387

T2

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

03-17-2013

INTERVALOS RE-CAÑONEADOS

Fecha Formacion

Form

ación

Guaya

bo

Supe

rior -1

960'

SUP SUP Conductor 20"

Superficie 13 3/8"

Intermedio 9 5/8"

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

03-17-2013 T2

03-17-2013

Coordenadas Gauss superficie Profundidad Actual

REVESTIMIENTOS

TVD M D Casing Diámetro

45' Liner 7"

ECOPETROL S.A. - Superintendencia de Operaciones


Pozo: 60 Elevación del Terreno



8406-84198426-8437

8446-84748477-8479

8482-8526


Tope de liner de7"-29# @ 8014 ft

Zapato de casing de9 5/8"-47# @ 8203 ft

9102'-9110'

9124'-9160'Unidad K-2Cañoneada

Último fondo Ene 20179163' medida tubería)


8247-8271

8277-8371

8376-83788380-8390

Intake @8731.53' MD.

75

4.4 Monitoreo y resultados

Por tratarse de un sistema de inyección de agua con una modificación en la captación y disposición, las variables de monitoreo son las mismas que un piloto convencional a diferencia que en este caso se presenta dificultad para monitorear en tiempo real las variables fisicoquímicas del agua a inyectas así como su perfil de flujo.

Los pozos del patrón tienen en su completamiento sensores de presión y temperatura que muestran minuto a minuto el comportamiento de la productividad del pozo y las variables operativas del sistema de levantamiento, estas serán el primer indicativo del efecto del barrido del agua en el sector.

Con un cronograma de pruebas de producción definido se medirá el desempeño incremental de fluidos del piloto que finalmente es el fin último del proceso ya que mediante el soporte de presión dado, las bombas de subsuelo tendrán la capacidad de drenar los fluidos producidos por las arenas. Es necesario resaltar que en promedio estos pozos se han profundizado 1000ft por año desde el inicio de su vida productiva y que al momento de su inyección la declinación de la presión era evidente. A pesar de estas condiciones, por tratarse de un campo en desarrollo primario, los pozos son sometidos constantemente a incrementos de frecuencia, trabajos de reacondicionamiento, mejora en sistemas de subsuelo y estimulaciones matriciales que permiten amortiguar la declinación natural. [24]

Tabla 9: Programa de monitoreo y seguimiento piloto flujo cruzado




Diario






El piloto de mantenimiento de presión inició inyección de agua con el pozo 59 el día 17 de Diciembre del 2015 en flujo cruzado sin asistencia de bomba; el SW23 el día 18 Diciembre del2015 con 480 BWPD con bomba BES de fondo apagada; el pozo 207 el 25 de Diciembre del 2015 con bomba apagada y el 60 el 27 de Diciembre en flujo cruzado sin asistencia de bomba.



A continuación se presentan los hallazgos representativos con los que se identificó el impacto de la inyección en la producción de fluidos de los pozos piloto.

PATRON DEL POZO INYECTOR 59

Se realizó intervención al pozo 59 (4-15 diciembre 2015) y habilito a inyección por flujo cruzado natural. Su operación afectara los siguientes pozos: 35, 109, 162, 108 y 45.

En el pozo 59 se habilitaron los intervalos 9381’-9421’ para un total de 40 ft de la formación

acuífera.

Figura 36: Pozos de primera y segunda línea de influencia del inyector 59.34

Los pozos conectados mediante línea roja son los afectados en el frente de inyección de manera directa, ósea los inmediatamente aledaños al pozo inyector; los conectados mediante líneas verdes se ubican detrás de los afectados principalmente y es en estos donde se esperan reacciones tardías del proceso, todos estos cuentan con monitoreo de presión y temperatura de fondo así como de las cargas en el sistema de subsuelo que se traducen en incremento o decremento de fluidos.

El pozo ha drenado un total de 460.000 Bls de fluido total, en su mayoría se estima de las arenas 30 y 40 por sus propiedades petrofísicas medidas a partir de registros eléctricos como se muestra a continuación:


77

Figura 37: Registros eléctricos del pozo 5935

De acuerdo a esto se espera que para que inicie un periodo de afectación en la presión de fondo, se debe como mínimo reemplazar el volumen drenado y así iniciar el empuje de fluidos.

La petrofísica del registro se evaluada de la siguiente forma: [25]

En el primer track aparece en amarillo la litología correspondiente a arena y en negro lo correspondiente a arcilla, en este caso shale. Entre más a la izquierda se situé la medición, mayor porcentaje de arena limpia se encuentra. Como se puede observar los intervalos completados corresponden arenas limpias y masivas con intercalaciones mínimas de shale, esto representa unidades hidráulicas con gran conectividad horizontal y vertical.




Continuando con el análisis petrofísico, se tienen en el track número 5 y 6 la permeabilidad absoluta calculada a partir de algoritmos basados en la resistividad y que se han ajustado con datos de núcleo. Esto quiere decir que las zonas con mayor apertura “tipo mariposa” son las más permeables donde se espera mejor movilidad de fluidos. Se tiene que para el tope de la estructura la permeabilidad es baja. Los valores de permeabilidad oscilan entre 800 mD en la parte con menores propiedades hasta 5000 mD en las zonas con mejores propiedades.

Los tracks 3 y 4 representan las medidas de resistividad media, profunda y somera que al final son la base para identificar la presencia de hidrocarburos y su saturación en la roca, para el caso de los pozos del piloto, y en general del campo, se tiene que la columna de hidrocarburos está presente en la totalidad de la arenisca, no se ha identificado un contacto agua aceite ni pierna de gas natural.

En resumen el pozo inyector tiene propiedades petrofísicas excepcionales y dada su condición de presión y temperatura, la expectativa de funcionamiento del piloto es alta.

De acuerdo a sus propiedades petrofísicas y de fluidos, se diseña un esquema de inyección mediante análisis nodal con el fin de identificar los requerimientos de material y accesorios, además de estimar la cantidad de fluidos que interactuara durante el proceso. A continuación se presenta el diagrama de inyección por flujo natural para el pozo 59:

Figura 38: Diagrama del sistema de inyección en flujo natural36

De acuerdo a la simulación, se pueden manejar tasas de extracción de 2986 BFPD con presiones de inyección de 2731 psi (el nivel de fluido se encontró a 1600 ft de acuerdo a

36 Análisis nodal en pipesim®

79

Ilt). Se estima una productividad de la unidad cargada de agua del orden de 15 bapd/psi. [27]

Como la producción del agua se realizará naturalmente, se requiere instalar un dispositivo mecánico para controlar el volumen a circular. El análisis nodal se muestra en la siguiente imagen:

Gráfica 4: Curva Inflow-Outflow de la unidad (Productor de agua)37

El índice de inyectividad de la unidad receptora según las propiedades petrofísicas es de 4 Bls/Psi, el análisis nodal se muestra en la siguiente imagen:

Gráfica 5: Curva Ouflow-Inflow de la unida receptora (Inyector)38

De acuerdo al análisis nodal, se pueden obtener tasas de inyección de 2986 Bls con una presión de 2731 psi.

37 Análisis nodal en pipesim® 38 Análisis nodal en pipesim®



El pozo inicio operaciones se cuenta desde el 15 de diciembre de 2015, momento en el que finaliza su conversión a inyector y se habilita la inyección a través de sus camisas.

