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• Tesis Pregrado

• Tesis Posgrado Derechos de Autor 2017, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es).

Resumen En el marco de la estrategia de Ecopetrol para el incremento del factor de recobro de sus activos se encuentra la implementación de procesos de recobro mejorado químico, mediante inyección de polímeros. Inicialmente evaluando su factibilidad técnica y económica a través de la ejecución de pilotos, y posteriormente pasar a etapa de masificación de acuerdo a diseños y escenarios establecidos.

Actualmente en Colombia se están ejecutando pilotos de inyección de agua mejorada (soluciones poliméricas) como método de recobro mejorado químico (CEOR) en los campos Yariguí – Cantagallo, Casabe, Palogrande – Cebú y Chichimene, cada uno con características particulares que hacen el proceso implementado sea diseñado e implementado de forma particular en cada campo.

Este trabajo contempla un estudio descriptivo de las características de cada piloto y comparativo a nivel técnico teniendo en cuenta factores como características de los yacimientos, calidad de agua de preparación y eficiencia de los procesos en términos de factor PEF (volumen de aceite incremental producido por unidad de masa de polímero inyectado). De igual modo, se hace una discusión sobre los principales costos asociados en este tipo de procesos y las estrategias que deberían adoptarse para reducirlos.

Introducción La inyección de agua es el proceso de recuperación adicional de petróleo más conocido e implementado en el mundo. Sin embargo, la aplicación de este proceso secundario tiene limitantes en la eficiencia de barrido. Por lo anterior, se hace preciso implementar métodos de recobro mejorado (EOR), con el fin de incrementar tanto la eficiencia volumétrica como la de desplazamiento y, de este modo, aumentar el factor de recobro, incluso desde etapas tempranas del proceso de inyección de agua (Alvarado & Manrique, 2010).

El factor de recobro promedio en Colombia es aproximadamente de 19 %, y alrededor del 90 % de los campos petrolíferos del país

se encuentran produciendo aún en etapa primaria. Aproximadamente el 88 % de la producción proviene de recobro primario, 11 % de recobro secundario y aproximadamente el 1 % de producción de métodos recuperación mejorada de petróleo (Castro et al., 2010). En ese sentido, se han implementado diferentes pilotos de recuperación mejorada con el fin de buscar alternativas que permitan el aumento de la producción de petróleo y la maximización del recobro final en campos colombianos.

Este trabajo recoge las experiencias obtenidas de los pilotos de inyección de polímero ejecutados actualmente en Colombia:

Yariguí – Cantagallo y Casabe (cuenca del Valle Medio del Magdalena), Palogrande – Cebú (cuenca del Valle Superior del Magdalena) y Chichimene (cuenca de los Llanos), presentando una descripción general del proceso, consideraciones sobre el agua utilizada como fuente de preparación de las soluciones poliméricas, eficiencia en función de volumen incremental de aceite producido por unidad de masa de polímero inyectado, costos operacionales asociados y estrategias que permitan mejorar la eficiencia técnico-económica del proceso.

Con corte a 31 de mayo de 2017, estos pilotos han reportado 0,45 MBO de aceite incremental producido, con 9,5 millones de

barriles de solución polimérica inyectada y 1600 toneladas de polímero inyectado. El desafío planteado consiste en viabilizar de manera costo-efectiva las expansiones a escala de campo de estos procesos.

ACIPET

Análisis comparativo de procesos de inyección de polímeros ejecutados en Colombia R. Jiménez, R. Castro, G. Maya, R. Pérez, C. Delgadillo, H. García, J. León, F. Cárdenas. ECOPETROL

2 ANÁLISIS COMPARATIVO DE PROCESOS DE INYECCIÓN DE POLÍMEROS EJECUTADOS EN COLOMBIA

Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos – ACIPET Carrera 14 No. 97-63, Piso 5

PBX: 6411944 - www.acipet.com

Marco teórico La inyección de polímero es un proceso maduro de recobro mejorado perteneciente a la familia del recobro químico; es una técnica que se utiliza desde la década de los 50´s, desde cuando datan los primeros reportes de pruebas de polímeros en agua de inyección (Pye, 1964; Sandiford, 1964). Numerosos pilotos y pruebas de campo se han efectuado desde entonces principalmente en E.E.U.U. durante los 70´s y los 80´s (Manrique et al., 2010) y desde los 90´s en China (Yang et al., 2004).

El objetivo principal de esta técnica es incrementar la eficiencia de barrido volumétrica de los procesos de inyección de agua tanto maduros como nuevos, mediante la mejora de la relación de movilidades, M, expresada matemáticamente mediante la ecuación 1.

M = λw

λo

=

Krw∗

µw

Kro∗

µo

= λoKrw

∗

λw Kro∗

… (1)

En la ecuación (1) �w, es la movilidad de la fase desplazante (agua), �o, es la movilidad de la fase desplazada (aceite), y K*

rw y K*ro

son los “end points” de permeabilidades relativas al agua y al aceite, respectivamente.

