Inyeccion de Agua Chichimene T2
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2014 ECOPETROL Alexander Rueda Lizarazo [REVISIÓN PLAN DE DESARROLLO CHICHIMENE T2: MODELO DE SIMULACIÓN] El objetivo del presente reporte es presentar los perfiles de producción de petróleo y agua que se generarían en el campo considerando la masificación del proceso de inyección de agua planteada para la formación T2 de Chichimene.
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2014
ECOPETROL
Alexander Rueda
Lizarazo
[REVISIN PLAN DE DESARROLLO CHICHIMENE T2: MODELO DE
SIMULACIN]
El objetivo del presente reporte es presentar los perfiles de produccin de petrleo
y agua que se generaran en el campo considerando la masificacin del
proceso de inyeccin de agua planteada para la formacin T2 de
Chichimene.
-
REVISIN DEL PLAN DE DESARROLLO CHICHIMENE T2: MODELO DE SIMULACIN
INFORME PRESENTADO A LA GERENCIA DE YACIMIENTOS
Bogot, Septiembre de 2014
-
Revisin plan de desarrollo Chichimene T2
0
ECOPETROL S.A.
GERENCIA DE YACIMIENTOS
VICEPRESIDENCIA TCNICA DE DESARROLLO
REVISIN DEL PLAN DE DESARROLLO CHICHIMENE T2: MODELO DE SIMULACIN
REVIS
CARLOS HUMBERTO CHAPARRO
ELABOR
ALEXANDER RUEDA LIZARAZO
Bogot, Septiembre de 2014
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Tabla de contenido
Tabla de ilustraciones .................................................................................................................. 3
Plan de desarrollo Chichimene ...................................................................................................... 5
Introduccin ................................................................................................................................... 5
Caractersticas generales del modelo ....................................................................................... 6
Modelo Geo celular .................................................................................................................. 6
Modelo dinmico ........................................................................................................................... 6
Modelo de fluidos: API TRACKING..................................................................................... 7
Anlisis de presiones ............................................................................................................. 13
Inicializacin del modelo........................................................................................................ 15
Ajuste y prediccin ................................................................................................................. 16
Caso base ................................................................................................................................ 16
Casos de prediccin ....................................................................................................................... 18
Inyeccin de agua ...................................................................................................................... 18
Fase piloto: Definicin de los patrones ................................................................................... 18
Primer patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre pozo de 40 acres). ... 20
Segundo patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre pozo de 40 acres). 21
Tercer patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre pozo de 20 acres). .... 21
Cuarto patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre pozo de 20 acres). ... 22
Quinto patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre pozo de 20 acres). ... 23
Definicin de presin. ................................................................................................................... 24
Definicin de caudal de inyeccin. ................................................................................................ 25
Escenarios de simulacin.......................................................................................................... 27
Limitaciones del modelo ........................................................................................................ 27
Pozos a ms de 40 acres de espaciamiento .................................................................... 29
Pozos 20 acres de espaciamiento Inyeccin ininterrumpida ........................................... 37
Pozos 20 acres de espaciamiento: Control voidage replacement ............................... 39
Inyeccin de agua mejorada ..................................................................................................... 42
Inyeccin ininterrumpida agua mejorada: Pozos 20 acres de espaciamiento ........... 43
Inyeccin de 0.4 y 0.7 volmenes porosos de agua mejorada con viscosidad de 10
cp seguido por agua normal (0.45 cp) ................................................................................ 44
-
Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada con viscosidad de 10 cp
seguido por agua normal (0.45 cp) control de Voidage replacement .......................... 46
Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada con viscosidad de 10 cp
seguido por agua normal (0.45 cp) control de tasa de inyeccin mxima .................... 49
Conclusiones ............................................................................................................................... 52
-
Tabla de ilustraciones
Figura 1. Modelo geo celular .......................................................................................................... 6
Figura 2. Registros nucleares de pozos de cresta ...................................................................... 7
Figura 3. Pruebas de produccin de gas en pozos Chichimene T2 ......................................... 8
Figura 4. Datos de presin de formacin: Chichimene T2 ......................................................... 9
Figura 5. Correlacin estructural pozos de cresta..................................................................... 10
Figura 6. Distribucin arena arcilla en la sub unidad T2 50 .............................................................. 11
Figura 7. Correlacin estructural: Crecimiento de la zona con alta saturacin de gas ..................... 12
Figura 8. Pruebas de produccin pozo CH02 .................................................................................... 12
Figura 9. Datos PVT para modelamiento de API tracking ....................................................... 13
Figura 10. Datos MDT con el tiempo ........................................................................................... 14
Figura 11. Perfil de produccin caso base ................................................................................. 17
Figura 12. Zona seleccionada para los patrones del piloto de re-inyeccin de agua. ........ 19
Figura 13. Primer patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 40 acres .......................... 20
Figura 14. Segundo patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 40 acres. .................... 21
Figura 15. Primer patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 20 acres. ......................... 22
Figura 16. Segundo patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 20 acres. .................... 23
Figura 17. Tercer patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 20 acres. ......................... 23
Figura 18. Anlisis SRT pozo Chichimene 29 ........................................................................... 24
Figura 19. Anlisis SRT pozo Chichimene 29 ........................................................................... 25
Figura 20. Patrones de inyeccin: pozos 40 acres de espaciamiento ................................... 28
Figura 21. Patrones de inyeccin: pozos 20 acres de espaciamiento ................................... 28
Figura 22. Perfil de produccin de petrleo pozos Chichimene ............................................. 29
Figura 23. Perfil de inyeccin de agua Chichimene .................................................................. 31
Figura 24. Anlisis de inyectividad pozo Chichimene-29 ......................................................... 32
Figura 25. Acumulado de produccin pozos Chichimene: Escenarios .................................. 33
Figura 26. Corte de agua por pozo: Escenario H19 ................................................................. 34
Figura 27. Tasa de petrleo por pozo: Escenario H19 ............................................................. 35
Figura 28. Patrones considerados para el escenario de expansin. Pozos a 40 acres de
espaciamiento promedio ............................................................................................................... 36
Figura 29. Perfil de produccin escenario base 20 acres ........................................................ 38
Figura 30. Inyeccin de agua: Caso1 .......................................................................................... 39
Figura 31. Perfil de produccin de petrleo: Inyeccin de agua 18 meses despus de perforacin
infill .................................................................................................................................................... 40
Figura 32. Perfil de inyeccin caso 2 20 acres ................................................................................... 41
Figura 33. Perfil de produccin de petrleo: Comparativo casos 2 y 3 ............................................ 41
Figura 34. Perfil de inyeccin: Comparacin casos 2 y 3 .................................................................. 42
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Figura 35. Perfil de produccin: casos de inyeccin ininterrumpida de agua y agua
mejorada .......................................................................................................................................... 43
Figura 36. Acumulados casos de inyeccin de agua y agua mejorada ................................. 44
Figura 37. Perfil de produccin: Casos de inyeccin de agua mejorada ........................................... 45
Figura 38. Acumulados: casos de inyeccin de agua mejorada ........................................................ 45
Figura 39. Perfil de inyeccin de agua: casos agua "mejorada" ....................................................... 46
Figura 40. Perfil de produccin: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada .............. 47
Figura 41. Acumulados: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada ........................... 48
Figura 42. Perfil de inyeccin de agua: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada .... 48
Figura 43. Perfil de produccin: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada, control de
tasa mxima ...................................................................................................................................... 50
Figura 44. Acumulados: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada, control de tasa
mxima .............................................................................................................................................. 50
Figura 45. Perfil de inyeccin de agua: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada,
control de tasa mxima ..................................................................................................................... 51
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Plan de desarrollo Chichimene
Introduccin
El plan de desarrollo definido actualmente para el campo Chichimene en la formacin T2,
considera la perforacin de 245 pozos a 40 acres de espaciamiento. Sin embargo debido
a la ausencia de mecanismos de soporte diferentes a la expansin de fluidos, se ha
generado una cada acelerada de presin en algunos sectores, disminuyendo las reservas
recuperables. Por lo que se hace necesaria la implementacin a corto plazo de procesos
alternativos de recobro secundario y/o terciario, que permitan el sostenimiento de presin
y maximicen el recobro.