Para el seguimiento del efecto de la inyección de agua se tiene como parámetro de seguimiento el incremento en la presión de intake de los sistemas instalados en los pozos vecinos, ya que al inyectarse fluidos en un medio subsaturado (100% líquido) se comprime este y se refleja en incrementos de la presión de yacimiento. A continuación se presenta el seguimiento de los pozos donde se detectó variación de la pip:

PRIMERA LINEA:

Se tienen como pozos de primera línea los inmediatamente vecinos al inyector: 27, 162, 45, 108, 35, 109.

El pozo 45 actualmente no se encuentra operativo por tener restricción mecánica “pescado” en fondo, no tiene datos de fondo ni medición de niveles motivo por el cual no se incluye en este análisis.

El pozo 27 comparte patrón con el pozo 60 del cual es más cercano; se incluye dentro del análisis del patrón del 60.

PRODUCTOR 35

Gráfica 6: Parámetros pozo 35 y comportamiento inicial de presión de fondo.39


81

En este pozo la evidencia de la inyección De acuerdo a la variación es el pozo que representa un impacto claro de aumento de la presión de yacimiento.

Por un lado la disminución en sus cloruros desde 6400 ppm hasta 2450 ppm, indica que el frente de agua impacto en su producción de fluidos, además el corte de agua se incrementó desde 14% al 32% y la producción de agua en 947 bls, todo representado en un incremento de 556 bppd en la producción de petróleo.

Se debe tener en cuenta que este pozo ha sido drenado a altos diferenciales y que sus condiciones de alta productividad hacen que su radio de drenaje pueda estar interferido desde tiempos tempranos por la inyección. Se destaca que la pip antes de iniciar el flujo cruzado se mantenía estable por los 450 psi y que su inclinación paulatina lo estabiliza por los 880 psi, una variación considerable para el pozo tiempo de inyección en el patrón.

La preferencia al flujo y posible irrupción de agua puede estar asociada a que los altos volúmenes extraídos (1’193,556 bppd vs 680.000 bppd plan), y su alto drawdown (>1000 psi) invadan el radio cercano del frente de inyección y estimule canales preferentes hacia las arenas abiertas en el pozo.

Teniendo en cuenta la rapidez de la respuesta en la presión de fondo y producción de fluidos, pasando de 1800 bppd hasta 2600 bppd en menos de un mes y alrededor de 450 psi gananciales en la presión de fondo, se obtuvo un pico en la producción de petróleo e inmediatamente la relación agua aceite sube disminuyendo la producción de aceite hasta valores iniciales o menores.

Estos argumentos son suficientes para posteriormente cerrar la camisa inyectora, se observa respuesta inmediata en la presión de fondo y posterior estabilización de fluidos y relación de agua producida hasta valores basales.

Para finales del mes de marzo, a pesar de que la camisa de inyección del pozo 59 se encuentra cerrada, parece tener efecto secundario del pozo inyector 60 del cual forma parte de la segunda línea y que para el momento del análisis tiene camisas abiertas.



PRODUCTOR 162

Gráfica 7: Parámetros pozo 162 y comportamiento inicial de la presión de fondo.40

En este pozo aún no se observa variación en sus cloruros, pero si un incremento de 174 bls iniciales en su producción de hidrocarburos (274 bppd estabilizado) y 124 psi iniciales en su presión de intake (507 psi estables). En el grafico se observa como la presión de admisión aumenta desde 500 psi hasta 940 psi en función de la inyección cruzada, fenómeno que se puede extrapolar a condiciones de yacimiento. A pesar de su cercanía con el bloque acacias y con la zona acuífera del norte, este no presenta incremento en el corte de agua indicando así que este comportamiento obedece a un mecanismo de re presurización del yacimiento más que al avance del acuífero. A pesar de no contar con variación en su concentración de cloruros, la tendencia incremental se asocia a la apertura de camisa del pozo inyector, ya que después de su cierre es evidente como decrecen por


83

encima de los valores iniciales, este comportamiento se relaciona con la influencia del inyector 60 con el cual comparte influencia de primera línea.

PRODUCTOR 108


Este pozo de primera línea del patrón del inyector 59, presenta medición de fluidos antes y después del flujo cruzado, se tienen 77 bppd adicionales y alrededor de 350 psi incrementales que mejoran las condiciones de flujo del sistema productivo sin incrementar su bsw. La preferencia al flujo y posible irrupción de agua puede estar asociada a que los altos volúmenes extraídos (796,751 bppd vs 680.000 bppd plan, y su alto drawdown (>1000 psi) invadan el radio cercano del frente de inyección y estimule canales preferentes hacia las arenas abiertas en el pozo.




Posterior al cierre del 59 se evidencia caida de la PIP a 468 PSI. Esto indica la influencia que estaba realizando el pozo inyector.

PRODUCTOR 109


Este pozo de primera línea del patrón del inyector 109, presenta medición de fluidos antes y después del flujo cruzado, se tienen 274 bppd adicionales y alrededor de 507 psi incrementales que mejoran las condiciones de flujo del sistema productivo sin incrementar su bsw. Al igual que en pozos anteriores se observa la tendencia basal posterior al cierre del pozo inyector.


85

SEGUNDA LINEA

Los pozos de segunda línea corresponden a los pozos inmediatamente anteriores a los pozos de primera línea: 43, 08, 74, 73, 163, 160, 161, 116. En estos se hará énfasis solamente en el incremento de la presión de fondo como indicativo principal del avance del agua.

Gráfica 10: Parámetros pozo 16043

Este pozo no forma parte de la primera línea de inyección y se encuentra influenciado de forma secundaria por los pozos 60 y 59, se observa que su presión de fondo inicia su inclinación en la segunda mitad del mes de enero, una respuesta más tardía que los pozos inmediatos offset. Su variación en la pip inicia en 510 psi y actualmente se posiciona en 620 psi, una evidencia del barrido de fluidos desde los pozos inyectores. Al igual que en el pozo 162, este comportamiento no se asocia al avance del acuífero del norte sino al incremento de presión producto de la inyección de fluidos. La preferencia al flujo y posible irrupción de agua puede estar asociada a que los altos volúmenes extraídos (1’001.5285 bppd vs 680.000 bppd plan), y su alto drawdown (>800 psi) invadan el radio cercano del frente de inyección y estimule canales preferentes hacia las arenas abiertas en el pozo.

43 Grafica generada a partir de software Lowis®




Este pozo no forma parte de la primera línea de inyección y se encuentra influenciado de forma secundaria por el pozo 59, se observa que su presión de fondo inicia su inclinación en la segunda mitad del mes de enero, una respuesta más tardía que los pozos inmediatos offset. Su variación en la pip inicia en 600 psi y actualmente se posiciona en 850 psi, una evidencia del barrido de fluidos desde los pozos inyectores. Al igual que los pozos 162 y 160 este comportamiento no se asocia al avance del acuífero del norte sino al incremento de presión producto de la inyección de fluidos.


Al igual que los pozos 161 y 160, este pozo se encuentra por detrás de los afectados en primera línea pero aun así el impacto en la presión de fondo es evidente, logrando así un incremento desde 680 psi hasta 730 psi en el periodo de inyección del pozo 59.

44 Grafica generada a partir de software Lowis® 45 Grafica generada a partir de software Lowis®

87

Todas estas condiciones se evaluaron antes y después a la misma condición de frecuencia y demás variables operativas. Adicional al incremento de frecuencia se observa como las cargas eléctricas muestran que el sistema de levantamiento se encuentra drenando.

De esta forma se concluye que el flujo cruzado obtenido en el pozo 59 favorece las condiciones productivas no solo de los pozos de primera línea, sino los inmediatamente siguientes. Los incrementos en la pip obedecen a re presurización del yacimiento. Estas evidencias a tiempos tempranos de inyección aunque dan veracidad del principio de la inyección, también son alertas para tomar medidas que permitan tener un barrido controlado en la zona de influencia.