De la definición de relación de movilidades, se puede apreciar que al ser el agua menos viscosa que el aceite, M será mayor que 1, lo cual hará que ésta tienda a digitarse dejando atrás bancos de aceite sin contactar, lo que redunda en una baja eficiencia areal y, en consecuencia, en un menor factor de recobro. Para contrarrestar este efecto, surge como alternativa el proceso de inyección de polímero, que consiste en añadir al agua de inyección un polímero con características viscosificantes, con lo cual se aumenta la viscosidad de la fase desplazante, disminuyendo así la relación de movilidades lo que debe conllevar a una mejora en la eficiencia de barrido volumétrico y en el factor de recobro, comparado con la inyección de agua convencional. Por tal razón, es común hablar del proceso de inyección de polímero como inyección de ‘agua mejorada’.

La figura 1 presenta de modo esquemático las diferencias en la eficiencia macroscópicas para el caso del agua, donde la relación

de movilidades es mayor a 1, y el agua mejorada con polímero, donde la relación de movilidades es cercana a 1.

Figura 1. Representación esquemática de las eficiencias macroscópicas para un proceso de inyección de agua (a) y un proceso de inyección de agua mejorada (b).

Tomada de: Sheng, J., 2011. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery. Theory and Practice. Elsevier Inc.

Dos tipos de polímeros han sido usados para aplicaciones en campo; polisacáridos y poliacrilamidas. De estos, el más usado en

aplicaciones EOR es la poliacrilamida parcialmente hidrolizada, (HPAM, por sus siglas en inglés) (Manrique et al., 2007), que es un copolímero de acrilamida y acido acrílico. La razón, es que el HPAM exhibe significativamente mayores viscosidades que, los polisacáridos. La poliacrilamida se adsorbe sobre la superficie de los minerales; es por ello que el polímero es parcialmente hidrolizado para reducir la adsorción mediante la reacción de la poliacrilamida con una base como el hidróxido de sodio, hidróxido de potasio o carbonato de sodio. La hidrólisis entonces convierte algunos de los grupos amida (CONH2) a grupos carboxilo (-COO−), como se muestra en la figura 2.

3 R. JIMÉNEZ, R. CASTRO, G. MAYA, R. PÉREZ, C. DELGADILLO, H. GARCÍA, J. LEÓN, F. CÁRDENAS.

Figura 2. Estructura simplificada de poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM).

Tomada de: Sheng, J., 2011. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery. Theory and Practice. Elsevier Inc.

En agua fresca, debido a la repulsión de las cargas del grupo carboxílico, las cadenas flexibles de la estructura de HPAM se estiran

elevando la viscosidad de la solución. En contraste, en agua salada las cargas son neutralizadas o cubiertas y las cadenas flexibles de la estructura de HPAM son comprimidas resultando en soluciones de baja viscosidad (Sheng, 2011). Levitt & Pope (2008) reportaron que polímeros de acrilamida hidrolizada no deberían precipitar en reservorios con temperatura hasta de 100 °C y agua con contenidos de calcio por debajo de 200 ppm. Para altas concentraciones de calcio y elevadas temperaturas han evaluado a escala de laboratorio copolímeros de acrilamida mejorados con metaborato de sodio y carbonato de sodio (AMPS) que desarrollaron mayor estabilidad en su viscosidad.

De acuerdo con Luo et al. (2001) a altos esfuerzos de corte, las estructuras organizadas en redes de polímeros son alteradas y de

esta forma la viscosidad es significativamente reducida. Sin embargo, cuando se redujo el esfuerzo de corte aplicado, la red estructural del polímero se restauró y la viscosidad se incrementó nuevamente. La reversibilidad de cizalla es altamente beneficiosa en aplicaciones en campo para recuperación mejorada de petróleo ya que mejora la inyectividad en el pozo debido al efecto de adelgazamiento por cizalla en los perforados y en las áreas cercanas a la cara del pozo. Lejos de la cara del pozo, la velocidad de flujo es reducida y la viscosidad es restaurada (Sheng, 2011).

Broseta et al. (1995) concluyeron que la presencia de aceite residual disminuye la adsorción de polímero en medios porosos con

mojabilidad al aceite; se observó una tendencia inversa en medios porosos con mojabilidad preferente al agua, en consecuencia, recomiendan evaluar previamente la mojabilidad del yacimiento en proyectos de inyección de polímeros. Otros investigadores concluyen que la inyección de polímeros puede reducir la permeabilidad relativa de la fase acuosa (Barreau et al., 1999). Por su parte, Huh & Pope (2008) observaron que la saturación de aceite residual es menor, después de un proceso de inyección de polímero que después de un proceso análogo de inyección de agua.

