articulo valle medio del magdalena

Resumen En este trabajo se recopiló, organizó y analizó la información de los procesos de inyección de agua, realizados en los Campos Casabe y La Cira, teniendo en cuenta las características estáticas y dinámicas, los resultados obtenidos de tiempo de llenado, tiempo para obtener la tasa pico de recobro y eficiencia de recobro mejorada.

Se precisaron también los resultados obtenidos de tiempo vs. recobro de hidrocarburos, con el fin de crear una base de información en Microsoft Access, que permite visualizar principalmente los resultados secundarios obtenidos en cada área de las Zonas A, B y C, correspondientes a las formaciones terciarias Colorado y Mugrosa de la cuenca, donde se implementó la inyección de agua, para predecir mediante parámetros empíricos el comportamiento hipotético de la tasa de recobro en los campos analizados y otros campos de la misma área, donde sea prospectivo el proceso de inyección de agua

Abstract In this project it was gathered, it organized and it analyzed the information of the waterflooding processes , carried out in the Fields Casabe and La Cira, keeping in mind the static and dynamic characteristics, the obtained results time of fillup, time to obtain the rate peak of recovery and improved recovery efficiency. Too be necessaried the obtained results of time vs. recovery of hydrocarbons, with the purpose of creating a base of information in Microsoft Access, that allows to visualize mainly the secondary results obtained in each area of the reservoirs A, B and C, corresponding to the formations third Colorado and Mugrosa of the

basin, where the injection of water was implemented, to predict by means of empiric parameters the hypothetical behavior of the rate of recovery in the analyzed fields and other fields of the same area, where it is prospective the process of injection of water.

Introducción

El recobro mejorado convencional de petróleo es hoy en día una de las principales herramientas con que cuenta el país para sostener la producción de petróleo. Desde hace varios años, en muchos campos colombianos se han implementado diferentes mecanismos extrínsecos de recobro, dentro de los cuales se encuentra la inyección de agua. Sin embargo, la gran mayoría de los campos maduros no han sido sometidos a ningún método de recobro mejorado. Estos campos requerirán en algún momento la aplicación de un método de recobro, para seguir su producción hasta alcanzar un factor de recobro final mayor. El presente trabajo es un aporte más a la evaluación y proyección del método de inyección de agua en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena.

Cuenca del Valle Medio del Magdalena Hasta principios de los años ochenta, la Cuenca del Valle Medio del Magdalena aportó la mayor parte del petróleo producido en Colombia. La explotación comercial comienza a principios del siglo XX con el yacimiento del Campo La Cira Infantas, continuando con el descubrimiento de numerosos yacimientos, de menor extensión que éste, pero de considerables reservas. Varios de estos yacimientos ya han pasado su etapa primaria de producción y algunos otros

HISTORIA Y CRITERIOS EMPÍRICOS EN LA APLICACIÓN DE INYECCIÓN DE AGUA EN LA CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA.

HISTORY AND EMPIRICS CRITERIA IN THE APPLICATION OF WATERFLOODING IN THE BASIN OF THE MIDDLE MAGDALENA VALLEY.

Rubén Hernán Castro García. Universidad de América Gustavo Mauricio Gordillo Locarno. Universidad de América

RUBÉN CASTRO - GUSTAVO GORDILLO

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han comenzado una etapa secundaria por inyección de agua.

Los mayores volúmenes de aceite original en-sitio (OOIP) del país se encuentran en esta cuenca: 10.392 millones de barriles de petróleo (MMBO) que representan el 38% del OOIP del país. Contiene 35 campos petrolíferos. De estos campos, existen algunos que por sus características están o fueron sometidos a recobro mejorado convencional, mediante inundación con agua, como el Campo Casabe y el Campo La Cira para aumentar la producción de petróleo en ellos y optimizar el factor de recobro de hidrocarburos. La Cuenca del Valle Medio del Magdalena es una región alargada en sentido Norte-Sur, localizada entre las Cordilleras Oriental y Central de los Andes Colombianos, las cuales constituyen sus límites Oriental y Occidental respectivamente, su extensión aproximada es de 35.000 Km2 como se muestra en la figura 1.

Fig. 1- Ubicación de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena

La cuenca fue un área de depositación de sedimentos no marinos y de agua salobre durante el Terciario. Estos sedimentos descansan discordantemente sobre los sedimentos marinos del Cretáceo y algunas veces sobre rocas del basamento Pre-Cretáceo, el presente trabajo se limitó al estudio de las Formaciones Colorado y Mugrosa correspondientes a las Zonas A y B del Campo Casabe y Zona C del Campo La Cira, las cuales son las formaciones que han sido sometidas a procesos de inyección de agua en esta cuenca.