Se realizó intento de toma de registro Ilt en el pozo encontrándose restricción en el fondo y aparente colchón de crudo en el interior de la tubería. El registro se presenta a continuación:

Figura 39: Restricción encontrada al momento de tomar registro Ilt en 5946

A continuación se resumen los indicativos incrementales encontrados después de dos meses de inyección en el pozo 59:

Tabla 10: Pozos afectados por la inyección cruzada del pozo 59

46 Del registro Ilt tomado en el pozo 59, enero 2016



A continuación se resumen los hallazgos del piloto en el patrón 59:

Figura 40: Hallazgos del patrón de flujo cruzado del pozo 59.47

La afectación en la presión de los pozos del área indica el avance hacia las zonas más bajas estructuralmente, esto como es de esperarse en un proceso de aprovechamiento natural de la energía ya que el efecto de la gravedad hace que el agua fluya desde una zona alta hacia una zona más baja.

Además, las presiones de fondo bajas en los pozos 35, 108 y 163 hacen que el flujo sea preferente y que la irrupción del agua se dé a tiempos temprano, todo por tratarse de pozos con radios de drenaje que por los volúmenes drenados superan los estimados por prognosis.

El contraste en la temperatura de las aguas favorece la razón de movilidad entre fluidos haciendo que sea más fácil extraer crudo pesado desde el fondo del yacimiento en comparación con condiciones sin flujo cruzado o inyección de agua convencional.


89

Las mediciones de los pozos 73, 74 y 45 (inactivo), aun no muestran influencia de la inyección.

PATRON DEL POZO INYECTOR 60

Su efecto afecta principalmente los pozos de primera línea: 162, 27, 58, C18, así como de manera secundaria pozos de segunda línea: 45, 43, 57, 117, 118, 116.

El pozo 162 comparte patrón de inyección con el pozo 59, el análisis de este se encuentra en el aparte relacionado con dicho piloto.

Para los pozos de segunda línea se mostraran únicamente los pozos afectados desde el punto de vista de presión de fondo.

Se realizó intervención al pozo 60 (17-27 diciembre 2015) y habilito a inyección por flujo cruzado natural. Su operación afectara los siguientes pozos: 162, 118, 58, 27 y 119 en pozos de primera línea.

Figura 41: Pozos de primera y segunda línea de influencia del inyector 60.48




En el pozo 60 se habilitaron los intervalos 9102’-9110’, 9124’-9160’ para un total de 44 ft. Se realizó un análisis nodal utilizando el software Pipesim, en donde se deja a producir agua de la formación en flujo natural y es inyectada en la formación productora, tal como se ve en el siguiente diagrama:

Figura 42: Registros eléctricos del pozo 6049

De acuerdo a esto se espera que para que inicie un periodo de afectación en la presión de fondo, se debe como mínimo reemplazar el volumen drenado y así iniciar el empuje de fluidos.

La petrofísica del registro se evaluada de la siguiente forma:[28]

En el primer track aparece en amarillo la litología correspondiente a arena y en negro lo correspondiente a arcilla, en este caso shale. Entre más a la izquierda se situé la medición, mayor porcentaje de arena limpia se encuentra. Como se puede observar los intervalos completados corresponden arenas limpias y masivas con intercalaciones mínimas de shale, esto representa unidades hidráulicas con gran conectividad horizontal y vertical.

Continuando con el análisis petrofísico, se tienen en el track número 5 y 6 la permeabilidad absoluta calculada a partir de algoritmos basados en la resistividad y que se han ajustado con datos de núcleo. Esto quiere decir que las zonas con mayor


91

apertura “tipo mariposa” son las más permeables donde se espera mejor movilidad de fluidos. Se tiene que para el tope de la estructura la permeabilidad es baja. Los valores de permeabilidad oscilan entre 800 mD en la parte con menores propiedades hasta 5000 mD en las zonas con mejores propiedades.

Los tracks 3 y 4 representan las medidas de resistividad media, profunda y somera que al final son la base para identificar la presencia de hidrocarburos y su saturación en la roca, para el caso de los pozos del piloto, y en general del campo, se tiene que la columna de hidrocarburos está presente en la totalidad de la arenisca, no se ha identificado un contacto agua aceite ni pierna de gas natural.

En resumen el pozo inyector tiene propiedades petrofísicas excepcionales y dada su condición de presión y temperatura, la expectativa de funcionamiento del piloto es alta.

De acuerdo a sus propiedades petrofísicas y de fluidos, se diseña un esquema de inyección mediante análisis nodal con el fin de identificar los requerimientos de material y accesorios, además de estimar la cantidad de fluidos que interactuara durante el proceso. A continuación se presenta el diagrama de inyección por flujo natural para el pozo 60:

Figura 43: Diagrama del sistema de inyección en flujo natural50

Para el trabajo propuesto en el pozo, se podrían manejar tasas de extracción de 3105 BFPD con presiones de inyección de 2819 psi. Se estima una productividad de agua del orden de 11 BPD/psi. A continuación se presenta el seguimiento de las pruebas antes y después del inicio de la inyección cruzada en el pozo 60:

50 Mediante análisis nodal en pipesim®



Tabla 11: Pozos afectados por la inyección cruzada del pozo 60

Para el seguimiento del efecto de la inyección de agua se tiene como parámetro de seguimiento el incremento en la presión de intake de los sistemas instalados en los pozos vecinos, ya que al inyectarse fluidos en un medio subsaturado (100% líquido) se comprime este y se refleja en incrementos de la presión de yacimiento.

Los dispositivos instalados censan minuto a minuto el comportamiento de la presión de fondo, la revisión de pozos de primera y segunda línea indica que la afectación va más allá de los pozos offset. A continuación se presenta el seguimiento de los pozos donde se detectó variación de la pip:

PRIMERA LINEA:

Los análisis de los pozos 161 y 162 se realizaron en apartado del patrón del pozo inyector 59.

PRODUCTOR 118

93


Este pozo de primera línea del patrón del inyector 60, aun no presenta medición de fluidos antes y después del flujo cruzado, se tienen alrededor de 300 psi incrementales que mejoran las condiciones de flujo del sistema productivo sin incrementar su bsw.

Se tiene que posterior al cierre del pozo 59 la pendiente incremental de presión de fondo cambia, por un posible impacto de la inyección que este prestaba. Es muy conveniente que la presión de fondo haya subido hasta ese nivel debido a que en este pozo se encuentra instalado un sistema pcp, que por sus limitaciones tecnológicas no permite instalarse más allá de 6300 ft limitando la sumergencia y condiciones de extracción de fluido. Con presiones de fondo mayores se alarga la vida útil de estos equipos así como la capacidad extractiva al entrar su operación dentro del cono de eficiencia diseñado.




PRODUCTOR 58


Este pozo de primera línea del patrón del inyector 60, aun no presenta medición de fluidos antes y después del flujo cruzado; ser realizo conversión de sistema de levantamiento de cavidades progresivas hacia bombeo electrosumergible (12-01-2016), con profundización, a pesar de su incremento del nivel de fluido producto de la intervención, se tiene que posterior a su estabilización la pip tiene un comportamiento leve de incremento de la presión de fondo, requiere más tiempo para evaluar hasta qué punto este comportamiento se mantiene.