La interacción de los parámetros mencionados hace del flujo de soluciones poliméricas en medios porosos un proceso complejo.

Adicionalmente, la incertidumbre en la caracterización del yacimiento hace que el diseño y la implementación de un proyecto robusto de inyección de polímero sea un desafío. Un mal diseño e implementación de un proyecto de inyección de polímero podría incluso causar una reducción en la producción de aceite, por lo tanto, autores como Changli (2009) resaltan la importancia de una acertada simulación numérica antes de la inyección de polímero en campo como paso esencial para tener éxito en su diseño e implementación.

Algunas consideraciones sobre calidad de agua para inyección de polímeros La viscosidad de la solución polimérica es la variable más importante a controlar en un proceso de inyección de polímero. Esta variable depende, entre otras cosas, de la calidad del agua con la que se prepare dicha solución. En tal virtud, uno de los aspectos claves requeridos para asegurar el éxito en un proceso de inyección de polímero, lo constituye la calidad del agua de preparación de la solución polimérica. Por tal razón, es importante garantizar que el agua se encuentre en condiciones óptimas de manera tal que sus propiedades y/o componentes no impacten negativamente la viscosidad del polímero.

Efecto de la salinidad. De acuerdo con Sheng (2011), la viscosidad de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM) disminuye cuando se añade una sal monovalente (por ejemplo, NaCl). La razón es que la sal añadida neutraliza la carga en las cadenas laterales de la HPAM. Cuando la HPAM se disuelve en agua, el ion Na+ se disipa. Los grupos carboxilos -COO- en las cadenas de alto peso molecular se repelen entre sí, lo que ocasiona un estiramiento de la molécula, un aumento del volumen hidrodinámico y un aumento de la viscosidad. Cuando se añade sal, el grupo carboxilo -COO- es rodeado por un ion Na+, que cubre la carga. Entonces la repulsión del grupo -COO- disminuye, el volumen hidrodinámico se hace más pequeño, y la viscosidad decrece. Cuando se añaden sales divalentes (CaCl2, MgCl2 y / o BaCl2) a una solución HPAM, su efecto es complejo. A baja hidrólisis, la viscosidad de la solución aumenta después de alcanzar el mínimo. A mayores grados de hidrólisis, la viscosidad de la solución disminuye bruscamente hasta que ocurre la precipitación.




Con base en lo anterior, la salinidad del agua seleccionada para preparar la solución polimérica a inyectar es muy importante pues va a impactar directamente la economía del proyecto. En otras palabras, para lograr la misma viscosidad objetivo, se requerirá de mayor consumo de polímero (mayor concentración) a medida que la salinidad del agua sea mayor. La figura 3 presenta la relación existente entre viscosidad y salinidad, a partir del modelo de Flory-Huggins (Flory, 1953).

Figura 3. Relación entre viscosidad de solución polimérica y salinidad efectiva.

Tomada y adaptada de: Sheng, J., 2011. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery. Theory and Practice. Elsevier Inc. De la figura 3, µ0

P corresponde a la viscosidad de la solución polimérica a cero ‘0’ esfuerzo de corte y µW es la viscosidad del agua, que deber se expresada en las mismas unidades que µ0

P. Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, y dependiendo de las estrategias de tratamiento e inyección de agua en cada

caso particular y de las restricciones ambientales sobre vertimientos, se recomienda utilizar -previo estudio de compatibilidad con el yacimiento y los fluidos- una fuente de agua fresca (baja salinidad) con la cual se optimicen costos asociados a consumo de polímero.

Efecto de la presencia de hierro y oxígeno. Según Sheng (2011), la degradación química hace referencia a la descomposición de moléculas de polímero, ya sea a través de ataques a corto plazo por contaminantes, como oxígeno y hierro, o ataques a largo plazo a la estructura molecular mediante procesos como la hidrólisis; esta última es causada por la inestabilidad intrínseca de las moléculas incluso en ausencia de oxígeno u otras especies contaminantes. Esto quiere decir que la estabilidad química del polímero es controlada principalmente mediante reacciones de oxidación-reducción y de hidrólisis.

La figura 4 presenta el efecto del ion férrico (Fe+3) sobre la viscosidad de la HPAM. Se puede apreciar que a concentraciones por

debajo de los 15 mg/l de Fe+3, las pérdidas de viscosidad a corto plazo no son significativas. A medida que aumenta la concentración de Fe+3, este se entrecruza con la HPAM formando un gel insoluble lo que redunda en mayores pérdidas de viscosidad. Este efecto se acentúa a medida que pasa el tiempo.


Figura 4. Efecto del Fe+3 sobre la viscosidad de la HPAM.

Tomada y adaptada de: Sheng, J., 2011. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery. Theory and Practice. Elsevier Inc.