Base de datos de los procesos de inyección de agua implementados en los Campos

Casabe y La Cira La base de datos se creó principalmente para analizar el comportamiento secundario de los procesos de inyección de agua en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Es una aplicación montada en Microsoft Access.

Información presente en la base de datos. Los valores obtenidos para cada bloque en las zonas afectadas por la inyección de agua, se dividieron para presentar de forma clara los resultados, en tres escenarios, los cuales son:

Comportamiento histórico. Estos datos son los mismos que arroja la base de datos Oil Field Manager1 (OFM) de cada campo. Esta parte incluye datos como fecha, caudal total, caudal de petróleo, producción acumulada de petróleo, caudal de agua, producción acumulada de agua, corte de agua, relación agua-petróleo, producción de gas, producción acumulada de gas y relación gas-aceite. Comportamiento primario. Estos valores son el resultado del análisis realizado con las curvas de declinación en OFM. Estos valores coinciden con los valores históricos hasta el inicio del proceso de inyección de agua. Después de este punto, los valores son los que se hallaron en la curva de predicción correspondiente. En esta parte se incluyen datos como fecha, caudal de petróleo primario, producción acumulada de petróleo primario, caudal de agua primaria, producción acumulada de agua primaria, corte de agua primario, relación agua-petróleo primaria.

Comportamiento secundario. Las tasas de producción secundaria se hallaron con la resta de la producción histórica con la producción primaria. En esta sección se incluyen los datos que se nombran a continuación: fecha, caudal de petróleo secundario, producción acumulada de petróleo secundario, caudal de agua secundaria, producción acumulada de agua secundaria, relación agua-petróleo secundaria, tasa de inyección de agua, inyección acumulada de agua, relación agua inyectada con tasa de petróleo secundario, relación producción acumulada de agua con producción secundaria acumulada, número de pozos inyectores y número de pozos productores.

Cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM)

HISTORIA Y CRITERIOS EMPÍRICOS EN LA APLICACIÓN DE INYECCIÓN DE AGUA EN LA CUENCA DEL VALLE MEDIO DEL MAGDALENA

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Generalidades y análisis de la inyección de agua en el Campo Casabe2

Se localiza geográficamente en el Municipio de Yondó (Departamento de Antioquia), sobre la margen izquierda del Río Magdalena, frente a la ciudad de Barrancabermeja y se encuentra dividido estructuralmente en ocho bloques de Sur a Norte, cada uno limitado por fallas normales.

Fig. 2 -. Bloques del Campo Casabe

El campo originalmente se encontraba a una presión levemente por encima de su presión de burbuja en cada uno de sus yacimientos (Arenas A y B), descendiendo rápidamente debido a su comportamiento de yacimiento volumétrico con mecanismo de producción de gas en solución. En la Tabla 1 se puede observar el comportamiento de la presión del yacimiento para las Arenas Superiores, Zona A, y las Inferiores, Zona B. Tabla 1. Datos básicos de presión, Campo Casabe

La inyección de agua ha generado el incremento de la presión del yacimiento, por encima de la presión inicial en la Zona A. La presión al inicio de inyección era de 350 psi y la presión actual es de 1800 psi, 450 psi mayor a la presión de saturación, 1350 psi.

Hasta la fecha se han perforado un total de 1039 pozos, 448 durante la etapa primaria y los restantes para los tres pilotos de inyección y el proyecto de recuperación secundaria. Más de la mitad de los pozos perforados en el campo se encuentran inactivos por motivos como baja inyectividad debido a un alto contenido de arcillas sensibles al agua dulce de inyección, penetración parcial en el cañoneo, taponamiento por sólidos y formación de precipitados por incompatibilidad de fluidos, canalizaciones debidas a las arenas con alta permeabilidad y fracturamiento hidráulico por altas presiones de inyección, colapsos relacionados a la inyectividad preferencial y a fracturas que se generan por altas presiones de inyección.

Análisis de Producción-Inyección de los bloques del Campo Casabe

A continuación se describe el comportamiento de la producción e inyección de los bloques mas representativos del Campo Casabe. Este análisis consistió en tomar los datos del campo cargados en OFM y realizar las gráficas de producción de cada bloque, luego se realizaron sobre estas, las curvas de tendencia de producción primaria teniendo en cuenta las fechas de inicio de inyección, para así obtener los recobros secundarios.