Varias alternativas han sido evaluadas incluyendo:
Inyeccin de agua
Inyeccin de agua mejorada
Inyeccin de aire
Inyeccin de gas
Luego de un screening de dichas alternativas, y dadas las condiciones de profundidad,
presin y temperatura del yacimiento, se decide implementar dos pilotos a escala de
campo. El objetivo de dichos pilotos es incrementar el entendimiento de las metodologas
y su efecto real sobre el yacimiento a fin de facilitar su expansin a escala comercial de
acuerdo con los resultados obtenidos. Los pilotos planteados inicialmente son
Inyeccin de agua en el flanco medio bajo
Inyeccin de aire en el tico de la estructura
El objetivo del presente reporte es evaluar la implementacin de un proyecto de inyeccin
de agua y/o agua mejorada en la formacin T2 del campo Chichimene que permita
maximizar el recobro. El proyecto considera dos etapas.
Fase piloto: Durante esta fase se pretende implementar la inyeccin de agua, agua
mejorada y combinacin de estas estrategias en 5 pilotos de diferentes espaciamientos.
Fase comercial: Dependiendo de los resultados obtenidos en la etapa previa, llevar a
cabo una expansin de la tecnologa a todo el yacimiento
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Caractersticas generales del modelo
Antes de presentar los perfiles de gas generados, se har una breve descripcin del
modelo de simulacin empleado para generar los perfiles as como las incertidumbres
asociadas
Modelo Geo celular
El campo Chichimene cuenta con un modelo geocelular 3D en el cual todas las
propiedades del yacimiento fueron distribuidas. El grid fue diseado de manera que
pudiese capturar la heterogeneidad y complejidad de los yacimientos productores y se
facilitara la visualizacin de la informacin y la generacin del modelo de simulacin. La
siguiente figura se muestra el rea que abarca el modelo geocelular actual para el campo
Chichimene, que es de aproximadamente 16 Km de largo por 5.8 Km de ancho, lo que
corresponde a 93 Km2. Adicionalmente el modelo considerado contempla una seccin
correspondiente al bloque CPO9
Figura 1. Modelo geo celular
Modelo dinmico
Una vez ajustado el modelo esttico del campo se procedi a hacer el escalamiento para
la generacin del modelo dinmico. El escalamiento se realiz usando el mtodo layered
donde las capas del modelo geolgico fueron mapeadas explcitamente a las capas del
modelo de simulacin.
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Modelo de fluidos: API TRACKING Existen algunas evidencias que muestran la complejidad de los fluidos en la formacin T2
del campo Chichimene. En esta seccin se presentarn datos y pruebas realizadas a
pozos ubicados en el tico estructural y se sugerir un modelo que represente los
comportamientos observados.
Capa de gas
Posterior al primer trimestre de 2009 altas producciones de gas han sido observadas en
pozos ubicados en la parte ms alta de los domos norte y sur, aunque a condiciones
iniciales no se identific la presencia de una capa de gas. La siguiente grafica muestra los
registros tomados en pozos ubicados en la parte ms alta de la estructura
Figura 2. Registros nucleares de pozos de cresta
Dos argumentos llevan a la idea de la ausencia de una capa de gas inicial en el
yacimiento. No se identifican cruces significativos en los registros densidad neutrn de
dos de los pozos con mayores problemas de produccin de gas en el tico del domo
norte, y la produccin de gas en el campo fue prcticamente nula hasta la apertura en
2009 de los pozos CH16 y CHSW1. Las siguientes grficas muestran la produccin de
gas por pruebas de los pozos existentes en el campo hasta el primer trimestre de 2010.
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Figura 3. Pruebas de produccin de gas en pozos Chichimene T2
La grfica superior derecha de la figura 3 muestra el perfil de produccin de gas y el GOR
de todos los pozos abiertos (con pruebas de produccin) en Chichimene T2 hasta el
primer trimestre de 2010 y la grfica inferior derecha excluye del perfil de produccin de
gas los pozos CH16 y CHSW01, los pozos estructuralmente ms altos perforados en los
domos norte y SW.
Dos reflexiones generales se pueden generar al revisar estos datos:
La presin de saturacin ha de ser ms alta de lo esperado para un crudo de esta
gravedad API
Salvo por los dos pozos ms altos el GOR tiende a ser alrededor de 200 SCF/STB
A pesar del gran volumen in place estimado para esta formacin, la presin promedio
del campo cae rpidamente. La siguiente grafica muestra los perfiles de presin de
formacin en pozos del tico cercanos a CH18 (primer y mejor productor del rea) hasta
el ltimo trimestre de 2009
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Figura 4. Datos de presin de formacin: Chichimene T2
Los pozos Ch44 y CH46 separados ms de 1300 metros entre ellos y resaltados por
crculos negros en la grfica izquierda de la figura 4, muestran para el primer trimestre de
2009 una cada de presin de hasta 1000 psi respecto a la presin original. Fue para este
momento cuando la apertura del CH16 revelo los primeros problemas de produccin de
gas en el campo.
Presiones promedio de 2300 psi y relaciones gas petrleo de 200 SCF/STB encajan con
la teora de una presin de saturacin en la parte alta de la estructura superior a los 2000
psi y una zona de alta saturacin de gas que se forma paulatinamente y crece en
direccin down dip.
