Revista Fuentes El Reventón Energético (Jun 2021)
Exitosa aplicación de un proyecto de inyección de agua en un campo de crudo pesado con pozos altamente desviados, relación de movilidad desfavorable y patronamiento irregular en Colombia.
Abstract
Este trabajo presenta algunas prácticas claves implementadas en un proyecto de inyección de agua, en un yacimiento de crudo pesado, con alta heterogeneidad vertical y complejidad estructural; patrones irregulares con pozos ubicados a diferentes espaciamientos y arquitectura combinada que incluye pozos horizontales, geonavegados, altamente desviados y verticales, heredados del desarrollo primario y una relación de viscosidades (μo/μw) entre 200 y 600, lo que representa un desafío técnico y operacional. El éxito del proyecto de inyección de agua, en estas condiciones desfavorables y complejas, ha sido el resultado de un efectivo proceso de diseño, implementación, control y monitoreo. Previo al diseño del proceso, se realizó screening de tecnología, con el fin de seleccionar el proceso de recobro más adecuado para el yacimiento sujeto de estudio; posteriormente, se realizaron pruebas de laboratorio que verificaron aspectos claves como compatibilidad de fluidos y tasas críticas de flujo; con esta información se construyó un modelo numérico 3D donde se simuló el proceso de inyección de agua y fue la base para el diseño del piloto de inyección. En el 2015 se puso en marcha un piloto compuesto de 13 patrones de inyección, que fue factor clave para probar el proceso, observar sus beneficios y corregir los comportamientos anómalos de cara a la expansión. Las lecciones aprendidas del piloto fueron: (1) la necesidad de una caracterización más detallada del yacimiento para optimizar la ubicación de los nuevos patrones y sus predicciones volumétricas; (2) un permanente manejo de la heterogeneidad vertical, mediante el uso de sartas selectivas; y (3) un muy riguroso proceso de balanceo de los patrones, mediante el seguimiento y monitoreo de las tasas de inyección a nivel de arenas, presiones de flujo y caudales de producción, para minimizar la canalización del agua y maximizar la recuperación de petróleo.En la actualidad, se avanza en la fase de expansión de este proyecto cerrando al año 2019 con 20 patrones. Entre los años 2020-2023 se tendrá la expansión total del proyecto con alrededor de 93 patrones y en el 2021 se planea el inicio del piloto de inyección de agua mejorada (polímeros), para evaluar sus beneficios. En este proceso de expansión, el control y monitoreo de las variables como tasa y perfiles de inyección/producción, presión de inyección, calidad de agua, entre otras, han sido factores clave para anticipar desvíos en el plan y ajustarlos a condiciones más favorables que permitan tener una mejor eficiencia del proceso. El incremento actual en el factor de recobro de algunos patrones es del orden de 2 % y la expectativa es llevarlo cerca del 6 % mediante la inyección de un volumen poroso en 20 años. Ya se han incorporado cerca de 90 MM de barriles de reservas 3P asociadas a este proyecto. Los resultados de desempeño han sido evaluados y comparados con modelamiento analítico y numérico, evidenciando un comportamiento mejor al esperado.
Keywords