En el mismo sentido, la figura 5 presenta el efecto del ion Fe+2 sobre la viscosidad de la HPAM (1000 mg/l). Se puede observar que en un sistema cerrado, por debajo de los 10 mg/l de Fe+2, las pérdidas de viscosidad no exceden el 10 %. Sin embargo, en un sistema abierto las pérdidas de viscosidad sí son apreciables, alcanzando más del 80 % con menos de 10 mg/l de Fe+2. En el sistema abierto, el Fe+2 se oxida a Fe+3, produciéndose un radical libre O2

- el cual reacciona con la HPAM produciendo peróxido y rompiendo las cadenas estructurales de la poliacrilamida, lo cual ocasiona reducciones significativas de viscosidad. Por tal razón, la concentración de hierro debe estar por debajo de 0.5 mg/l en el agua para preparación de soluciones poliméricas para recobro mejorado.

Figura 5. Efecto del Fe+2 sobre la viscosidad de la HPAM.

Tomada y adaptada de: Sheng, J., 2011. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery. Theory and Practice. Elsevier Inc.

Tomando en consideración lo anterior, se debe tener una adecuada estrategia de control de corrosión para evitar presencia de hierro

en el proceso de inyección de polímero. De igual modo, el sistema debe ser cerrado para evitar corrientes de oxígeno que puedan acelerar las pérdidas de viscosidad de la solución; adicionalmente, sobre los tanques de almacenamiento de agua y equipos de preparación de la solución polimérica se deben instalar sistemas de blanketing con nitrógeno, para mantener el sistema inerte a la presencia de oxígeno.

Efecto de grasas y aceites. La presencia de grasas y aceites residuales del proceso de tratamiento de fluidos en superficie, de donde se toma el agua para preparación de la solución polimérica, disminuye la viscosidad de la misma, puesto que se reduce la capacidad de disolución del polímero. Este fenómeno se atribuye a que el polímero actúa como agente floculante y tiende a aglomerar las grasas, formando grumos indeseados que pueden incrementar la relación de filtrabilidad y ocasionar taponamiento en el yacimiento.




Inyección de polímeros en Colombia La implementación de tecnologías de recobro mejorado es fundamental para incrementar el factor de recobro en los campos colombianos. Con el fin de obtener los objetivos de producción y reservas, Ecopetrol inició un plan agresivo de ejecución de proyectos de inyección de agua mejorada.

De manera general, la metodología desarrollada para ejecución de pilotos de recobro, inicia con los estudios de screening, análisis de ingeniería de inyección/producción, selección de áreas, evaluación experimental (basada en la norma API RP-63), diseño del piloto con simulación numérica, alistamiento de facilidades de inyección, inicio de operaciones, monitoreo y seguimiento.

Con base en lo anterior, y con un trabajo articulado desde la Gerencia de Recobro, Gerencia de Yacimientos, Gerencias Regionales Operativas y el Instituto Colombiano del Petróleo, se han puesto en marcha los pilotos de inyección de polímeros relacionados a continuación:

• Yariguí – Cantagallo: inició su ejecución el 17 de marzo de 2014 (Ubicación: Cuenca del Valle Medio del Magdalena).

• Casabe: inició su ejecución el 31 de octubre de 2014 (Ubicación: Cuenca del Valle Medio del Magdalena).

• Palogrande – Cebú: se realizó una prueba inicial inyección de solución polimérica el 30 de diciembre de 2014 e inició su

ejecución el 19 de mayo de 2015 (Ubicación: Cuenca del Valle Superior del Magdalena).

• Chichimene: inició su ejecución el 21 de septiembre de 2015 (Ubicación: Cuenca Llanos) y es considerado el primer proceso polymer flooding en el mundo ejecutado en un yacimiento de crudo pesado y alta temperatura (220° F).

A continuación una breve reseña de los mencionados campos donde se ejecutan los pilotos:

Yariguí - Cantagallo. Este campo se encuentra localizado hacia la parte central del flanco occidental de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en los límites de los departamentos de Santander y de Bolívar; a la altura de los municipios de Puerto Wilches (Santander) y Cantagallo (Bolívar), con una extensión aproximada de 3000 acres (6 Km de largo por 2 Km de ancho). Fue descubierto en 1942 y actualmente es operado por Ecopetrol. S.A. La figura 6 presenta la localización de este campo.

Figura 6. Localización del campo Yariguí – Cantagallo.

Fuente: Ecopetrol S.A.

Yariguí-Cantagallo es una estructura monoclinal de bloques fallados (compartimentalizados) con ángulos de buzamiento variables. Los intervalos productores son yacimientos del Terciario, compuestos por arenas poco consolidadas con arcillolitas intercaladas. Las principales formaciones productoras del campo son La Paz y Mugrosa (Patiño et al., 2012; Perez et al., 2007).


La tabla 1 presenta los datos básicos de roca y fluido para las arenas Cantagallo, en las cuales se está desarrollando el piloto de inyección de polímero.