Aunque el CH16 es el pozo estructuralmente ms alto abierto en la formacin T2 del
domo norte existen otros pozos con intervalos abiertos muy cerca del punto ms alto de
perforados en el CH16 y que no producen gas. En las siguientes figuras se presentan
correlaciones de pozos de cresta
DATE:01/05/2006
660066506700
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6550
6750
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6200
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6450
63506350
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64506400
6350
6550
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6200
6200
6600
62006500
62506600
5950
59006350
6000
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6400
6550
6050
6650
6100
6200
6250
6500
67006350 6550
63006400
6350
6600
6300
63006250
6450
6500
6500
6850
6900
6350
6800
6450
6250
7000
69506850
6850
6900 6700
6800
6800
6800
6850
6850
6900
6950
7000
7050
71007100
7150
925500 925500
927000 927000
928500 928500
930000 930000
931500 931500
933000 933000
1042000
1042000
1043000
1043000
1044000
1044000
1045000
1045000
1046000
1046000
1047000
1047000
1048000
1048000
733138
67
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0
0
0
0
0
10
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0
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0
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0
000
0
0
CH01
CH02
CH03
CH04
CH05
CH06
CH07
CH08
CH09
CH11
CH12CH12A
CH13
CH14
CH15
CH16
CH17
CH18
CH20
CH21
CH22
CH23
CH24
CH25
CH26
CH27
CH28
CH30
CH35
CH37
CH38
CH39
CH40
CH41
CH42
CH43
CH44
CH45
CH46
CH47
CH53
CH54
CH57
CH58
CH59
CH60
CH61
CH62
CH63 CH64
CH65
CH66
CH67
CH73
CH74
CH81
CH85
CH86
CH95CH96CH97CH97ST
CH107
CH108
CH109
CH111CH115
CH157CH159
CH160
CH162
CH163
CH164
CH165
CH166
CH172CH173CH174
CH204
CH205
Cumulativ e Oil ( Mbbl )
>= 0, < 61
>= 61, < 500
>= 500, < 755
>= 755,
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Figura 5. Correlacin estructural pozos de cresta
Aunque no se puedan considerar definitivos, por las caractersticas del crudo y las
limitaciones de la herramienta, los perfiles de temperatura del PLT tomado en el pozo
CH16 durante el 2009 revelaron que el aporte del gas provena de los intervalos abiertos
en el T240.
Una revisin de la petrofsica generada para pozos con intervalos abiertos en T260 o a
una profundidad superior a -6130 TVSS (primer intervalo abierto en T240 del pozo CH16),
revela que esta zona corresponde a rocas tipo 3 con permeabilidades promedio de 100
mD, lo que explicara que pozos como CH18 o CH02 no aporten nada de esta zona y
avalaran los resultados del PLT.
Localmente se ha identificado la presencia de un sello a nivel de T250. La presencia o
ausencia de este sello evita o permite que el gas generado por cada de presin en el
T240 migre por gravedad y aparezca en pozos donde el T260 es roca tipo I o tipo II. La
siguiente figura muestra el mapa de la sub unidad T2 50. En ella se identifican 2 colores,
gris cuando la cantidad de arcilla presente es mayor a 15 ft y amarillo en cualquier otro
caso.
En la silla de la estructura (espacio entre los domos norte y southwest) y gran parte de la
zona sur oeste del campo la sub unidad T250 pierde sus caractersticas de sello y se
puede asociar con rocas de tipo I o tipo II permitiendo la comunicacin entre las unidades
superiores e inferiores
-
Figura 6. Distribucin arena arcilla en la sub unidad T2 50
Varios pozos ubicados cerca del tope de la estructura y que haban mantenido
producciones de gas bajas durante una gran parte de la historia, como CH02 y CH30
recientemente han incrementado su relacin gas petrleo, reforzando la hiptesis de un
crecimiento de la zonas con alta saturacin de gas. La siguiente grafica muestra una
correlacin estructural de pozos ubicados en el tico estructural y de la terica ubicacin
de la zona de gas
-
Figura 7. Correlacin estructural: Crecimiento de la zona con alta saturacin de gas
Trabajos de reacondicionamiento han sido planeados y ejecutados con xito, en pozos
como CH02 donde la presencia de sellos naturales, sumadas a buenos trabajos de
aislamiento mecnico y la re apertura de zonas alejadas de la cresta (inferiores a -6200
TVDSS) han mostrado ser eficientes al momento de aislar las zonas de gas y mantener
en produccin pozos del tico estructural
Figura 8. Pruebas de produccin pozo CH02
-
Dos PVTs completos con muestras de fondo estn disponibles en los pozos CH28 y
AK018. En ellos se identifican diferentes valores de presin de burbuja, RS y viscosidad,
que permiten inferir una variacin de propiedades con profundidad.
Teniendo en cuanta las consideraciones previas y ante la ausencia de data representativa
en cresta se genera un PVT sinttico que representa el gas en solucin, la viscosidad y la
presin de saturacin que se creen representativos de esta zona del campo. A partir de
estos datos se construy un modelo de fluidos simple en el que dichas variaciones sean
incluidas. La siguiente grfica muestra el comportamiento de RS, viscosidad y presin de
saturacin contra presin en cada uno de los PVTS incluidos en el modelamiento.
Figura 9. Datos PVT para modelamiento de API tracking
Anlisis de presiones
Para la generacin del modelo dinmico se evaluaron registros de Presin MDT
disponibles en el campo Chichimene. La relacin de los pozos evaluados en primera
instancia se encuentra en la tabla 2.
-
Tabla 1. Datos MDT pozos Chichimene
Un control de calidad de los registros MDT muestra una buena calibracin de los datos
indicando que son estables y confiables. A partir de la informacin disponible hasta la
fecha y el entendimiento que se tiene de la mecnica del yacimiento, se identifican al
menos 3 zonas con leves diferencias en la presin inicial, pero marcadas diferencias en
el perfil de depletamiento, como se muestra en la siguiente figura.