95

PRODUCTOR 27


Este pozo de primera línea del patrón del inyector 60, aun no presenta medición de fluidos antes y después del flujo cruzado; ser realizo conversión de sistema de levantamiento de cavidades progresivas hacia bombeo electrosumergible (21-12-2015), con profundización, a pesar de su incremento del nivel de fluido producto de la intervención, se tiene que posterior a su estabilización la pip tiene un comportamiento de incremento de la presión de fondo de 150 psi. Al igual que en pozos anteriores es evidente el cambio en la pendiente incremental posterior al cierre del pozo 59, disminuyendo sin alcanzar niveles basales y estabilizándose en los niveles actuales.




SEGUNDA LINEA:

PRODUCTOR 116

Gráfica 16: Parámetros pozo 116 comportamiento inicial de presión de fondo.54

Este pozo no forma parte de la primera línea de inyección y se encuentra influenciado de forma secundaria por el pozo 60, se observa que su presión de fondo inicia su inclinación una respuesta más tardía que los pozos inmediatos offset. Su variación en la pip inicia en 210 psi y actualmente se posiciona en 240 psi, una evidencia del barrido de fluidos desde el pozo inyector. Al igual que en los pozos 118 y 58, este comportamiento no se asocia al avance de acuífero sino al incremento de presión producto de la inyección de fluidos.

PRODUCTOR 119


Este pozo no forma parte de la primera línea de inyección y se encuentra influenciado de forma secundaria por el pozo 60. Su variación en la pip inicia en 330 psi y actualmente se

54 Grafica generada a partir de software Lowis® 55 Grafica generada a partir de software Lowis®

97

posiciona en 615 psi, una evidencia del barrido de fluidos desde los pozos inyectores. Se tiene un incremento medido de 40 bppd de acuerdo a las últimas pruebas.

La medición de parámetros operativos en los pozos de primera y segunda línea del patrón del pozo inyector 60 indican un efecto positivo en la presión de fondo, es necesario realizar mediciones volumétricas ya que de acuerdo a los resultados de los pozos medidos, un incremento en la pip es proporcional al incremento en la producción de fluidos; además estas mejoras son propicias para alargar la vida útil de los equipos de fondo que al facilitar su extracción prolonga el runlife de sus componentes. A continuación se resumen los hallazgos del piloto en el patrón 60:

Figura 44: Hallazgos del patrón de flujo cruzado del pozo 60.

De esta forma se concluye que el flujo cruzado obtenido en el pozo 60 favorece las condiciones productivas no solo de los pozos de primera línea, sino los inmediatamente siguientes. Los incrementos en la pip obedecen a re presurización del yacimiento. Estas evidencias a tiempos tempranos de inyección aunque dan veracidad del principio de la inyección, también son alertas para tomar medidas que permitan tener un barrido controlado en la zona de influencia.

De acuerdo con la producción acumulada y la saturación de gas estimada de los pozos que hacen parte del área sometida a inyección se estimó un periodo de llenado aproximado de tres (3) meses para la formación productora. El fluido de inyección corresponde a agua asociada a la producción de hidrocarburos.



En el mes de Enero de 2016 se comenzó a evidenciar la respuesta en producción incremental de crudo por efecto de la inyección de agua en la mayoría de los pozos productores vecinos. En el mes de febrero del 2016 se evidenció incremento abrupto de agua en el pozo 35, el cual obligo al cierra la camisa en fondo del pozo 59 el 16 de febrero del 2016. Los meses siguientes el efecto se ha sostenido y actualmente todos los pozos del patrón se encuentran exhibiendo un comportamiento favorable a la inyección.

4.5 Proyección y recomendaciones

De acuerdo a los resultados obtenidos, se concluye que el flujo cruzado es un mecanismo de inyección de agua que funciona para la formación productora. Los resultados indican que se obtienen volúmenes incrementales así como sumergencia adicional, el efecto es claro. Al igual que en cualquier proyecto de inyección de agua se requiere algún mecanismo de conformance químico o mecánico que permita controlar el perfil de flujo y regular la cantidad de fluidos que ingresa a cada arena receptora.

99

5. Inyección de agua por flujo cruzado asistido

5.1 Generalidades del flujo cruzado asistido

El flujo cruzado asistido se basa en los mismos principios fenomenológicos que el flujo cruzado natural con la diferencia de que tiene un componente artificial que permite regular el flujo y las condiciones de inyección en la formación receptora. De esta forma se puede controlar el barrido y alcanzar mejor eficiencia, esta configuración además permite instalar sensores de presión y temperatura que en tiempo real diagnostican el comportamiento de los equipos y del influjo de agua, una vez calibrado permite cuantificar la cantidad de agua que fluye así como realizar gráficos diagnósticos.

5.2 Selección candidato flujo cruzado asistido

A partir del patronaje realizado para inyección convencional se seleccionó un pozo en la zona Sw, este pozo tiene la oportunidad de abrir la formación captadora así como la opción de instalar componentes en su interior, ósea no debe presentar restricciones ni variaciones que no permitan su instalación. Se seleccionó el inicialmente el pozo SW46 pero al momento de realizar su conversión a inyector, presento restricción mecánica que impidió el cañoneo del acuífero y por tal motivo se descarta su conversión. El pozo SW23 reúne todas la condiciones dadas y en este fue posible acceder a la zona cargada de agua.

5.3 Diseño completamiento

El completamiento seleccionado coincide con el completamiento de flujo cruzado natural, se agrega la bomba electrosumergible por debajo del último empaque y camisa, así como empaques de aislamiento especial que permiten el paso de cable y capilar,

El uso de cable de potencia con capilar permite realizar inhibición de incrustaciones o de corrosión así como el bacheo de fluidos que permitan controlar la viscosidad del agua o en el caso de daños severos a la formación, el bombeo de tratamientos remediales.

Figura 45: Estado mecánico del pozo inyector mediante flujo cruzado asistido SW2356




5.4 Monitoreo y resultados

Por tratarse de un sistema de inyección de agua con una modificación en la captación y disposición, las variables de monitoreo son las mismas que un piloto convencional a diferencia que en este caso se presenta dificultad para monitorear en tiempo real las variables fisicoquímicas del agua a inyectas así como su perfil de flujo.

1.656,5' MD

04-abr-11 24-abr-11 1.686,5' MD MR = 30,0'

SISTEMA BIW 21-oct-11 27-oct-11 9.545' MD 9.442' TVD

E: 1.037.532,14 m N: 922.870,13 m. 9.451' MD LANDING COLLAR

TOPES M D T VD Casing Diámetro Peso (lb/ft) Grado Tope (ft) Zapato (ft) Capacidad Bls/ft Drift (in)

SUP SUP Conductor 20" 94 K-55 0' 45' 0,3553 18,935

Superficie 13 3/8" 68 K-55 0' 996' 0.1497 12,259

Intermedio 9 5/8" 47 P-110 0' 8.267' 0.0732 8,525

Liner 7" 29 P-110 8.029' 9.540' 0,0371 6,059

Fecha Formación Tiro por pie Tope (ft) Base (ft) Tipo Carga Condición Intervalos (ft)