Bloque 1: En este bloque se inició la explotación en junio de 1945 en la Zona A, con una producción de 429 BOPD. Alcanzó la máxima producción primaria en febrero de 1954, produciendo 8902 BOPD, con 78 pozos productores activos. El periodo de declinación después del pico de producción, fue de 25 años. Luego del periodo de declinación, en 1979 se realizan dos pilotos de inyección en las Arenas A y B3, el recobro secundario de estos pilotos en noviembre de 1987 fue de 751.1 MBO y la inyección acumulada de 7.98 MMBW. Después de los pilotos y durante un periodo de dos años se perforaron nuevos pozos productores, los cuales se pusieron a producir a una tasa máxima, con el objetivo de limpiar las


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arenas y luego convertir algunos de ellos a inyectores, se pasaron de 47 a 80 pozos productores y al reactivar la inyección, de 5 a 115 pozos inyectores, mejorando notoriamente la producción del bloque y dejando ver la efectividad de la inyección, con la que se ha recuperado hasta la fecha (fecha de los últimos datos cargados en OFM) 12.41 MMBO secundarios, con una inyección de agua acumulada de 86.92 MMBW. Este bloque tiene un petróleo original en sitio (OOIP) de 190.8 MMBO. Se han producido 55.48 MMBO, de los cuales 12.41 MMBO son secundarios. El factor de recobro actual es de 29.08% y el factor de recobro secundario (FRs) es 6.50%. El bloque produce actualmente 1206 BOPD, con un total de pozos productores activos de 39 y la relación agua aceite (WOR) es de 10. La inyección en este bloque ha generado una mejor respuesta en la Zona B donde se encuentra el 37.26% del OOIP, ya que el factor de recobro secundario es de 8.68% equivalente a 6.17 MMBO, este valor es superior al obtenido en la Zona A de 5.21% que equivale a 6.24 MMBO secundarios Fig. 3- Curva de declinación bloque 1, Casabe Bloque 6: Este bloque tiene un petróleo original en sitio (OOIP) de 433.8 MMBO (el mayor del campo). Se han producido 93.36 MMBO, de los cuales 13.69 MMBO son secundarios. El factor de recobro actual es de 21.52% y el factor de recobro secundario es 3.16%. Produce actualmente 1191 BOPD, con un total de pozos productores activos de 44 y la relación agua aceite es de 5. La inyección de agua generó una mejor respuesta en la Zona B donde se encuentra el 34.53% del OOIP, ya que el factor de recobro

secundario es de 4.63% equivalente a 6.94 MMBO, este valor es casi el doble al de la Zona A de 2.38% equivalente a 6.75 MMBO secundarios Fig. 4 - Curva de declinación bloque 6, Casabe Bloques 4 y 5: Tienen un petróleo original en sitio (OOIP) de 101.5 MMBO. Se han producido 13.16 MMBO, de estos 1.04 MMBO son secundarios. El factor de recobro actual es de 13.16% y el factor de recobro secundario es 1.02%. El proceso de inyección de agua en estos bloques se implementó solo en la Zona B, donde se encuentra el 26.50% del OOIP, el factor de recobro secundario es de 3.87% equivalente a 1.04 MMBO. En el Campo Casabe el 67.68% del OOIP se encuentra en la Zona A, esta zona ha aportado 158.63 MMBO, de los cuales 24.79 MMBO son secundarios. En la tabla 2 se muestra un resumen de la distribución de reservas, producción y factores de recobro para todo el Campo Casabe, Zonas A y B. Se puede notar que la Zona B del Campo Casabe presenta una mejor respuesta a la inyección de agua, aunque posee solo el 32.32% del OOIP (429.9 MMBO), este proceso ha generado cantidades similares de petróleo secundario a la Zona A, donde existen mayores reservas. El factor de recobro secundario de la Zona B es 5.62% (24.17 MMBO), superior al de la Zona A que es de 2.75%.

1945 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03100

500

1000

5000

10000

Prod

ucci

on d

e A

ceite

Tot

al (

bbl

/d )

Phase : OilCase Name : Caso 4b : 0.343148Di : 0.0611172 A.e.qi : 788.069 bbl/dti :te : 04/30/2004Econ. Limit : 2 bbl/dFinal Rate : 223.664 bbl/dCum. Prod. : 39201.5 MbblCum. Date : 07/15/1979Reserves : 3868.25 MbblEUR : 43069.8 MbblForecast Limit : Time LimitForecast Date :

1945 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03100

101

102

103

104

105

Pro

ducc

ion

de A

ceite

Tot

al (b

bl/d

)


Tabla 2: Distribución de producción y factores de recobro, todo el campo

ZONA A % ZONA B % TOTAL

Petróleo original en sitio. OOIP 900,2 67,68 429,9 32,32 1330,1 MMBO

Producción acumulada primaria. Npp 133,84 58,92 93,31 41,08 227,15 MMBO

Producción acumulada secundaria.