Figura 10. Datos MDT con el tiempo
POZO CAMPO FORMACIN FECHA MD TVD TVDSS PRESSURE FORMATION PSITVDSS
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7626 7624.2085 -6042.2085 3144.9 6042.2085
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7644 7642.0415 -6060.0415 3151.36 6060.0415
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7674 7671.6206 -6089.6206 3155.18 6089.6206
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7700 7697.0811 -6115.0811 3167.58 6115.0811
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7754 7749.2617 -6167.2617 3182.16 6167.2617
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7770 7764.4927 -6182.4927 3184.12 6182.4927
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7808 7800.1152 -6218.1152 3198.32 6218.1152
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7840 7829.4043 -6247.4043 3213.82 6247.4043
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7870 7856.3604 -6274.3604 3223.81 6274.3604
CH-12A Chichimene T2 10/10/2003 7890 7874.1167 -6292.1167 3230.12 6292.1167
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7672 7671.78364 -6095.34374 3217.9 6095.34374
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7682 7681.78118 -6105.34128 3222.5 6105.34128
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7755 7754.76977 -6178.32987 3245.5 6178.32987
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7775 7774.76543 -6198.32553 3254.06 6198.32553
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7810 7809.75578 -6233.31588 3268.68 6233.31588
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7874 7873.72551 -6297.28561 3296.85 6297.28561
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7914 7913.69572 -6337.25582 3311.92 6337.25582
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7936 7935.6734 -6359.2335 3320.04 6359.2335
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 7954 7953.65487 -6377.21497 3327.65 6377.21497
CH-18 Chichimene T2 14/04/2001 8004 8003.59255 -6427.15265 3358.2 6427.15265
CH-20 Chichimene T2 13/12/2003 7518 7518 -6130.3 3173.88 6130.3
CH-20 Chichimene T2 13/12/2003 7532 7532 -6144.3 3179.76 6144.3
CH-20 Chichimene T2 13/12/2003 7596 7596 -6208.3 3192.21 6208.3
CH-20 Chichimene T2 13/12/2003 7724 7724 -6336.3 3244.31 6336.3
-
En la figura previa se muestran los datos de presin de formacin por campaa, cada
color simboliza los datos ms representativos tomados por ao. Varios comportamientos
observados en dicha grfica constituyen indicios para postular la presencia de varios
compartimentos en el campo Chichimene a nivel de la formacin T2.
Los cuadros rojos representan la presin tomada en el pozo CH18 en el 2001,
mientras los tringulos y rombos azules representan la presin de los pozos
CH12A y CH20 tomadas dos aos ms tarde. Aunque el gradiente es similar, se
aprecia una cada de al menos 60 psi respecto a la presin inicial. Teniendo en
cuanta que la distancia promedio entre estos pozos oscila entre 0.9 y 1.2 km y el
acumulado del pozo CH18 no supera los 300 mil barriles no se espera que el
drenaje afecte el estado original de presin de los pozos perforados en el 2003
Datos de presin tomados en 2008 en el pozo CH28 y en 2009 en los pozos CH33
y CH 34 ubicados en el sector norte del campo, revelan la misma tendencia de
depletamiento del pozo CH20 y distan del comportamiento observado en las
presiones de pozos como CH29, CH30 o CH27 (ubicados en el bloque central)
tomados en la misma poca y cuya tendencia marca puntos depletados
especialmente a nivel del T2 40, la sub unidad ms continua en el campo. Para
ese momento la diferencia en presiones ya poda superar los 150 psi.
Durante el ltimo trimestre del 2008, dos pozos fueron probados en el sector
South West (CHSW2 y CHSW3) y a pesar del depletamiento observado en los
pozo CH30, CH36 ubicados entre el CH18 y la mencionada zona, las presiones
del nuevo bloque muestran valores iniciales.
Teniendo en cuanta lo descrito en prrafos anteriores, el modelo inicial contempl dos
regiones de equilibrio. Una en el bloque norte, en el que se identific un contacto a -7150
TVDSS y otra denominada bloque principal en la que no ha sido posible definir en forma
clara un contacto.
Inicializacin del modelo
El modelo de simulacin conjunto Chichimene-Akacias T2 fue construido y escalado a
partir del modelo geocelular de PETREL. Durante el escalamiento se consideraron los
siguientes factores
Tamaos de celdas grandes (100*100) para garantizar un modelo liviano flexible y con
bajos tiempos de corrida.
30 capas verticales para asegurar que no se pierda la heterogeneidad vertical
capturada en el modelo geolgico.
Las propiedades como permeabilidad, porosidad y saturacin de agua entre pozos se
definen con base en las tendencias de los cuerpos definidos en el modelo
sedimentolgico elaborado por Noel Tayler.
El archivo exportado desde PETREL incluye los siguientes datos
COORD, ZCORN, ACTNUM, PORO, NTG, PERMX, PERMY, PERMZ, SATNUM y SWL
-
Teniendo en cuenta los tipo de roca definidos en el modelo petrofsico y su distribucin
real en el yacimiento, se identifica como roca predominante en el yacimiento la roca tipo I
(permeabilidades superiores a 3D y radios de garganta poral mayores a 40 micrones).
Se dispone de una buena cantidad de pozos corazonados (9 en el rea de Chichimene) y
de un gran nmero de pruebas petrofsicas bsicas y especiales, lo que facilita definir
curvas representativas de cada tipo de roca identificado.
Ajuste y prediccin
Dada la continuidad lateral de las arenas, al hecho de no identificar ninguna falla sellante
entre Chichimene y Akacias, a las pruebas de produccin y a los registros de presin
obtenidos en el pozo Akacias 1, se identifica el bloque Akacias como una continuacin del
campo Chichimene. As que para efectos dinmicos se considerar Chichimene y Akacias
como uno solo. La produccin histrica de fluidos y la descripcin de completamientos
descritos en la seccin SHCEDULE para los pozos ya perforados en el rea del contrato
Cubarral (Pozos Chichimene), se tomaron de las bases de datos de OFM y
completamientos disponibles para el campo. Se consider historia de produccin hasta
Abril de 2012.
Caso base
Partiendo del escenario actual de desarrollo del campo Chichimene, y las alternativas
visualizadas para maximizar el recobro. Se han planteado dos escenarios que se podran
considerar como base para futuras evaluaciones de procesos secundarios y/o terciarios.
El primero considera 234 pozos a 40 acres, y el segundo 141 pozos adicionales de
reduccin de espaciamiento.
En ambos casos se considera:
Un contacto en el bloque principal ubicado a -7800 TVDSS (Aunque no existe
certeza en la ubicacin real del contacto, se opt por esta opcin para permitir que
parte del pozo AKEST2 quede en zona de petrleo. Los resultados de las pruebas
avalaran o descartaran la suposicin.
Un contacto en el bloque norte a -7150 TVDSS
Un plan de desarrollo bsico para el rea de Akacias con 12 pozos
Una variacin con profundidad de propiedades de fluido
Se fij para la fase de prediccin un control de presin de fondo mnimo de 700 psi
y un Drowdown mximo de 800 psi
-
Una revisin preliminar llevada a cabo en pozos del rea, muestra que la presin de fondo
promedio est entre 1100 y 1500 psi, sin embargo es posible incrementar las tasas de
extraccin, si se considera que la ubicacin de la bomba y la frecuencia de la misma son
susceptibles de mejora. La limitacin que se ha planteado durante la fase de desarrollo
primario, parte de la necesidad de mantener la presin promedio del campo mayor a la
presin de saturacin, evitando la produccin acelerada de gas en el reservorio.
Si la inyeccin de agua o agua mejorada resulta exitosa, se lograra un mantenimiento de
la presin del sistema, permitiendo incrementar las tasas de extraccin, sin tener una gran
liberacin de gas. De cualquier forma y para visualizar a nivel del modelo de simulacin
que el incremental de produccin sea producto del proceso secundario y no de una
variacin a nivel de pozo, se consider que durante la fase de prediccin, los pozos
Chichimene se controlen por una presin de fondo mnima de 700 psi y un Drawdown
mximo de 800 psi.