23-oct-11 T2 12 8300 8305 Millenium HMX SDP 4512 Activo 5


1750 1749,80 23-oct-11 T2 12 8375 8389 Millenium HMX SDP 4512 Activo 14








27-nov-15 K2 12 9183 9241 4 1/2"DP Legacy Gun Activo 58

3910 3908,85 EOB @ 4292 pies

4480 4472,16 PMP 8771 220

6580 6514,35 DROP @ 7032 pies


30,00 0 30

0,87 30 30,87

9,55 30,87 40,42

6,04 40,42 46,46

8069,43 46,46 8115,89

8,00 8115,89 8123,89

4,07 8123,89 8127,96

31,56 8127,96 8159,52

0,88 8159,52 8160,4

31,52 8160,4 8191,92

0,82 8191,92 8192,74

6,16 8192,74 8198,9

6,03 8198,9 8204,93

4,23 8204,93 8209,16

3,02 8209,16 8212,18

6,16 8212,18 8218,34

0,82 8218,34 8219,16

63,03 8219,16 8282,19

0,82 8282,19 8283,01

6,06 8283,01 8289,07

3,88 8289,07 8292,95

6,06 8292,95 8299,01

0,82 8299,01 8299,83

536,24 8299,83 8836,07

4,00 8836,07 8840,07

0,82 8840,07 8840,89

3,50 8840,89 8844,39

4,30 8844,39 8848,69

3,02 8848,69 8851,71

6,07 8851,71 8857,78

31,35 8857,78 8889,13

3,87 8889,13 8893

6,08 8893 8899,08

1,07 8899,08 8900,15

62,58 8900,15 8962,73

0,54 8962,73 8963,27

31,12 8963,27 8994,39

0,54 8994,39 8994,93

7393 7305,13 0,85 8994,93 8995,78

23,53 8995,78 9019,31

23,53 9019,31 9042,84

23,53 9042,84 9066,37

0,98 9066,37 9067,35

5,57 9067,35 9072,92

5,57 9072,92 9078,49

7560 7470,65 21,46 9078,49 9099,95

21,37 9099,95 9121,32

1,85 9121,32 9123,17

0,44 9123,17 9123,61

8265 8171,24

EOD @ 7703 PIES

8300 8305

8317 8363

8644 8547,08 8375 8389

8419 8427

8460 8465

8493 8514

8518 8546

8551 8559

8595 8611

8618 8629

9181 9080,29

9.451' MD 9.545' MD

9.442' TVD

Inclinación = 7,68° Azimut = 60,59°

Actualizó:


Pozo: SW 23 Elevación del Terreno



Coordenadas Gauss Profundidad Actual

REVESTIMIENTOS

Form

ación

Gua

yabo 45' MD

INTERVALOS CAÑONEADOS

996' MD

Total perforados activos

9.123' MD HERRAMIENTAS EN EL POZO

Herramienta Profundidad (ft)

Form

ación

Carb

oner

a

Carb

oner

aE

C1AR

S. SU

PC2

E3T1

Pup Joint 3 1/2" EU Box x Pin


257 Jtas de Tubería 3 1/2" EU, 9.3 #/Ft NEW


2.812"Sliding Sleeve F profile , 3-1/2" eue Box x Pin (Cerrada)

Tubing 3 1/2" EU, 9.3 #/Ft NEW

SARTA DE PRODUCCION

Descripción

Altura Mesa Rotaria

TUBING HANGER 11" 3 1/2" EU

Pup Joint 2-7/8" EU Box x Pin

Pup Joint 2-7/8" EUE Box x Pin

Crossover Sub, 2-7/8" EU Box x 3-1/2" EU Pin

Tubing 3 1/2" EU, 9.3 #/Ft NEW (2 juntas)


Pup Joint 2-7/8" EUE Box x Pin

Seating Nipple 2.75"R, 3-1/2"eue Box x Pin

Tubing 3 1/2" EU, 9.3 #/Ft NEW




Twin Seal Packer , 7" 29#/ft , 2-7/8"eue box x pin


Twin Seal Packer , 7" 29#/ft , 2-7/8"eue box x pin



TUBING 2 7/8" EU 6.5#

2.312"Sliding Sleeve BX profile , 2-7/8" eu Box x Pin (Cerrada)

2.312"Sliding Sleeve BX profile , 2-7/8" eu Box x Pin (Abierta)


Crossover Sub, 3-1/2" EU Pin x 2-7/8" EU Box

Tubing 3 1/2" EU, 9.3 #/Ft NEW (17 juntas)



DESCARGA DGU SENSOR WELL LIFT

PUMP 400 P60 SSD H6 072 ETAPAS Flujo Mixto P/N C023043904 S/N 12804124

8.029' MD PUMP 400 P60 SSD H6 072 ETAPAS Flujo Mixto P/N C023043904 S/N 13906594

PUMP 400 P60 SSD H6 072 ETAPAS Flujo Mixto P/N C023043904 S/N 13906596

INTAKE 400PHVINTXSSD FER H6 P/N C314779 S/N 13565517


Seating Nipple 2.25"R, 2-7/8"eue Box x Pin

TUBING 2 7/8" EU 6.5#

Check Valve 2 7/8" EU 8RD

TUBING 2 7/8" EU 6.5#

DESCARGA GPDIS HV 400@2-7/8" Box

SELLO SERIE 400 FSB3G HL H6 PFS P/N C311347 S/N 13922341

SELLO SERIE 400 FSB3G LT H6 P/N C326258 S/N 13922339

E4

M0T0R 450XPUX 150HP/1240V/77AMP MLE NG P/N 10468006 S/N 13912390

8.267' MD MOT0R 450XPLX 150HP/1240V/77AMP P/N C334685 S/N 13912389

SENSOR WELL LIFT H Z205-06740 P/N 1TQJ0379700

Centralizador de cola

Form

ación

Gua

dalup

e

Unida

d K1 S

up.

OBSERVACIONES

ÚLTIMO TRABAJO REALIZADO: Apertura de Camisa: Armó E-L, bajó dummy, en 2090' presentó falla en tracción de carreto de unidad. Reparó, continuó bajando dummy, correlacionó y

posicionó a 8950' (Check Valve a 8963'). Inició a sacar, en 8690' presentó nuevamente falla en tracción de Carreto, reparó. Desarmó E-L, cambió unidad E-L, armó equipo, bajó ILT, inició

con corridas a 30 y 50 ft/min sin respuesta de spinner. Realizó corridas bajando y subiendo de 8020' a 8945' a 70, 90, 110, 130 ft/min y estaciones. Sacó ILT, desarmó E-L. Finalizó

operación. Movilizo personal, instalo Unidad, armo equipo, bajo cerro SSD 2,31"Inferior@8875FT/SL,SSD 2,31"Intermedia Abierta@8265FT/SL,SSD 2,81" Superior Cerrada@8123FT/EM,

recupero a superficie. Desarmo, Movilizo.

ACCESORIOS

Accesorios no recuperados: En el pulling del equipo BES del 23 de Noviembre de 2015 se quedaron 8 superbandas

Form

ación

San F

erna

ndo T

2 UNIDAD DE BOMBEO

Tipo de Bomba Electrosumergible, 3 Cuerpos SERIE 400 P60 SSD H6 072 ETAPAS Flujo Mixto

Marca BAKER

Cable PLANO CAPIL.3/8",5KV,2 SOL,GALV,8190'.Nuevo//PLANO CAPIL 3/8",5KV,2 SOL, GALV,735'

Motor 2 MOTORES 450XPLX 150HP/1240V/77AMP

Accesorios Instalados: TUBING: 274 Over coupling 3 1/2" Con capilar (New) + 277 Mid Joint 3 1/2" Con Capilar (New) + 3 Mid Joint 2 7/8", 48 superbandas

Peso de Sarta: 100 Klbs + bloque ↑ y 98 K lbs + bloque ↓ + 20 Klbs de peso sobre los empaques. Ultimo Fondo: Sucio @ 9423 ft

CABEZAL DE POZO

1.) Tree Cap 5-1/8"-3M x 5-1/2" LTC S/N 15-006172

2.) Swab Valve 5-1/8"-3M R-41 FEPCO S/N SY12FB050

Sistema BIW

Variador NA

Transformador NA

Unida

d K2

Ultimo survey @

9.540' MD

OSCAR YIMME ARDILA Fecha Actualización: Diciembre 29 de 2015

Unida

d K1 I

nf.