Nps 24,79 50,63 24,17 49,37 48,96 MMBO

Producción acumulada actual. Np 158,63 57,45 117,48 42,55 276,11 MMBO

Factor de recobro primario. FRp 14,87 21,71 17,08 %

Factor de recobro secundario. FRs 2,75 5,62 3,68 %

Factor de recobro actual. FR 17,62 27,33 20,76 %

UNIDADESVARIABLE SIMBOLOVALOR CAMPO CASABE

Análisis de los resultados de la inyección en

el Campo Casabe

Para el análisis de los resultados de un proceso de inyección de agua, existen varios criterios técnicos y económicos por los cuales se podría evaluar la efectividad de cada uno de ellos, en este caso se ha tenido en cuenta para el análisis, la observación del comportamiento gráfico de variables como, producción acumulada de petróleo secundario (Nps), el factor de recobro secundario (FRs) y petróleo original en sitio (OOIP) que aunque no es una variable representativa para determinar la efectividad de una inyección, combinada con las otras variables da una visión de los resultados del proceso, para catalogar los bloques sometidos a inyección Esta sección muestra las gráficas de cada una de las variables mencionadas en el párrafo anterior, para asociarlas y generar una evaluación cualitativa de los resultados de la inyección en el campo. Se observan los valores del OOIP de cada bloque de Casabe, se aprecia que la mayor cantidad de los volúmenes se encuentran en los bloques 1, 3, 6, 7 y 8.

190,8

127,2

181,8

101,5

433,8

295

050

100150200250300350

400450500

1 2 3 4 y 5 6 7 y 8

BLOQUE

OO

IP (M

MB

O)

Fig.5- OOIP por bloques, Campo Casabe.

Aunque el OOIP del bloque 1 no es tan alto, si presenta un alto factor de recobro secundario y ha aportado una significativa cantidad de petróleo debido a la inyección, casi la misma cantidad que el bloque 6 que tiene mas del doble de su OOIP. Por esta razón, se considera que este es el bloque que mejor respuesta ha tenido a la inyección de agua en el campo.

12,41

6

4,32

1,04

13,69

9,53

0

2

4

6

8

10

12

14

16

1 2 3 4 y 5 6 7 y 8

BLOQUE

Nps

(MM

BO)

Fig. 6- Producción acumulada secundaria por bloques, Campo Casabe El bloque 2 presenta un bajo OOIP, pero observando el factor de recobro secundario, se tiene que es el segundo más alto en todo el campo, con una producción de petróleo secundaria de 6 MMBO, esta cifra no es muy alta, pero es de gran valor en comparación al resto del de los bloques. El bloque de mayor petróleo original en sitio en todo el campo es el bloque 6, posee 433 MMBO, además, es el que mas petróleo secundario ha producido (13.7 MMBO), aunque su factor de recobro secundario no es tan alto, esta considerado como uno de los bloques con mejor respuesta a la inyección. Los bloques 7 y 8, tienen un comportamiento similar al bloque 6, debido a que tienen un OOIP alto, su aporte de petróleo secundario es alto y


6

tiene un factor de recobro secundario moderado.

Generalidades y análisis de la inyección de agua en el Campo La Cira4.

El Campo La Cira se encuentra ubicado en la parte central de la antigua Concesión de Mares, a una distancia aproximada de 22 kilómetros al SE de la ciudad de Barrancabermeja y a 250 kilómetros al NW de Bogotá.

Fig. 7- Áreas del Campo La Cira El primer programa de inyección de agua en la estructura La Cira se realizó entre 1946 y 1949, a través de siete pozos localizados en el acuífero, en el sector del área 3W, con el propósito de presurizar el yacimiento. El Campo produce primariamente en las Zonas A, B y en la Zona C de un sector de la parte alta de la estructura del área 2 y en el área 1. Secundariamente, en el resto de la Zona C y en algunos pozos localizados en el sector norte de Infantas, que han sido afectados por la inyección de agua en el área 7 del Campo La Cira.

La Zona C del campo, originalmente se encontraba a una presión levemente por encima de su presión de burbuja, descendiendo rápidamente debido a su comportamiento de yacimiento con mecanismo de producción de gas disuelto.

Inicialmente la presión del yacimiento era de

1600 psi y descendió a valores de 150 psi hasta el momento en que se inicia la inyección de agua, la cual ha generado un incremento de la presión hasta 1200 psi, permaneciendo por debajo de la presión de burbuja que es de 1570 psi.

ZONA C LA CIRACOMPORTAMIENTO DE LA PRESIONAREAS BAJO INYECCION DE AGUA

0

500

1000

1500

2000

2500

1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000

AÑOS

PRES

ION

EST

ATI

CA

[psi

]

PUESTA EN EJECUCION LA INYECCION DE AGUA

INCREMENTO EN LA PRESION DEBIDO AL INICIO DEL PROCESODE INYECCION DE AGUA.

DEPLECION DE LA PRESION PORLA PRODUCCION DE HIDROCARBUROSDE FORMA PRIMARIA.