La siguiente grfica muestra el perfil de produccin de los casos evaluados en esta
seccin
Figura 11. Perfil de produccin caso base
La inclusin de los 141 pozos nuevos no muestra un incremento significativo en la
produccin. Un pico mximo de 5000 barriles asociado al punto de mayor entrada de
pozos de reduccin de espaciamiento, seguido por una declinacin rpida de la
produccin adicional.
PRED_CH20_AKHIST_7 Oil production cumulative PRED_CH20_AKHIST_7 Oil production rate PRED_CH40_AKHIST_7 Oil production cumulative PRED_CH40_AKHIST_7 Oil production rate
CHICHIMENE
0
1E
+07
2E
+07
3E
+07
4E
+07
5E
+07
6E
+07
7E
+07
8E
+07
9E
+07
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
0
100
00
200
00 300
00
400
00 500
00
600
00 700
00
800
00 900
00
1E
+05
1.1
E+05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028
Date
-
Una evaluacin de los acumulados de las dos opciones a mediados de 2029 no revela
una diferencia superior a los 3 millones de barriles, avalando la hiptesis presentada
previamente de una aceleracin de produccin por la inclusin de los pozos adicionales
Casos de prediccin
De acuerdo con la evaluacin previa, el factor de recobro ltimo, en la formacin T2 del
campo Chichimene sera muy bajo si se considera solo el desarrollo primario. Razn por
la cual se evaluarn escenarios alternativos que involucren mecanismos de recobro
secundario. Inyeccin de agua, agua mejorada y/o combinacin de los dos En esta
seccin se presentan dichas evaluaciones
Inyeccin de agua Dadas las incertidumbres y los desafos tecnolgicos asociados a la implementacin de
un proceso de inyeccin de agua en un yacimiento de crudo pesado, se decide que la
implementacin del proceso se lleve a cabo por etapas
Fase piloto: Definicin de los patrones
La implementacin de un proceso de inyeccin de agua en un yacimiento de crudo
pesado tiene asociadas una serie de incertidumbres y desafos tecnolgicos que han de
ser evaluados antes de encarar un proyecto a escala comercial. Es por ello que durante
una primera etapa se considerara la implementacin del proceso en 5 patrones de agua
y/o agua mejorada con diferentes espaciamientos.
En esta seccin se describirn los criterios de seleccin y las premisas de evaluacin de
los patrones a implementarse en la fase piloto
El piloto de inyeccin deber encontrarse cerca de las facilidades centrales del
campo para aprovechar la infraestructura existente y reducir impactos
ambientales.
El piloto de inyeccin de agua deber implementarse lo suficientemente lejos del
piloto de inyeccin de Aire con el fin de determinar efectivamente que los
incrementales de produccin observados correspondan a la inyeccin de agua.
Se utilizaran los pozos actualmente perforados como productores, razn por la
cual debern re-completarse de la unidad K1-K2 a la unidad T2, en caso de ser
necesario.
La inyeccin de agua deber incluir el monitoreo con trazadores qumicos para
determinar la eficiencia de desplazamiento areal y el completamiento vertical
incluir empaques mltiples para asegurar la eficiencia vertical de proceso.
-
En la siguiente grfica define la zona seleccionada en el campo, segn las premisas
citadas con anterioridad.
Figura 12. Zona seleccionada para los patrones del piloto de re-inyeccin de agua.
A fin de determinar qu tan eficiente resultara la implementacin de un proceso de agua
y/o agua mejorada en el campo Chichimene, se plantean cinco patrones en la zona
anteriormente especificada que trataran de resolver incertidumbres asociadas al mejor
espaciamiento entre pozos y el tipo de fluido que maximicen el recobro en este
yacimiento.
Por esta razn dos de los patrones corresponden a espaciamiento entre pozos mayores a
40 acres. En este tipo de espaciamiento se requiere realizar conversin de pozo productor
a inyector. La evaluacin contemplara inyeccin de agua e inyeccin de agua mejorada
desde el inicio de la inyeccin.
Y los tres patrones restantes a espaciamiento entre pozos de 20 acres lo que representa
la necesidad de perforar pozos adicionales que completen los patrones seleccionados. La
evaluacin contemplara inyeccin de agua e inyeccin de agua mejorada desde el inicio
de la inyeccin.
-
Primer patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre
pozo de 40 acres).
Este patrn se encuentra ubicado en el cluster 02 del campo Chichimene y contempla los
pozos: CH-56, CH-51, CH-53, CH-54, CH-117, CH-55 y CH-29, (actualmente productor de
la formacin T2)
Acciones:
Se debe realizar la conversin a inyector del pozo CH29.
De los pozos antes mencionados y que estaran afectados por el proceso de
inyeccin, el pozo CH-117 esta completado con SLA PCP, y se debe realizar el
cambio SLA a BES.
Figura 13. Primer patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 40 acres
Este patrn cuenta con un rea de142 Acres, un volmen poroso de 48.70 [*10^6 RB], y
un STOIIP: 36.99 [*10^6 bbl].
-
Segundo patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre
pozo de 40 acres).
Este patrn se encuentra ubicado en el cluster 08 del campo Chichimene y contempla los
pozos: CH-56, CH-51, CH-30, CH-50, CH-110, CH-94 y CH-52 (actualmente productor)
Acciones:
Se debe realizar la conversin a inyector del pozo CH52.
No se requiere cambio en el sistema de levantamiento. Todos los pozos producen
con BES.
Se requiere trabajo de WO para el pozo CH-50 actualmente productor de la
formacin K1.
Figura 14. Segundo patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 40 acres.
Este patrn cuenta con un rea de 137 Acres, un volumen poroso de 54.02 [*10^6 RB], y
un STOIIP: 41.03 [*10^6 bbl].
Tercer patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre
pozo de 20 acres).
Este patrn se encuentra ubicado en el cluster 07 del campo Chichimene y contempla los
pozos: CH-58, CH-27, CH-57, CH-117 y el pozo inyector propuesto POZON-114 (nombre
inicial).
-
Acciones:
Se debe realizar la perforacin del pozo inyector POZON-114.
Se requiere cambio en el sistema de levantamiento de los pozos afectados por el
proceso. Todos ellos actualmente producen con PCP
Figura 15. Primer patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 20 acres.
Este patrn cuenta con un rea de 52 Acres, un volmen poroso de 16.67 [*10^6 RB], y
un STOIIP: 12.66 [*10^6 bbl].
Cuarto patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre
pozo de 20 acres).
Este patrn se encuentra ubicado en el cluster 11 del campo Chichimene y contempla los
pozos: CH-27, CH-45, CH-43, CH-42, CH-57 y el pozo inyector propuesto POZON-110
(nombre inicial)
Acciones:
Se debe realizar la perforacin del pozo inyector POZON-110.