8973 8873,543.) CHOKE 3 1/8" 5K R35 FEPCO S/N 235/B/14-11

3.) Wing Valve 5-1/8"-3M R-41 FEPCO S/N SY12FB027

4.) Studded Cross 5-1/8"-3M R-41 FEPCO S/N 15-006167

5.) Master Valve 5-1/8" 3M R-41 FEPCO S/N SYB1409031

6.)Tubing Head Adapter 11" 5K R54 FEPCO. S/N 15-010389

7.) Tubing Head Spool 13-5/8" 3M R-57 a 11" 5M R-54 FEPCO

8.) Casing Head 13-5/8" 3M R-57

Zapato 9 5/8" @

Tope del Liner @

Landing Collar @

Zapato Liner 7" @

Zapato 13 5/8 @

Zapato 20" @

Intake @

KOP @ 3709 pies

INTERVALO CAÑONEADO K2 9183'

- 9241' (58 ft)

ÚLTIMO FONDO @9423'

INTAKE @9067'

101

Los pozos del patrón tienen en su completamiento sensores de presión y temperatura que muestran minuto a minuto el comportamiento de la productividad del pozo y las variables operativas del sistema de levantamiento, estas serán el primer indicativo del efecto del barrido del agua en el sector.

Con un cronograma de pruebas de producción definido se medirá el desempeño incremental de fluidos del piloto que finalmente es el fin último del proceso ya que mediante el soporte de presión dado, las bombas de subsuelo tendrán la capacidad de drenar los fluidos producidos por las arenas. Es necesario resaltar que en promedio estos pozos se han profundizado 1000ft por año desde el inicio de su vida productiva y que al momento de su inyección la declinación de la presión era evidente. A pesar de estas condiciones, por tratarse de un campo en desarrollo primario, los pozos son sometidos constantemente a incrementos de frecuencia, trabajos de reacondicionamiento, mejora en sistemas de subsuelo y estimulaciones matriciales que permiten amortiguar la declinación natural.[29]

Tabla 12: Programa de monitoreo y seguimiento piloto flujo cruzado




Diario






Se realizó intervención al pozo SW23 (10-5 diciembre 2015), tomo registro Ilt el 27 de diciembre (en flujo natural) y se habilito a inyección por flujo cruzado asistido por BES el 29 de diciembre. Su operación afectara los siguientes pozos: SW71, SW30, SW22, SW07, SW24, SW29.

Inicialmente se dejaron abierta la camisa de admisión inferior y la camisa de inyección con el fin de evaluar el comportamiento del flujo cruzado natural en la zona, se tomó registro ILT el dia 23 de diciembre de 2015 donde se obtuvieron los siguientes resultados:



Figura 46: Resultados del Ilt tomado en el pozo SW23 en flujo cruzado natural.57

Se tienen dos zonas, admisión y descarga. Se observa que la zona acuífera aporta 578 bapd que son inyectados de inmediato en la zona interés con una presión de 2723 psi, con esto se tiene un diferencial de inyección de 1423 psi con respecto a la presión de yacimiento (1300psi). Este registro es una evidencia de que se puede obtener inyección

57 Tomado del registro Ilt tomado en el pozo SW23, enero 2016.

103

natural en la zona y de que el principio fenomenológico predicho no está lejos de lo obtenido.

Posterior al Ilt se procede a iniciar piloto asistido. La bomba inicio operación el 26 de diciembre de 2015 a una frecuencia de 50 hz. La presión de descarga reportaba 4566 psi y una presión a entrada de perforados de 4300 psi @ pmp de la formación interés, se reporta presión de cabeza de 1000 psi. Durante la simulación se mantiene el IP de 70BFD/psi y la presión de yacimiento cargado de agua de 3150psi. No se cuenta con medición de fluidos mediante testing. Teniendo en cuenta esto y por tener control de la inyección, se realiza match de parámetros de operación para tener aproximación de los volúmenes inyectados en cada variación de la frecuencia:

Gráfica 18: parámetros operativos del sistema electrosumergible del pozo SW23.58

Se observa que en cada incremento de la frecuencia se alcanzan mayores presiones de descarga y que esta decrece en función del tiempo y los volúmenes inyectados. Los volúmenes calculados inicialmente en el piloto convencional, prevén la inyección de 6000 bapd, volumen con el cual se tiene diseñado el plan de expansión del programa. A continuación se presentan las presiones de fondo y variaciones de parámetros necesarios para obtener el volumen aproximado de diseño:

58 Tomado de autograph®



Tabla 13: Resumen de la variación de los parámetros de acuerdo al match de incremento de frecuencia.

Se necesita una frecuencia de 60 hz para obtener los volúmenes de diseño del piloto, con esto la bomba se encuentra operando dentro de parámetros confiables.

Figura 47: Pozos de primera y segunda línea de influencia del inyector SW23.59

59 Tomado de openworks®

Freq

(Hz)

Flow

(BPD)

PIP

(psi)

Pdp

(psi) TDH (ft) GIP (%)

Pperfs

(psi)

Mshp60

(HP)

MtrLoad

(%)

MtrV

(V)

MtrA

(A)

PmpEff

(%)

SurfKVA

( )

SurfV

(V)

50 1962 3071 4566 3617 0 3122 138.2 46.08 1731 43.08 46.37 140.2 1878

51 2632 3062 4588 3671 0 3112 159.5 53.17 1822 47.57 53.63 163.6 1985

52 3424 3050 4621 3754 0 3101 184.4 61.47 1920 52.77 60.49 192.2 2103

53 3971 3042 4648 3825 0 3093 201.9 67.29 1998 56.38 64.05 214.3 2195

54 4359 3037 4669 3879 0 3088 214.8 71.6 2066 59.04 65.75 232.4 2273

55 4671 3032 4688 3924 0 3083 225.7 75.25 2128 61.28 66.58 248.9 2344

56 4940 3028 4704 3963 0 3079 235.6 78.55 2189 63.31 66.91 264.6 2413

57 5182 3025 4720 3998 0 3076 244.9 81.64 2248 65.21 66.92 280.1 2480

58 5405 3021 4735 4029 0 3073 253.8 84.61 2307 67.02 66.71 295.6 2546

59 5615 3018 4750 4058 0 3070 262.5 87.5 2365 68.79 66.33 311.2 2612

60 5815 3016 4764 4083 0 3067 271 90.34 2423 70.52 65.83 327 2677

105

Se presentara el seguimiento de parámetro de los pozos afectados por la inyección cruzada asistida.

Figura 48: Registros eléctricos del pozo SW2360

En comparación con los pilotos de flujo cruzado natural, los pozos de la zona SW presentan propiedades petrofísicas menores, las permeabilidades como se observa en este caso particular, no son uniformes y no cualitativamente no se aprecian unidades hidráulicas excepcionales como en el caso de la zona centro.