Fig. 8- Comportamiento histórico de la presión, La Cira Zona C Los patrones de inyección inicialmente utilizados en el sistema secundario de La Cira variaron para las diferentes áreas, líneas alternas para la 2 y 3E, siete puntos para las áreas 4, 5, 6 y 7 y cinco puntos para la 3W y La Cira Norte. Estos patrones se hicieron siguiendo patrones geométricos en superficie, sin considerar la geometría de los cuerpos, factor que ha influido en la eficiencia del sistema. El sistema de inyección-producción se ha venido deteriorando con el tiempo por diversas causas y es así como en las épocas iniciales del desarrollo secundario se contaba con 205 pozos inyectores y 500 pozos productores y actualmente sólo se cuenta con 60 pozos inyectores y 200 pozos productores. Los patrones también se han desconformado o perdido consecuentemente debido principalmente a los siguientes factores: Ø Pérdida de pozos inyectores y productores,

debido a problemas mecánicos, baja inyectividad o productividad y altos cortes de agua.

Ø Deterioro de la calidad del agua de inyección, debido principalmente al incremento del contenido de sólidos en suspensión, mayormente causados por problemas de corrosión.

Ø Pérdidas de presión y caudal, ocasionados por conexiones fraudulentas al sistema (robos).

6

4

5

3E

LCN

3W

2

7

1

1 i

6 i

3 i

4 i

8 i

7 i

2 i

5 i

8

6

4

5

3E

LCN

3W

2

7

1

1 i

6 i

3 i

4 i

8 i

7 i

2 i

5 i

8

6

4

5

3E

LCN

3W

2

7

1

1 i

6 i

3 i

4 i

8 i

7 i

2 i

5 i

8

6

4

5

3E

LCN

3W

2

7

1

1 i

6 i

3 i

4 i

8 i

7 i

2 i

5 i

8


7

Ø Deficiencias en el mantenimiento del sistema de presión (Turbinas), redes de distribución y medición.

Análisis de producción-inyección de las

Areas del Campo La Cira, Zona C

En el trabajo se describe el comportamiento de la producción e inyección de las áreas del Campo La Cira, se describen los eventos más importantes al observar las gráficas de producción de tendencia primaria y secundaria de cada una de las áreas, incluyendo la 8 de Infantas, esta última a pesar de que no ha tenido inyección de agua de manera directa, si se ha visto influenciada por la inyección en el área 7 de La Cira. Área 1. Esta área inició la explotación en diciembre de 1926, con una producción de 71 BOPD. El pico de producción de petróleo se presentó en mayo de 1944 con 9700 BOPD y con 70 pozos productores activos. El periodo de declinación, después del pico de producción, fue de 27 años, cuando comienza la inyección, pero se observa claramente que esta inyección afectó la curva normal con la que venía el área y se concluyó que la inyección no era efectiva en la recuperación de petróleo, por problemas de inyección preferencial y pérdida de agua a través del sistema de fallas. Fig. 9-Curva de declinación área 1, La Cira Zona C Antes de iniciar la inyección, el promedio de pozos productores de petróleo era de 64 y justo al inicio de ésta, pasó a 57 pozos. Esto se debe a que se convertieron algunos de los pozos productores a inyectores, de ahí que se vea la baja inmediata en la producción de aceite. Esta área tiene un petróleo original en sitio (OOIP) de 163 MMBO y Se han producido 46.61 MMBO. El factor de recobro actual es de 28.6%. La producción actual es de 100 BOPD, con un total de pozos productores activos de 14.

Área 3W. Esta área inició la explotación en febrero de 1929, con una producción de 695 BOPD. La tasa pico de producción de petróleo se presentó en noviembre de 1937 con 16298 BOPD y con 104 pozos productores activos. El periodo de declinación, después del pico de producción, fue de 20 años hasta el comienzo del primer programa de inyección de agua en la estructura de La Cira, en la cual la Forest Oil Corporation inicia la ejecución de este proyecto en la parte central del área. Fig. 10-Curva de declinación área 3W, Zona C. La Zona C en el área 3W tiene un petróleo original en sitio de 300.9 MMBO, se han producido 95.85 MMBO, de los cuales 34.56 MMBO son secundarios. El factor de recobro actual es de 31.85% y el factor de recobro secundario es de 11.49%. El área produce actualmente 682 BOPD, con un total de pozos productores activos de 66. La inyección en esta área muestra los mejores resultados de todo el campo, la producción secundaria acumulada de petróleo y el factor de recobro secundario son los mayores valores de todos los procesos analizados en este estudio. La Zona C del Campo La Cira tiene un OOIP de 1638.8 MMBO de los cuales ha producido de forma primaria 273.9 MMBO y secundaria 65.27 MMBO, el factor de recobro actual de la zona es de 20.70% y el factor de recobro secundario de 3.98%. Como se mencionó en el párrafo anterior, la producción acumulada secundaria actual para la Zona C, es de 65.27 MMBO, la cual se encuentra distribuida por áreas y en donde se determinó que el área 3W aporta la mitad de de la producción secundaria de todo el campo, le siguen en importancia las áreas 3E y 7. En la tabla 3 se mustra la distribución de producción y factores de recobro para todo el campo.