Se requiere cambio en el sistema de levantamiento de los pozos CH-27 y CH-57
cuyo sistema de levantamiento actual es SLA PCP
-
Figura 16. Segundo patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 20 acres.
Este patrn cuenta con un rea de 61 Acres, un volmen poroso de 16.74 [*10^6 RB] y un
STOIIP: 12.71 [*10^6 bbl].
Quinto patrn del piloto de re-inyeccin. (Espaciamiento entre
pozo de 20 acres).
Este patrn se encuentra ubicado en el cluster 11 del campo Chichimene y contempla los
pozos: CH-45, CH-43, CH-74, CH-08 y el pozo inyector propuesto POZON-58 (nombre
inicial)
Figura 17. Tercer patrn del piloto espaciamiento entre pozo de 20 acres.
-
Acciones:
Se debe realizar la perforacin del pozo inyector POZON-58.
No se requiere cambio en el sistema de levantamiento de los pozos afectados por
el proceso. Todos ellos actualmente producen con BES
Este patrn cuenta con un rea de 52 Acres, un volmen poroso de 15.12 [*10^6 RB] y un
STOIIP: 11.48 [*10^6 bbl].
Definicin de presin.
En Diciembre de 2012 se realiz una prueba de inyectividad a los intervalos de la unidad
T2, no selectiva desde 7936 hasta 8252 189 ft en total.
El bombeo se llev a cabo a caudales de 1, 1.5, 2, 2.5, 3, 3.5 BPM con presiones
mximas de trabajo de hasta 2670 psi (en superficie), se forzaron en total 161 BLS de
agua a la formacin. A continuacin se muestran graficas de la operacin.
Figura 18. Anlisis SRT pozo Chichimene 29
En la prueba de inyectividad se observa que a un caudal de 1BPM la presin tiene un
comportamiento inestable entre 2000 y 2300 psi (presin de superficie). Puede ser
atribuible a la gran cantidad de intervalos abiertos al momento de realizar la prueba.
La siguiente grfica muestra el anlisis SRT realizado en el pozo Chichimene 29.
-
.
Figura 19. Anlisis SRT pozo Chichimene 29
La siguiente tabla muestra los parmetros de presin medidos durante la prueba SRT.
Tabla 2. Anlisis SRT pozo Chichimene 29
De la prueba SRT se puede concluir que el gradiente de fractura para la unidad T2 de
Chichimene es de 0.72 psi/ft con una presin en superficie de 2624 psi.
Para el diseo de las bombas en superficie considerar una presin de 3000 psi.
Definicin de caudal de inyeccin. Del anlisis de inyectividad del pozo Chichimene-29 podemos concluir que los intervalos
caoneados en los diferentes ciclos con sus respectivos tipos de roca, tienen la capacidad
-
de admisin de fluidos (Agua) de 24363 BWPD a 25921 BWPD con 2500 y 3000 psi
respectivamente. Como se muestra en la siguiente figura.
Figura 7. Anlisis de inyectividad pozo Chichimene 29.
Las propiedades petrofsicas utilizadas para el anlisis de inyectividad a nivel de
wellobore se muestran a continuacin. Donde el tipo de TR1 y TR2 tienen las mejores
propiedades petrofsicas.
Tabla 3. Propiedades petrofsicas pozo Chichimene 29
Se estima por el simulador una presin de yacimiento para la unidad T2 es de 2000 psi. A
esta presin y a una temperatura de 205F se considera una viscosidad de 237 cp a estas
condiciones de presin y temperatura el agua tiene una viscosidad de 0.32 cp.
Aunque a nivel de wellbore el pozo CH-29 es capaz de admitir grandes cantidades de
agua, debido a alta heterogeneidad vertical que promovera una entrada acelerada de
-
agua al T2_40 y 30 se planea restringir dichos volmenes a fin de garantizar un
desplazamiento ms uniforme.
Varias sensibilizadas de tipo numrico y analtico fueron realizadas a fin de determinar la
tasa ptima que maximice el recobro. Dichas sensibilidades mostraron la necesidad de
restringir la mxima tasa de inyeccin inicial a 8000 BWPD.
Escenarios de simulacin
Limitaciones del modelo Antes de describir los resultados de las simulaciones desarrolladas, es importante sealar
algunas limitaciones del proceso:
Como se mencion previamente el tamao de las celdas seleccionado durante la
construccin del modelo numrico fue 100 m * 100 m. Este tamao de celdas
permite desarrollar corridas en tiempos razonables, e incluso habilita la evaluacin
de escenarios de depletamiento para espaciamientos de 20 acres, sin embargo
estas celdas resultan ser demasiado grandes al evaluar procesos secundarios
especialmente de inyeccin de polmero. El efecto de dispersin numrica puede
ser grande ya afectar los resultados obtenidos, los que tendern a ser ms
optimistas.
Aunque se espera un proceso de digitacin viscosa importante, se cree que bajo
condiciones de tasa controlada el avance del frente puede ser uniforme. Este
fenmeno no puede ser adecuadamente representado con simuladores
comerciales.
Los escenarios de desarrollo primario y secundario fueron evaluados con un
modelo que no incluye efectos trmicos, por lo que el efecto del enfriamiento del
yacimiento por la inyeccin de un fluido ms frio como el agua, y la variacin de la
viscosidad del crudo bypaseado producto de dicho cambio de temperatura no
puede ser capturado en estas corridas
A fin de incrementar el recobro ltimo en el campo, varios casos de produccin alternativa
mediante la implementacin de un proceso de inyeccin de agua en el flanco medio bajo
de la estructura han sido considerados. La siguiente grfica es una representacin
esquemtica de los patrones planteados.
-
Figura 20. Patrones de inyeccin: pozos 40 acres de espaciamiento
Figura 21. Patrones de inyeccin: pozos 20 acres de espaciamiento
-
Dos escenarios generales y varias sensibilidades fueron evaluados considerando el
espaciamiento de pozos. Los siguientes escenarios fueron evaluados.
Pozos a 40 acres o ms de espaciamiento: En el primer caso se trata de
aprovechar los pozos ya existentes, y se plantean patrones irregulares de 40 acres
o ms. Este escenario considera 33 patrones y plantea la perforacin de 12 pozos
nuevos (11 inyectores y 1 productor) y la conversin de 21 pozos a inyectores de
agua.
Pozos a 20 acres de espaciamiento En el segundo caso se plantea la
perforacin de 129 pozos adicionales, 73 inyectores y 56 productores en
espaciamiento de 20 acres.
En cada caso se llevaron a cabo sensibilidades en la relacin de movilidades,
considerando valores promedio de 200, 400 y 600 md/cp. Dichas sensibilidades permiten
considerar el efecto que sobre el proceso tendra una entrada acelerada de agua a los
productores (digitacin viscosa).