Tabla 1. Datos básicos del campo Yariguí – Cantagallo (arenas Cantagallo, formación La Paz).

Parámetro Valor

Temperatura prom. yacimiento (° F) 138 Profundidad prom. yacimiento (pies) -6744 TVDss Rango de porosidad (%) 15 – 22 (prom. 19) Rango de permeabilidad (mD) 50 – 350 (prom. 105) Kv/Kh 0.1 Presión inicial (psi) 3250 Presión de burbuja (psi) 2425 Gravedad API aceite 21 Viscosidad del aceite (cP) 24 (a Pb)

Litología Arenisca con intercalación de

arcillolitas. El piloto de inyección de agua mejorada en Yariguí – Cantagallo (primero ejecutado en Colombia) inició en marzo de 2014, con el

pozo YR-504. En abril del mismo año, inició el pozo YR-510 (Maya et al., 2015). Posteriormente, en marzo y mayo de 2016 iniciaron los pozos YR-512 y YR-511, respectivamente. La figura 7 muestra las áreas seleccionadas para la ejecución de este piloto.

Figura 7. Área piloto inyección de polímero campo Yariguí – Cantagallo.

Fuente: Ecopetrol S.A. En ese piloto se utiliza una fuente de agua de captación (fresca) de menos de 10 mg/l de Cl-, sin presencia de hierro ni grasas y

aceites. Se utiliza una concentración promedio de 550 mg/l de polímero en solución acuosa, para una viscosidad promedio en cabeza de pozo de 22 cP, con lo cual se estima reducir la relación de movilidades en la inyección de agua de 12 a valores cercanos a 1 con la inyección de polímero. A 31 de mayo de 2017 se han inyectado 3.03 millones de barriles de solución polimérica, 278.64 toneladas de polímero y se han producido 202.42 KBO incrementales.

Casabe. Situado 350 Km al norte de Bogotá, en medio de la cuenca del Valle Medio del Magdalena del departamento de Antioquia. Fue descubierto en 1941 y actualmente es operado por Ecopetrol. S.A. y Schlumberger. La figura 8 presenta la localización geográfica de este campo.




Figura 8. Localización del campo Casabe.


Estructuralmente, el campo Casabe corresponde a un anticlinal de 8 Km de largo con cierre en las tres direcciones, un flanco este

bien definido y una inclinación sur. La inclinación norte se encuentra fuera del área de Casabe, en el campo Galán. Las fallas asociadas, perpendiculares a la falla principal, compartimentalizan el campo en ocho bloques (Amaya et al., 2010).

La tabla 2 presenta los datos básicos de roca y fluido para las arenas Colorado, en las cuales se está desarrollando el piloto de

inyección de polímero.

Tabla 2. Datos básicos del campo Casabe (arenas Colorado).

Parámetro Valor Temperatura prom. yacimiento (° F) 116 Profundidad prom. yacimiento (pies) -3035 TVDss Rango de porosidad (%) 15 – 28 (prom. 24) Rango de permeabilidad (mD) 5 – 1000 (prom. 150) Presión inicial (psi) 1510 Presión de burbuja (psi) 1228 Gravedad API aceite 19.5 - 21 Viscosidad del aceite (cP) 37 (a Pb)

Litología Arenisca con intercalación de

arcillas. El piloto de inyección de agua mejorada en Casabe inició en octubre de 2014, con los pozos CSBE – 1222, CSBE – 1304, CSBE –

1313 y CSBE – 1292. La figura 9 muestra las áreas seleccionadas para este piloto.


Figura 9. Área piloto inyección de polímero campo Casabe.


En este piloto, al igual que en el de Yariguí – Cantagallo, se utiliza una fuente de agua de captación (fresca) de menos de 10 mg/l de cloruros, sin presencia de grasas y aceites y contenido de hierro insignificante o nulo. Se utiliza una concentración actual promedio de 312 mg/l de polímero en solución acuosa, para una viscosidad promedio en cabeza de pozo de 11 cP, con lo cual se estima reducir la relación de movilidades en la inyección de agua de 6 a valores cercanos a 1 con la inyección de polímero. A 31 de mayo de 2017 se han inyectado 1.28 millones de barriles de solución polimérica, 72.72 toneladas de polímero y se han producido 109.99 KBO incrementales.

Palogrande – Cebú. Está localizado en la cuenca del Valle Superior del Magdalena, al norte de la ciudad de Neiva, departamento del Huila. Fue descubierto en 1964 y actualmente es operado por Ecopetrol S.A.

El área total del campo es de 1140 acres aproximadamente. En términos generales es una estructura anticlinal con dirección NW-SE, y es considerado como un yacimiento heterogéneo con un coeficiente de Dykstra Parson de 0.7 (Pérez, et al. 2017) La figura 10 presenta la localización de este campo.