60 Tomado de openworks®



De acuerdo a las presiones de fondo y caudales inyectados, se construyó el grafico de hall como herramienta de diagnóstico temprano de anomalías durante la inyección:

Gráfica 19: Grafico de Hall del inyector flujo cruzado asistido SW23

La tendencia de inyección corresponde a un comportamiento normal con un cambio incipiente en la pendiente, de acuerdo a esto se tiene un llenado uniforme conforme a lo esperado.[30]

Tabla 14: Pozos afectados por la inyección cruzada del pozo SW23

60000 120000 180000 240000 300000 3600001000

1500

2000

2500

3000

Cumulative ( bbl )

Hall Function

Hall PlotCompletions Selected (9)

Pozos Fecha Crudo [bppd] Agua [bwpd] WC [%] Gas [smcfd] Cloruros [ppm] PIP [psi] Frecuencia [Hz/RPM]

24/01/2015 69,0 14,0 16,87% 0,0 960,0 262,0 48,0

Variacion

4/12/2016 379,0 37,0 8,89% 0,0 7575,0 257,0 57,0

6/01/2016 356,0 29,0 7,53% 0,0 7508,0 248,0 57,0

Variacion -23,0 -8,0 0,0 0,0 -67,0 -9,0 0,0

30/11/2015 220 35 13,73% 0 6650 348 45,7

12/01/2016 166 29 14,87% 0 NR Sin datos de fondo 46

Variacion -54 -6 0,01 0 #¡VALOR! #¡VALOR! 0,3

11/12/2015 297 38 11,34% 0 4805 NR 53,5

26/01/2016 267 65 19,58% 0 4271 470 53,5

Variacion -30 27 0,08 0 -534 #¡VALOR! 0

11/01/2015 190 37 16,30% 0 5800 406 55

14/12/2015 168 28 14,29% 0 6507 356 55

Variacion -22 -9 -0,02 0 707 -50 0

02/12/2015 558 251 31,03% 0 2922 402 51,5

06/01/2016 569 202 26,20% 0 2702 364 51,5

Variacion 11 -49 -0,05 0 -220 -38 0

Pri

me

ra li

ne

a S

W2

3

SW29

SW24

SW71

SW30

SW22

SW07

107

PRIMERA LINEA

Gráfica 20: Parámetros pozo SW30 y comportamiento inicial de presión de fondo.61

En el pozo SW30 presenta un incremento claro de la presión de fondo, además de las cargas de la bomba, su incremental medido en producción de aceite es de 45 bppd.

Con esto se concluye que el sistema instalado en el pozo está manejando un caudal mayor del anterior a la inyección y que la presión de fondo se está incrementando en función de los fluidos inyectados; se tiene una variación de 650 psi en el intake de la bomba.


Inicio

inyección

SW23



PRODUCTOR SW29


La influencia de la inyección se observa a finales del mes de enero, una variación de la pip de 950 psi y 136 bppd con un bsw constante así como disminución de sus cloruros hasta 2400 ppm. Indica la influencia de la inyección del flujo cruzado.


Inicio

inyección

SW23

109

PRODUCTOR SW22


Este pozo no cuenta con monitoreo en tiempo real de sus condiciones iniciales. Presenta un incremento de producción de 110 bppd y en la tendencia del corte de agua desde 14% hasta 22%.

PRODUCTOR SW07

Gráfica 23: Parámetros pozo SW07 y comportamiento inicial de presión de fondo.




A pesar de no presentar producción incremental se observa efecto en la presión de fondo pasando de tener 298 psi hasta 927 psi actuales, presión con la que el sistema de levantamiento debería extraer mayor cantidad de fluidos; se encuentra en evaluación ya que este último podría presentar baja eficiencia.

SEGUNDA LINEA

PRODUCTOR SW31



Inicio

inyección

SW23

111

A pesar de estar en la segunda línea, se tiene una variación de 128 psi en la presión de fondo así como 174 bppd adicionales incremento resultado de la inyección. Los cloruros se disminuyeron ligeramente de 7600 a 7200 y el BSW se mantiene constante en 12%.

En la zona no hay evidencia de acuíferos activos y se descarta producción de gas que afecte la pip por ser una señal estable en las cargas eléctricas de la bomba.

PRODUCTOR SW24


A pesar de estar en la segunda línea, se tiene una variación de 690 psi en la presión de fondo y 56 bppd incremental resultado de la inyección. En la zona no hay evidencia de acuíferos activos y se descarta producción de gas que afecte la pip por ser una señal


Inicio

inyección

SW23



estable en las cargas eléctricas de la bomba. Los cloruros se mantienten constantes en a 6400 ppm. Esto indica la influencia que está realizando el pozo inyector.

PRODUCTOR SW25


El pozo SW25 es de segunda línea y aunque presentan un comportamiento volumétrico constantes, presenta un incremento en la PIP de 400 a 480 psi.

Para el mes de marzo de 2016 se registró un caudal total de inyección de agua de 4,474 BWIPD con un acumulado total de 397,579 Bls de agua inyectada en la formación mediante flujo cruzado.

La medición de parámetros operativos en los pozos de primera y segunda línea del patrón del pozo inyector SW23 indican un efecto positivo en la presión de fondo, es necesario realizar mediciones volumétricas ya que de acuerdo a los resultados de los pozos medidos, un incremento en la pip es proporcional al incremento en la producción de fluidos; además estas mejoras son propicias para alargar la vida útil de los equipos de fondo que al facilitar su extracción prolonga el runlife de sus componentes. A continuación se resumen los hallazgos del piloto en el patrón SW23:


113

Figura 49: Hallazgos del patrón de flujo cruzado del pozo SW23.

Se debe evaluar la tasa de inyección del pozo SW23 ya que por los resultados obtenidos de tiempo y volúmenes inyectados, la afectación de los pozos cercanos es muy anticipada a la esperada. Al igual que en la zona centro, se observa como el frente de presión avanza proporcionalmente con la profundidad de la formación interés, esto quiere decir que el efecto gravitacional hace que el impacto de la inyección sea mayor en los pozos estructuralmente más bajos que el inyector.

5.5 Proyección y recomendaciones

De acuerdo a los resultados obtenidos, se concluye que el flujo cruzado es un mecanismo de inyección de agua que funciona para la formación productora. Los resultados indican que se obtienen volúmenes incrementales así como sumergencia adicional, el efecto es claro. Al igual que en cualquier proyecto de inyección de agua se requiere algún mecanismo de conformance químico o mecánico que permita controlar el perfil de flujo y regular la cantidad de fluidos que ingresa a cada arena receptora.



6. Comparativo técnicas inyección de agua en el campo.

La revisión demuestra que la inyección de agua es una metodología factible para recuperar la presión de yacimiento e incrementar la producción de fluidos en pozos del campo Chichimene. Se presentan diferencias en el tiempo de respuesta y los barriles asociados a cada tipo de configuración, ya sea mediante inyección convencional o flujo cruzado, los resultados son factibles y se reflejan en la producción de los pozos inmediatamente cercanos. A continuación se resumen los principales hallazgos de la inyección de agua convencional:

1. Requiere inversión considerable para adquisición de equipos de superficie, además de los tiempos de entrega y licitación necesarios.

2. Para su ejecución es necesario actualizar los planes ambientales y su respectiva radicación ante instituciones pertinentes, esto representa ambigüedad en el inicio de actividades por estar sujeto a disponibilidad institucional.

3. El impacto ambiental es evidente al necesitar modificaciones del entorno tales como excavaciones y retiro de material vegetal, la coyuntura social de la región es crítica y proyectos de este tipo tienen un impacto palpable en la imagen empresarial.

4. El tratamiento de agua para inyección consume recursos energéticos, químicos y de personal que a la larga suman al costo de barril inyectado y afectan la rentabilidad de la inversión.

5. El agua inyectada desde superficie tiene un componente térmico negativo por tratarse de un agua a menor temperatura que expone los fluidos viscosos hacia reología más viscosas.

6. El consumo energético es una variable que afecta el desempeño de la inversión y está en función de los barriles inyectados y las presiones necesarias para su admisión.

7. En general el efecto del barrido genera barriles adicionales que con el control adecuado permite incrementar el factor de recobro en un crudo extrapesado.