Pozos a ms de 40 acres de espaciamiento
En la siguiente grfica se ilustra el comportamiento de produccin de los pozos
Chichimene sin inyeccin de agua (escenario base) y con la implementacin de un
proceso de inyeccin de agua en 33 patrones implementada en pozos con 40 acres de
espaciamiento y las 3 relaciones de movilidad consideradas
Figura 22. Perfil de produccin de petrleo pozos Chichimene
-
En cada caso se trat de maximizar la eficiencia de desplazamiento asignando a cada
patrn de acuerdo con su tamao una tasa de inyeccin variable. La siguiente tabla
detalla el clculo de los volmenes porosos en los 33 patrones considerados y la tasa de
inyeccin promedio por pozo en cada caso a fin de garantizar el desplazamiento de 1.5
volmenes porosos en 10 aos
de
Tabla 4. Volumen poroso y tasa de inyeccin por patrn
-
De acuerdo con los clculos previos, la tasa de inyeccin de agua promedio en el rea
Chichimene seria alrededor de 450 KBWPD.
Figura 23. Perfil de inyeccin de agua Chichimene
La figura 9 ilustra los perfiles de inyeccin de agua a nivel de campo de los escenarios
planteados. En todos los casos se ajust la tasa de inyeccin en el modelo de simulacin
para que respete las tasas promedio calculadas en la tabla 2.
Aunque el anlisis de inyectividad (Wellflo) del pozo Chichimene-29 permiti establecer
que los intervalos caoneados tienen la capacidad de admitir caudales cercanos a los
presentados en la tabla 2. Las pruebas selectivas realizadas en el pozo mostraron que la
alta heterogeneidad vertical promovera una entrada acelerada de agua a las sub
unidades T2_40 y T2_30 (unidades continuas lateralmente y con buenas propiedades
petrofsicas). Por lo que sera recomendable la implementacin de sartas selectivas y
tasas de inyeccin ms bajas.
A fin de tener una evaluacin completa de las alternativas, a nivel de simulacin se
evaluarn los casos completos, incluyendo tasas de inyeccin altas. Ms all de los
resultados operacionales que mostraron la inconveniencia de este tipo de tasas
-
Figura 24. Anlisis de inyectividad pozo Chichimene-29
En los casos 13 y 16 en los que se considera una tasa mxima de produccin de fluido
por pozo de 1400 BFPD y en el caso 17 en el que se considera una tasa de produccin
promedia por pozo a 3000 BFPD, la presin promedio de yacimiento se incrementa a tal
punto que la inyectividad de los pozos cae dramticamente. Aunque el agua esta re
presurizando el yacimiento la restriccin en las tasas de produccin de los productores
hace que dicho incremento no se manifieste en un incremento de los acumulados de
produccin de dichos casos.
Las bombas incluidas en el proyecto Chichimene estn diseadas en su mayora para
manejar alrededor de 3000 BFPD, sin embargo la corrida base considera 1400 BFPD por
ser esta la tasa promedio de produccin de los pozos del rea, lo que a su vez est
condicionado por la estrategia de evitar altos diferenciales de presin que incrementen la
tasa de produccin de gas.
La siguiente figura muestra los acumulados de produccin en los pozos Chichimene para
los casos planteados, considerando la conversin de dos pozos por mes a partir de junio
de 2013.
-
Figura 25. Acumulado de produccin pozos Chichimene: Escenarios
Es importante resaltar varios tems que resultan del anlisis de este primer escenario:
Tal como se esperaba, el modelo de simulacin muestra que la implementacin
de un proceso de inyeccin de agua en el campo requiere una modificacin en las
especificaciones de las bombas de los productores que irn a estar afectados por
el proceso. Se recomienda un monitoreo continuo del nivel de fluido de los pozos
a fin de establecer el tiempo ptimo para llevar a cabo el cambio de bombas.
Los resultados presentados en esta seccin estn basados en las premisas
incluidas en el modelo 2012-2013. Variaciones significativas podran aparecer en
los perfiles si tems como las propiedades de fluido o la interaccin roca fluido se
modifican
Dado el gran tamao de los patrones, las tasas de inyeccin calculadas para
garantizar la inyeccin de al menos 1.5 volmenes porosos son grandes y
variaran entre 6000 y 20000 BWPD segn el caso. Estas tasas de acuerdo con
resultados presentados en casos exitosos en el mundo para este tipo de
procesos, son demasiado altas y promoveran un efecto acelerado de digitacin
viscosa, que como se mencion antes no puede ser capturada correctamente en
simuladores comerciales
Varias sensibilidades planteadas desde un punto de vista esencialmente
acadmico fueron implementadas en el simulador, para tratar de cuantificar el
efecto de la relacin de movilidades sobre la entrada de agua en los pozos
productores y por ende sobre el recobro final asociado a cada alternativa. Los
resultados tal como se esperaba, revelan una variacin significativa en el volumen
de petrleo recuperado. La siguiente tabla resume dicha variacin
-
Definicin de pozos tipo
A Partir de los resultados obtenidos, se llev a cabo la normalizacin de los perfiles de
produccin generados por pozo, identificando segn el caso 3 o 4 cuatro
comportamientos tpicos de acuerdo con la ubicacin de los pozos. En el escenario ms
favorable (caso H19) se consideraron Tres perfiles tipo para representar el
comportamiento de pozos afectados directamente por la inyeccin y uno ms el efecto
que indirectamente tienen pozos ms alejados, debido al incremento de presin en el
sistema. La siguiente grfica muestran los cortes de agua y tasas de petrleo por pozo
contra acumulado de produccin de petrleo.
Figura 26. Corte de agua por pozo: Escenario H19
EscenarioPetrleo incremental
por inyeccion de agua
Factor de
recobro
Base 0 3.3%
Caso1: Krw=0.3 1.27E+08 4.4%
Caso2: Krw=0.2 1.51E+08 5.3%
Caso3: Krw=0.1 2.19E+08 7.7%
-
Figura 27. Tasa de petrleo por pozo: Escenario H19
Las siguientes tablas sintetizan los parmetros claves que definen cada uno de los pozos
tipo para las diferentes sensibilidades planteadas
Tabla 5. Pozos tipo Escenario 19: Krw 0.1
Tabla 6. Pozos tipo Escenario 29: Krw 0.3
POZO TIPO 0 POZO TIPO1 POZO TIPO 2 POZO TIPO 3
CAUDAL INICIAL DE ACEITE (BOPD) 200 400 600 800
CAUDAL INICIAL DE LIQUIDO(BPD) 400 5000 6000 6000
DECLINACION HIPERBOLICA HIPERBOLICA HIPERBOLICA HIPERBOLICA
DI ( MENSUAL) 0.01 0.011 0.011 0.009
b 0.5 0.5 0.8 0.8
PRODUCCION ACUMULADA (MBBLS) 600 1100 1900 2800
POZOS POR PATRN 26 56 64 14
POZO TIPO1 POZO TIPO 2 POZO TIPO 3
CAUDAL INICIAL DE ACEITE (BOPD) 100 250 400
CAUDAL INICIAL DE LIQUIDO(BPD) 200 2000 5000
DECLINACION HIPERBOLICA HIPERBOLICA HIPERBOLICA
DI ( MENSUAL) 0.008 0.0075 0.0075
N 0.4 0.5 0.5
PRODUCCION ACUMULADA (MBBLS) 345 906 1450
POZOS POR PATRON 14 76 66
-
Tabla 7. Pozos tipo Escenario 30: Krw 0.2
Los perfiles aqu presentados corresponden nicamente a incrementales asociados al
proceso de inyeccin de agua, razn por la cual las tasas de inicio varan dependiendo el
caso, de 100 a 800 barriles de petrleo por da.