Por su parte, la tabla 3 presenta los datos básicos de roca y fluido para las arenas K4 de la formación Monserrate, en las cuales se está desarrollando el piloto de inyección de polímero.

Tabla 3. Datos básicos del campo Palogrande – Cebú (arenas K4, formación Monserrate).

Parámetro Valor

Temperatura prom. yacimiento (° F) 143 Profundidad prom. yacimiento (pies) -5000 TVDss Rango de porosidad (%) 15 – 22 (prom. 18.5) Rango de permeabilidad (mD) 6 – 150 (prom. 78) Presión inicial (psi) 2620 Presión de burbuja (psi) 790 Gravedad API aceite 20 - 22 Viscosidad del aceite (cP) 9.4 (a Pb) Litología Arenisca.




Figura 10. Localización del campo Palogrande – Cebú.


El piloto de inyección de agua mejorada en Palogrande – Cebú inició en mayo de 2015, con el pozo PG – 34; posteriormente, en febrero de 2016, se inició la inyección en el pozo PG – 37. La figura 11 muestra las áreas seleccionadas para este piloto.

Figura 11. Áreas piloto inyección de polímero campo Palogrande – Cebú.



En ese piloto se han utilizado dos fuentes de agua: el agua de inyección proveniente de la PIA Cebú, que es el agua producida por el campo (4500 mg/l de cloruros aprox., 3 mg/l de hierro y hasta 10 mg/l de grasas y aceites), y un agua fresca proveniente del sistema de captación Arenas de menos de 100 mg/l de Cl-, con presencia nula o no significativa de hierro y sin grasas y aceites. La viscosidad objetivo en cabeza de pozo para este piloto es de 3.3 cP, con lo cual se estima reducir la relación de movilidades en la inyección de agua de 7.5 a valores cercanos a 1 con la inyección de polímero. Para alcanzar esta viscosidad, se utiliza una concentración entre 1100 y 1500 mg/l de polímero en solución acuosa, cuando el agua de preparación es la proveniente de la PIA Cebú, y una concentración entre 300 y 500 mg/l de polímero en solución acuosa, cuando el agua de preparación proviene del sistema Arenas. Adicionalmente, ha sido necesario realizar mezclas de aguas, con lo cual se verifica permanentemente la concentración necesaria para lograr la viscosidad objetivo, en función de la proporción de mezcla. A 31 de mayo de 2017 se han inyectado 2 millones de barriles de solución polimérica, 319.50 toneladas de polímero y se han producido 130 KBO incrementales.

Chichimene. Se localiza en la Cuenca de los Llanos, 50 kilómetros al sur del municipio de Villavicencio, en el departamento del Meta, en jurisdicción del municipio de Acacias. Fue descubierto en 1969 y actualmente es operado por Ecopetrol S.A. La figura 12 presenta la localización geográfica de este campo.

Figura 12. Localización del campo Chichimene.

Fuente: Ecopetrol S.A. Entre tanto, la tabla 4 presenta los datos básicos de roca y fluido para la formación T2, en la cual se está desarrollando el piloto de

inyección de polímero.

Tabla 4. Datos básicos del campo Chichimene (formación T2).

Parámetro Valor Temperatura prom. yacimiento (° F) 185 – 210 Profundidad prom. yacimiento (pies) -6200 TVDss Rango de porosidad (%) 18 – 20 (prom. 19) Rango de permeabilidad (mD) 100 – 5000 Presión inicial (psi) 3500 Presión de burbuja (psi) 600 – 1800 Gravedad API aceite 8 Viscosidad del aceite (cP) 350 – 700 (a Pb)

Litología Areniscas de grano fino a

medio intercaladas con arcilla. El piloto de inyección de agua mejorada en Chichimene inició en septiembre de 2015, con el pozo CH – 52. Tiene la particularidad

de ser el primero en el mundo que se hace en yacimientos de crudo pesado a alta temperatura, para lo cual se ‘diseñó’ con el proveedor de la química, un producto que se adapte a estas condiciones. La figura 13 muestra las áreas seleccionadas para este piloto.




Figura 13. Área piloto inyección de polímero campo Chichimene.


En este piloto se utiliza como fuente de agua de preparación, la producida por el campo (2000 mg/l de cloruros), luego de ser tratada en el STAP (Sistema de Tratamiento de Agua de Producción) ubicado en la estación Chichimene. Según la evaluación experimental realizada en el Instituto Colombiano del Petróleo, se requiere una concentración de 2000 mg/L del polímero seleccionado con el fin de obtener una viscosidad en cabeza de pozo del orden de los 30 cP, con el fin de la relación de movilidades en la inyección de agua de entre 50 – 90 a valores entre 5 – 10.