8. Es necesario implementar medidas de inhibición y control de la corrosión por la interacción directa con el oxígeno superficial y el área de contacto expuesta en la tubería de inyección.

El flujo cruzado ha demostrado ser una técnica de sostenimiento de presión viable en las operaciones del campo Chichimene y ha generado expectativas de masificación en el corto y mediano plazo. La respuesta ha sido inmediata en el tiempo y requiere inversión adicional para tener control sobre los volúmenes inyectados, requerimientos que se dan también en la inyección convencional. A continuación se presentan los hallazgos representativos de la inyección mediante flujo cruzado natural y asistido con bomba en el campo Chichimene:

1. El efecto de la inyección se observó desde tiempos tempranos así como los barriles incrementales de petróleo en pozos productores.

115

2. Las inversiones de superficie son mínimas en comparación con un piloto convencional, pues en el caso de una conversión de productor a inyector se puede reutilizar la totalidad de componentes y accesorios sin realizar modificaciones.

3. No se requieren estudios adicionales para aprobación ambiental, el impacto en el paisaje es nulo y la imagen empresarial en la región no se afecta.

4. Puede implementarse de manera inmediata en cualquier pozo productor donde se pueda completar en conjunto las unidades K2 y T2, omitiendo así los tiempos necesarios para asegurar un piloto tradicional.

5. El agua de formación de la unidad receptora tiene condiciones de inyección que permiten su interacción sin los requerimientos químicos y energéticos que normalmente necesita agua de producción o captados en superficie.

6. El efecto corrosivo es mínimo en comparación del esperado en un piloto convencional, esto sustentado en que por tratarse de un sistema cerrado la presencia de oxigeno tiende a ser nula y el trayecto de interacción con los componentes de subsuelo es pequeño.

7. El componente térmico hace que se inyecten fluidos a temperaturas superiores que la de la zona de interés, esto hace que la relación de viscosidad disminuya y que la reología del crudo extrapesado mejore.

8. La rapidez de la respuesta e irrupción temprana de agua en algunos pozos es un indicativo que la falta de control en el flujo puede terminar en canalizaciones donde la perdida energética y la eficiencia de barrido se deterioran.

9. Es posible restaurar la presión de fondo, los hallazgos iniciales indican que los pozos afectados incrementan entre 400 psi y 800 psi su presión de fondo, con esta premisa los sistemas de levantamiento pueden trabajar en un mejor rango operativo e incrementar su vida útil.

10. El flujo cruzado asistido permite controlar los volúmenes de inyección así como la presión con que ingresa en la formación interés además permite un monitoreo continuo de sus variables.



7. Conclusiones y recomendaciones

7.1 Conclusiones

1. La inyección de agua demuestra ser una técnica de recobro mejorado viable con la que se re-presuriza el yacimiento y se incrementa la producción de fluidos.

2. Se encontró que las configuraciones de flujo cruzado son una alternativa tecnológica que mitiga los riesgos de ejecución que retrasan los proyectos de inyección de agua convencionales, haciendo que su implementación sea inmediata y con el menor impacto social, ambiental y legal.

3. Mediante la inyección cruzada asistida se logra controlar el flujo de fluidos y se diseña para que el diferencial de presión sea el más favorable para el proceso.

4. La inyección de agua convencional mediante sartas selectivas permite tener mayor control de los volúmenes inyectados y mejora el perfil de flujo de fluidos.

5. Existe continuidad en los cuerpos arenosos que se refleja en la variación cloruros de los pozos productores.

6. Teniendo en cuenta todas las bondades técnicas y económicas, la opción que representa mejor relación costo beneficio es el flujo cruzado asistido, permitiendo inyección en tiempos tempranos con requerimientos mínimos de inversión.

7.2 Recomendaciones

1. Evaluar el uso de sartas selectivas en las alternativas de flujo cruzado con el fin de

tener control sobre el barrido y su perfil. 2. Optimizar el monitoreo de las variables criticas del proceso que permitan identificar

tendencias en los perfiles y simular respuestas en el comportamiento del drenaje de fluidos.

3. Tomar registros plt e ilt que permitan calibrar el flujo de agua dentro del perfil de inyección.

4. Modelar el impacto de la temperatura del agua de inyección sobre los fluidos de la zona de interés.

5. Realizar conformance mecánico o químico en las zonas donde se evidencio irrupción temprana.

6. Implementar más pilotos en zonas declinadas que permitan extraer las reservas finales esperadas y alargar la vida útil de los equipos.

117

Bibliografía

[1] Adams, D. M. (1982, August 1). Experiences With Waterflooding Lloydminster Heavy-

Oil Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/10196-PA

[2] Smith, G. E. (1992, January 1). Waterflooding Heavy Oils. Society of Petroleum

Engineers. doi:10.2118/24367-MS

[3] Beliveau, D. (2008, January 1). Waterflooding Viscous Oil Reservoirs. Society of

Petroleum Engineers. doi:10.2118/113132-MS

[4] Vidal, R. L., & Alvarado, R. (2014, September 24). Key Issues in Heavy Oil

Waterflooding Projects. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/171119-MS

[5] Davies, C. A. (1972, January 1). The Theory And Practice Of Monitoring And

Controlling Dumpfloods. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/3733-MS

[6] Quttainah, R., & Al-Hunaif, J. (2001, January 1). Umm Gudair Dumpflood Pilot Project,

The Applicability of Dumpflood to Enhance Sweep & Maintain Reservoir Pressure.

Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/68721-MS

[7] Quttainah, R. B., & Al-Maraghi, E. (2005, January 1). Umm Gudair Production Plateau

Extension. The Applicability of FullField Dumpflood Injection to Maintain Reservoir

Pressure and Extend Production Plateau. Society of Petroleum Engineers.

doi:10.2118/97624-MS

[8] Al-Hajeri, N., Anthony, E., A-Sharhan, G., & Jha, A. (2015, March 8). Tandem ESP-

Packer Dumpflood Completion – A Successful Alternative to Conventional Encapsulated

ESP systems – Field Case Study. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/172549-

MS

[9] Cardona, Alexander. Actualización modelo de simulación campo Chichimene 2013.

Ecopetrol S.A. 2013

[10][11][12] Henao, William. Auditoria de reservas campo Chichimene 2013. Ecopetrol.

2013.

[13] Osharode, C. O., Erivona, G., Nnadi, M., & Folorunso, K. (2010, January 1).

Application of Natural Water Dumpflood in a Depleted Reservoir for Oil and Gas Recovery

- Egbema West Example. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/140634-MS

[14][15][16][17][18][19] [29] Reina, John. Informe seguimiento surceillance -

mantenimiento de presión Marzo 2016. Ecopetrol S.A. 2016.



[20] Plan de desarrollo campo Chichimene 2016-2020. Ecopetrol S.A. 2016

[21] [22][23][24]Gil, Layonel. Informe seguimiento flujo cruzado Chichimene Enero 2016.

Ecopetrol S.A. 2016.

[25] [28] Yepes, Norman. Análisis técnico con miras a modelamiento y simulación,

interpretación petrofísica campo Chichimene T2. Ecopetrol S.A. 2010.

[27] Reina, John. Justificacion conversión a inyector pozo CH59. Ecopetrol S.A. 2015

[30] Silin, D. B., Holtzman, M. J., Patzek, T. W., Brink, J. L., & Minner, M. (2005, January

1). Waterflood Surveillance and Control: Incorporating Hall Plot and Slope Analysis.

Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/95685-MS

Documents

Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido ... · Inyección de agua por flujo cruzado natural y asistido: una estrategia de recuperación mejorada inmediata en un campo