1926 29 32 35 38 41 44 47 50 53 56 59 62 65 68 71 74 77 80 83 86 89 92 95 98 01 0410

50

100

500

1000

5000

10000

PRO

D. A

CEI

TE T

OTA

L ( b

bl/d

)

1929 32 35 38 41 44 47 50 53 56 59 62 65 68 71 74 77 80 83 86 89 92 95 98 01 0410

1

102

103

104

105

PRO

D. AC

EITE

TO

TAL

( b

bl/d

)


Tabla 3. Distribución de producción y factores de recobro, Campo La Cira Zona C

Petróleo original en sitio. OOIP 1638,8 MMBOProducción acumulada primaria. Npp 273,9 MMBOProducción acumulada secundaria. Nps 65,27 MMBOProducción acumulada actual. Np 339,17 MMBOFactor de recobro primario. FRp 16,71 %Factor de recobro secundario. FRs 3,98 %Factor de recobro actual. FR 20,70 %

UNIDADESVARIABLE SIMBOLO ZONA C

Método de Bush & Helander aplicado a Campos del Valle Medio del Magdalena.

El método de James L. Bush & Donald P. Helander5, titulado “Empirical prediction of recovery rate in waterflooding depleted sands”, consiste en una predicción estadística empírica de la tasa de recobro en procesos de inyección de agua. En esta sección se muestran los resultados obtenidos en las Zonas A y B del Campo Casabe y la Zona C del Campo La Cira. El objetivo inicial es ajustar el método a las formaciones citadas de estos campos, para después aplicar el método de predicción propuesto a otro campo de la misma cuenca en las mismas formaciones, donde sea prospectiva la inyección de agua como método de recuperación adicional. El método consiste en dividir el proceso en tres periodos:

A.Periodo de respuesta inicial: Va desde el inicio de la inyección hasta la primera respuesta a ésta, como un incremento en la tasa de producción de hidrocarburos. Durante este periodo, la tasa de producción de aceite puede declinar o permanecer constante y la presión del yacimiento es restaurada. Este periodo es también conocido como llenado o fillup6 y cabe decir que en él no hay producción de petróleo secundario. B. Periodo de incremento de la producción: Este periodo va desde el incremento inicial en la producción de aceite, debido a la inyección de agua, hasta alcanzar la tasa pico de producción de petróleo. Teóricamente, este valor coincide con el rompimiento de agua en los pozos productores (breakthrough), pero en la práctica esto no se cumple, debido a que algunos yacimientos ya están produciendo agua desde muy temprano y a que el agua inyectada no viaja en el mismo frente, sino que parte de ella se desplaza más rápido en los estratos de la

formación con mayor permeabilidad. En las zonas de interés se observó que la producción de fluido total aumenta notoriamente desde el fillup hasta el breakthrough, en donde la producción total trata de estabilizarse para el Campo Casabe y declina un poco en el Campo La Cira. La producción de aceite presenta su tasa máxima alrededor del breakthrough en los dos campos.

C. Periodo de declinación de la producción: Es el periodo comprendido después de la tasa pico de producción de aceite, hasta el abandono. En él disminuyen las tasas de aceite e incrementan los cortes de agua. Este periodo constituye el porcentaje más largo de la vida total de la inyección. En este estudio, por tratarse de dos campos maduros que implementaron el proceso de inyección de agua hace más de veinte años, este periodo termina en la fecha de la realización del mismo.

Fig. 11- Curva típica de un proceso de inyección de

agua.

La aplicación de este método empieza por organizar y analizar los valores provenientes de la base de datos creada en el presente estudio. Un resumen de los datos que se analizaron para cada zona se presenta a continuación:


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• Fechas de inicio producción de petróleo e inyección de agua.

• Duración en meses de los periodos de respuesta inicial, de inclinación, de declinación de la producción y de la vida total de la inyección.

• Porcentaje de los periodos de respuesta inicial, de inclinación, de declinación con respecto a la vida total de inyección.

• Producción acumulada de petróleo secundario durante los periodos de inclinación y de declinación.

• Porcentaje de producción secundaria durante los periodos de inclinación y de declinación con respecto la producción total secundaria.

• Tasa pico de petróleo como porcentaje del total de agua inyectada en el mismo mes.

• Inyección acumulada de agua a la fecha de estudio (Wi).