Adicional al desafío que implica la alta viscosidad y la alta temperatura del yacimiento, se suma el reto de mantener el agua en

condiciones óptimas para el proceso de mezcla e inyección de polímero. Se ha observado presencia de hierro (hasta 5 mg/L), grasas y aceites, óxidos y sulfuros de hierro y bacterias sulfato-reductoras; estos factores afectan negativamente la viscosidad de la solución, como se discutió en el apartado anterior. Para contrarrestar estos efectos, se están buscando alternativas como por ejemplo, un sistema de filtración de agua adicional, mezcla con fuentes de agua más frescas, tendido de líneas no metálicas para evitar óxidos de hierro, entre otras, con el fin de optimizar consumo de polímero, manteniendo el target de viscosidad diseñado.

A 31 de mayo de 2017 se han inyectado 3.17 millones de barriles de solución polimérica, 972.27 toneladas de polímero y se han

producido 0.17 KBO incrementales. Análisis de desempeño de procesos de inyección de polímeros en Colombia La prueba piloto se ejecuta buscando, fundamentalmente, probar alguna tecnología o proceso para verificar si funciona o no desde un enfoque técnico. Es necesario recordar que el objetivo principal de un piloto no es el de ser económicamente rentable. Adicionalmente, el piloto permite recolectar información que pueda reducir la incertidumbre y sirva como punto de partida para plantear estrategias de desarrollo costo-efectivas. Es preciso mencionar que todos los pilotos se encuentran aún en etapa de ejecución para su posterior evaluación técnica, en la que se decidirá si se continúa con una fase de masificación, para cada caso particular.

Sin perder de vista lo anterior, se realizó un ejercicio para analizar el comportamiento de los pilotos de inyección de polímero que se están ejecutando en Colombia, tomando como premisas iniciales la producción incremental mostrada por unidad de masa de polímero inyectada (Factor PEF) y los costos por barril y/o kilogramo de polímero inyectado.

La tabla 5 presenta un resumen de la información relevante para cada uno de los pilotos de inyección de polímero activos en

Colombia.


Tabla 5. Datos básicos pilotos de inyección de polímeros en Colombia.

PILOTO PARÁMETRO YARIGUÍ CASABE PALOGRANDE CHICHIMENE

Litología Arenisca Arenisca Arenisca Arenisca Temperatura yac. (°F) 138 116 143 185 – 210 Permeabilidad, mD 50 – 350 (prom. 105) 5 – 1000 (prom. 150) 6 – 150 (prom. 78) 100 – 5000 Viscosidad aceite, cP 24 (a Pb y Ty) 37 (a Pb y Ty) 9.4 (a Pb y Ty) 350 – 700 (a Pb y Ty) Agua de preparación Fresca Fresca Producción / Fresca Producción Cloruros, mg/L < 10 < 10 4500 / < 100 2000 Presencia de hierro NO NO SI (agua de producción) SI Presencia de grasas y aceites NO NO SI (agua de producción) SI Polímero empleado HPAM HPAM HPAM HPAM Visc. pol. superficie, cP 20 11 3.3 30 Rel. movilidades WF 12 6 7.5 50 – 90 Rel. movilidades PF 1 1 1 5 – 10 Inicio piloto Marzo 2014 Octubre 2014 Mayo 2015 Septiembre 2015 Inicio respuesta Octubre 2014 Febrero 2015 Febrero 2016 Mayo 2016 Inyección acum (1), MBbls 3.03 1.28 2 3.17 Inyección acum (1), ton. pol 278.64 72.72 319.50 972.27 Producción acum (1), KBO incrementales.

202.42 109.99 130 0.17

(1) Con corte a 31 de mayo de 2017. Factor PEF. Es una forma de evaluar el desempeño de los procesos de inyección de polímero y se define como la relación entre los barriles de aceite incremental producidos por cada kilogramo de polímero inyectado. Es decir, un PEF de 1 indica que para producir un barril de aceite adicional, se requiere un kilogramo de polímero inyectado. Matemáticamente, se expresa mediante la ecuación 2.

PEF

… (2)

Las figuras 14 y 15 presentan la evolución del factor PEF de los pilotos de inyección de polímero en Colombia desde su inicio

hasta el 31 de mayo de 2017.

Figura 14. Evolución del factor PEF pilotos inyección de polímero en Colombia.





Figura 15. Evolución del factor PEF pilotos inyección de polímero en Colombia, en función de los kilogramos inyectados.

Fuente: Ecopetrol S.A. Los pilotos Yariguí-Cantagallo y Casabe presentan mejor desempeño dada la óptima calidad de agua (fresca), lo cual conlleva a

menos consumo de polímero para lograr viscosidades objetivo. En contraposición, los pilotos Palogrande-Cebú y Chichimene operan con agua de PIA (altos contenidos de Cl-, Fe++, Ca++, Mg++,

G&A, óxidos y sulfuros de hierro, bacterias sulfato-reductoras) lo que disminuye desempeño de solución polimérica e incrementa consumo de polímero para alcanzar viscosidad objetivo. El piloto de Palogrande-Cebú se planeó con agua de producción, posteriormente se viabilizó la opción de utilizar agua fresca para preparación. Sin embargo, por restricciones operativas no ha sido posible mantener 100 % agua fresca para mezclar el polímero, por lo que se ha tenido que realizar mezclas de aguas (producción-fresca), lo que incide en mayor consumo de química.