La tabla 4 muestra los resultados obtenidos del ajuste de los datos previos, al método de Bush & Helander en tres escenarios que son: Caso I: La predicción de la tasa de recobro mínima. Caso II: La predicción de la tasa de recobro promedio. Caso III: La predicción de la tasa de recobro máxima

Estos tres escenarios se obtuvieron de extraer los valores mínimo, promedio y máximo respectivamente de cada uno de los datos analizados. En la tabla 4 se puede apreciar que la relación Wi/Nps mas baja se encuentra en la Zona B de Casabe, lo que nos indica que esta es la zona donde menos barriles de agua se tendrían que inyectar para producir un barril secundario de petróleo, caso contrario para La Cira donde la relación es 22. Los porcentajes de los periodos de respuesta inicial e inclinación, con respecto a la vida total de inyección y con los que se obtendrían mejores resultados al implementar la inyección, se encuentran en la Zona B del Campo Casabe, puesto que en un corto tiempo después de empezada la inyección se ve la temprana respuesta a esta y el periodo de inclinación es mas largo. Con esto se recuperaría mayor volumen de petróleo. Los resultados también muestran que la Zona C de la Cira tiene comportamiento en la declinación menos drástico que en las otras zonas analizadas.

Tabla 4. Resultados obtenidos, método Bush & Helander modificado.

CASO I CASO II CASO III CASO I CASO II CASO III CASO I CASO II CASO IIIRelación agua inyectada acumulada con petróleo secundario acumulado (Wi/Nps)

11 11 11 7 7 7 22 22 22

Porcentaje del periodo de respuesta inicial del total de la vida de la inyección (%)

1,7 3,5 9,2 1,4 3,1 7,4 2,4 3,9 7,9

Porcentaje del periodo de inclinación del total de la vida de la inyección (%)

5,4 7,4 12,2 4,8 18,1 25,7 1,4 5 8,4

Porcentaje de la producción secundaria durante el periodo de inclinación (%)

8,6 15 22,6 8,7 23,5 32,9 2,8 8,8 18,9

Porcentaje de la tasa pico de petróleo con respecto a la tasa de inyección (%)

9,9 16,3 32,5 20,4 30,4 47 2,8 10,5 18,2

Porcentaje de declinación diez años despues de la tasa pico de aceite (%/10 años) 57,72 72,36 79,6 49,58 66,26 88,8 28,89 54,11 78,57

Porcentaje del tiempo requerido para alcanzar el 50% de la producción secundaria (%)

42 32,7 25 46,2 39,3 30,9 31,1 29,6 22,6

Porcentaje del tiempo requerido para alcanzar el 75% de la producción secundaria (%)

66,1 56,4 48,7 64,6 62,7 57,5 52,1 49,5 34,3

ZONA CVARIABLES

ZONA A ZONA B


Procedimiento para aplicar el método modificado por los autores

1. Calcular el aceite original en sitio de la zona

donde se va a inyectar. 2. Obtener de la base de datos del campo, la

producción primaria antes de empezar la inyección de agua (Npb) para el sistema en particular (pozo, patrón, área, bloque, etc).

3. Se calcula el petróleo remanente en sitio

antes de iniciar la inyección de agua.

4. Se calcula el petróleo residual después de implementar el proceso de inyección de agua.

5. Se calcula el recobro de petróleo total en sitio secundario que se pudiera obtener.

R es el factor de eficiencia de recobro, que para las zonas analizadas se encuentra entre 0.4 y 0.6. 6. Cálculo de la tasa de agua a inyectar.

7. Cálculo de la vida total de inyección.

8. Hallar la producción secundaria en el periodo de inclinación para cada escenario.

9. Hallar la tasa pico de producción de petróleo

para cada escenario. 10. Hallar la duración en meses de los periodos

de respuesta inicial, de inclinación y de declinación para cada escenario.

11. Elaborar la grafica de predicción del sistema.

Este método se puede utilizar para predecir el comportamiento secundario hipotético en formaciones análogas a las analizadas en este estudio, donde sea prospectiva la inyección de agua como método de recuperación adicional.