La tabla 6 resume los datos de inyección, producción y PEF a 31 de mayo de 2017.

Tabla 6. Resumen inyección / producción pilotos inyección de polímero en Colombia (1).

PILOTO PARÁMETRO YARIGUÍ CASABE PALOGRANDE CHICHIMENE

Inyección acum., MBbls 3.03 1.28 2.00 3.17 Inyección acum. , ton. pol 278.64 72.72 319.50 972.27 Producción acum., KBO incrementales.

202.42 109.99 130 0.17

Factor PEF, BO incr / Kg pol 0.73 1.51 0.41 0.02 BO incr / Bbls sol. pol. iny. 0.07 0.09 0.07 0.01

(1) Con corte a 31 de mayo de 2017.

Evaluación de costos operacionales. Los costos operacionales (Opex) se distribuyen en tres frentes: polímero, equipos y operación & mantenimiento de los mismos. El principal reto es adoptar estrategias que permitan disminuir estos costos, de modo que eventuales masificaciones se puedan viabilizar.

La figura 16 presenta la forma en que ha evolucionado el costo del barril inyectado de solución polimérica en cada uno de los

pilotos, con información de la ejecución contractual consolidada con corte al 31 de diciembre de 2016.


Figura 16. Evolución del costo del barril inyectado en los pilotos inyección de polímero en Colombia (a 31 de diciembre de 2016).

Fuente: Ecopetrol S.A. La calidad de agua es fundamental para desempeño técnico / económico exitoso del proceso de inyección de polímero. Los pilotos

Yariguí-Cantagallo y Casabe presentan mejor desempeño (óptima calidad de agua) y requieren menor consumo de química.

También es preciso recordar que el piloto Chichimene es único en el mundo ya que se está probando tecnología de inyección de polímero en yacimientos profundos (≈ 8,000 ft) de crudo pesado a alta temperatura (> 200 °F), lo cual genera incertidumbre adicional sobre resultados. En esa medida, el precio del polímero que se utiliza en Chichimene es mayor que en el resto de pilotos. Conclusiones

� Los pilotos de inyección de polímero han reportado 442.58 KBO de producción incremental con corte a 31 de mayo de 2017.

� Los pilotos Casabe y Yariguí-Cantagallo presentan hasta el momento mejor eficiencia por kilogramo inyectado. Proyecciones los ubican en la media de desempeño de procesos similares ejecutados en el mundo (Chun, D. and Skjevrak, I., 2014).

� Los pilotos Palogrande-Cebú y Chichimene presentan hasta el momento menor eficiencia por kilogramo inyectado,

corroborando el efecto que tiene la calidad del agua de inyección en la eficiencia del proceso PF.

� El factor PEF presenta el desempeño de pilotos y constituye referencia para su evaluación. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que las condiciones de operación (inyectores y productores), de yacimientos y en ciertos casos hasta producto son distintas entre un piloto y otro.

� Todos los pilotos muestran tendencia de optimización en costos del barril inyectado de solución polimérica desde su start up. � A 31 de diciembre de 2016, los pilotos Yariguí-Cantagallo y Casabe se encontraban por debajo de 1 USD/BBL inyectado. el

piloto Palogrande-Cebú se encontraba sobre los 1.3 USD / BBL inyectado mientras que el piloto Chichimene se encontraba sobre los 2.1 USD / BBL inyectado.

� Los pilotos Palogrande-Cebú y Chichimene operan con agua proveniente de PIA (reinyección), con elevados contenidos de cloruros, además de hierro, calcio, magnesio y G&A. Los pilotos Yariguí-Cantagallo y Casabe operan con agua proveniente de sistema de captación (agua dulce). La calidad de agua impacta directamente el desempeño técnico-económico del proceso.




Nomenclatura

CEOR = Chemical enhanced oil recovery (Recobro mejorado químico). PEF = Eficiencia de proceso de inyección de polímero (Barriles de aceite incremental / kilogramo de polímero inyectado). EOR = Enhanced oil recovery (Recobro mejorado). PF = Polymer Flooding (Proceso de inyección de polímero). MBO = Millones de barriles de aceite. HPAM = Partially Hydrolyzed Polyacrylamide (Poliacrilamida parcialmente hidrolizada). NaCl = Cloruro de sodio. CaCl2 = Cloruro de calcio. MgCl2 = Cloruro de magnesio. BaCl2 = Cloruro de bario. µ0

P = Viscosidad de la solución polimérica a cero ‘0’ esfuerzo de corte, cP. µW = Viscosidad del agua, cP.

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