Conclusiones

El desarrollo del presente trabajo permite a los autores concluir lo siguiente: • Los análisis empleados en este estudio (técnicas gráficas usando curvas de declinación) permiten concluir que la inyección de agua en los bloques 1, 2, 3, 6 y 7 del Campo Casabe, en las formaciones Zona A y Zona B, ha sido un proceso exitoso desde el punto de vista de los incrementos en la tasa de aceite y aceite total recuperado, pese a los inconvenientes operacionales que se han tenido. En total la inyección de agua ha contribuido con 49 MMBO (3,7 % del OOIP) adicionales de reservas en el Campo Casabe. • La inyección de agua en la Zona C del bloque 3W de La Cira ha sido un proceso exitoso que ha permitido la recuperación de 35 MMBO de reservas adicionales. Para otros bloques del Campo La Cira se ha inyectado agua en Zona C, con resultados menos buenos, pero apreciables (Áreas 3E, 4, 6, 7). En otras áreas, los resultados no son los mejores (Áreas 2, 5, 00). El área 1 presenta unos resultados nulos frente a la inyección de agua por problemas de inyección preferencial y pérdida de agua a través del sistema de fallas. En total, se han recuperado 67 MMBO (4.1% del OOIP) adicionales, por la implementación de este proceso en la Zona C del Campo La Cira. • El poseer una base de datos con la información de los procesos de inyección de agua en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, como la elaborada en este trabajo, es de gran ayuda para el análisis de este tipo de técnicas. • El método de Bush & Helander, como técnica de análisis estadístico para predecir el desempeño de una zona sometida a inyección de agua, fue ajustado a las propiedades estáticas y dinámicas de las zonas A y B del Campo Casabe y de la zona C del Campo La Cira, arrojando diferentes valores hipotéticos para algunas variables involucradas en el proceso. Este método es en conclusión aplicable

iwNpsWiNps

Ti×

×

=4.30

( )

+××

−×××××=

−

SrwreLnBww

PsPinjhKrwKiwµ

31008.7

( ) ROresOremNps ×−=

SorhAOres ××××= φ7758

( ) BoiiNpbOOIPOrem ×−=

BoiSoihA

OOIP××××

=φ7758


11

en el análisis de la inyección de agua, para situaciones donde se presenten sistemas homogéneos, con mucha información de producción y donde se requiera de predicciones de datos rápidas, sin modelos de alta complejidad, pero sin necesidad, por ser un método estadístico, de una alta precisión en los datos predichos. Aplicando este método, es fácil llegar a predecir el tiempo de llenado, el tiempo de inclinación, tasa de petróleo pico en el período de inclinación, volumen de petróleo a producir en la inclinación, volumen de petróleo producido al 50% y al 75% en tiempo de la vida total del proyecto, así como datos complementarios, tales como variables asociadas a la declinación de la tasa de petróleo. • El análisis con el método de Bush & Helander para las Zonas A y B de Casabe y la Zona C de La Cira arrojaron resultados muy similares a los que históricamente se dieron, indicando que el método es bueno en la predicción de estos campos, por lo que se consideraría bueno en la predicción de las mismas formaciones en campos vecinos.

Nomenclatura A: Área en acres Boi: Factor volumetrico de petróleo inicial en RB/STB. Boii: Factor volumetrico de petróleo antes de la inyección en RB/STB BOPD: Barriles de aceite por día. Bw: Factor volumétrico del agua de inyección en RB/STB. BWPD: Barriles de agua por día. Ft: Pies. h: Espesor en pies. iw: Tasa de inyección de agua en barriles por dia. K: Permeabilidad absoluta en milidarcys. Krw: Permeabilidad relativa al agua en fracción. MBO: Miles de barriles de petróleo. MMBO: Millones de barriles de petróleo. MMBW: Millones de barriles de agua. Npb: Aceite producido acumulado antes de la inyección en barriles. Nps: Aceite producido acumulado secundario en barriles. OOIP: Aceite original en sitio en barriles. Pb: Presión de burbuja Pinj: Presión de inyección en psi. Ps: Presión inicial en psi.

re: Radio exterior influenciado por la inyección en pies. Valor calculado a partir del área que va a ser afectada por la inyección. rw: Radio de los pozos inyectores en pies. S: Factor de daño de la formación Soi: Saturación de aceite inicial en fracción. Sor: Saturación de aceite residual en fracción. Wi: Agua inyectada acumulada. Wi/Nps: Relación agua inyectada acumulada y petróleo secundario acumulado de la Zona A, B o C. φ: Porosidad en fracción µw: Viscosidad del agua de inyección en cp.

Referencias Bibliográficas

1. Schlumberger. (2002). Introduction to Oil Field Manager. Houston. 2. Ecopetrol S. A. y Schlumberger. (2003). Análisis Conjunto de Viabilidad Técnica de Estructurar un Proyecto de Aplicación Tecnológica en el Campo Casabe. Bogotá. 3. Gaviria, W. (1976). Diseños y programa de ejecución del sistema de inyección de agua recomendado para los tres pilotos en Campo Casabe. 4. Ecopetrol S. A. (1999). Evaluación Integrada de Yacimientos del Campo La Cira – Infantas. Bogotá. 5. Bush J. & Helander D. (1968). Empirical prediction of recovery rate in waterflooding depleted sands. Paper SPE 2109,1-16. 6. Thankur, G. and Satter, A. (1998). Integrated Waterflooding Asset Management. Oklahoma: PennWell Books.

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