La relacin de movilidades est condicionando fuertemente las tasas incrementales
iniciales y los cortes de agua observados en los pozos. Es por ello que en el escenario 29
donde la relacin de movilidades es la ms desfavorable las tasas de inicio incluso en los
pozos que ven el mayor beneficio son bajas y cercanas en promedio a los 400 BOPD.
Expansin del proceso de inyeccin a todo el campo
Si bien es cierto que la implementacin del proceso de inyeccin de agua a escala
comercial depender del xito de los pilotos. Escenarios alternativos de desarrollo fueron
contemplados a nivel de simulacin considerando la posible expansin del proceso a todo
el campo. En esta seccin se presentaran los resultados alcanzados al utilizar los pozos
existentes a un espaciamiento promedio de 40 acres
Figura 28. Patrones considerados para el escenario de expansin. Pozos a 40 acres de espaciamiento
promedio
POZO TIPO1 POZO TIPO 2 POZO TIPO 3
CAUDAL INICIAL DE ACEITE (BOPD) 200 400 600
CAUDAL INICIAL DE LIQUIDO(BPD) 750 5500 6000
DECLINACION HIPERBOLICA HIPERBOLICA HIPERBOLICA
DI ( MENSUAL) 0.025 0.022 0.02
N 0.35 0.4 0.4
PRODUCCION ACUMULADA (MBBLS) 308 502 949
POZOS POR PATRON 35 77 47
-
En este caso se consideraran 60 patrones, con 18 pozos nuevos y 42 conversiones
incluyendo los pozos ya existentes y 8 pozos an no perforados, pero contemplados en el
plan de desarrollo inicial. Teniendo en cuanta los espaciamientos promedio entre pozos y
la relacin inyectores productores considerada, se evalu inicialmente una tasa de
inyeccin promedio de 10 KBWPD por pozo, lo que representa una inyeccin promedio a
nivel de campo de 600 KBWPD.
La siguiente tabla muestra los pozos inyectores contemplados en este escenario de
acuerdo con el tipo de trabajo a realizar
Tabla 8. Pozos inyectores: Escenario inyeccin de agua en todo el campo
Pozos 20 acres de espaciamiento Inyeccin ininterrumpida
En este segundo caso se plantea la perforacin de 141 pozos adicionales, 126 inyectores
y 15 productores en espaciamiento de 20 acres. Esta sensibilidad tiene como objetivo
probar una configuracin inyector-productor ms uniforme, que garantice un
desplazamiento ms parejo y maximice el recobro.
-
Las inversiones asociadas sern mayores que en el caso previo dado el mayor nmero de
pozos que deben perforarse en este escenario. Es por ello que la primera fase de la
evaluacin en este caso es contemplar si la reduccin de espaciamiento pagara las
inversiones asociadas a la perforacin, a fin de no incluir un capex adicional en la
evaluacin econmica del proyecto de agua. Para ello la siguiente grfica muestra los
perfiles de produccin y acumulado de petrleo para los casos base de 40 y 20 acres de
espaciamiento.
Figura 29. Perfil de produccin escenario base 20 acres
El petrleo incremental asociado a la perforacin de 141 pozos de reduccin de
espaciamiento, no sera superior 3 millones de barriles de acuerdo con el modelo de
simulacin, indicando que la perforacin adicional apuntara a una aceleracin ms que a
una incorporacin de reservas adicionales.
Una evaluacin econmica completa debera desarrollarse a fin de determinar la
viabilidad del proyecto de reduccin de espaciamiento como alternativa para incrementar
el factor de recobro primario.
De acuerdo con la experiencia mundial en el desarrollo de procesos de inyeccin de agua
o agua mejorada en yacimientos de crudo pesado, la implementacin de patrones con
espaciamientos pequeos facilita el control del proceso y maximiza el recobro final.
Como se mencion al principio de este documento dos pilotos sern implementados en el
campo. Un piloto de inyeccin de aire en el tico y otro de inyeccin de agua y/o agua
mejorada en el flanco de la estructura. Dependiendo de los resultados obtenidos se
Oil production cumulative Oil production rate
PRED_CH20_AKHIST_7 CHICHIMENE
0
1E
+07
2E
+07
3E
+07
4E
+07
5E
+07
6E
+07
7E
+07
8E
+07
9E
+07
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
0
100
00
200
00 300
00
400
00 500
00
600
00 700
00
800
00 900
00
1E
+05
1.1
E+05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028
Date
-
proceder a la masificacin de uno u otro proceso, razn por la cual dos escenarios sern
evaluados:
Implementacin de un proceso de inyeccin de agua en 141 patrones cerrados
en toda la extensin del campo
Implementacin de un proceso de inyeccin de agua en 100 patrones cerrados
ubicados en el flanco medio bajo de la estructura.
Consideraciones Generales
Se considera el inicio de perforacin de productores infill a partir de julio de 2014
A partir de abril de 2015 se considera la perforacin de los inyectores infill
Los inyectores se controlan con una tasa mxima de 5000 BWPD y una presin
mxima de 2600 psi
Los productores se controlan con un drawdown mximo de 800 psi y una presin
de fondo mnima de 700 psi.
El esquema de desarrollo considera el uso de hasta 10 taladros.
La siguiente grfica muestra un comparativo de los resultados obtenidos en los dos
esquemas
Figura 30. Inyeccin de agua: Caso1
Pozos 20 acres de espaciamiento: Control voidage replacement Sensibilidades adicionales fueron evaluadas a fin de encontrar la estrategia ptima de
desarrollo. Se recomienda evaluar econmicamente los perfiles de produccin adjuntos
como estrategia para seleccionar el mejor escenario.
PRED_AKHIST_CH20_INY_WAT Oil production cumulative PRED_AKHIST_CH20_INY_WAT Oil production rate PRED_AKHIST_CH20_INYW_DOWN Oil production cumulative PRED_AKHIST_CH20_INYW_DOWN Oil production rate
CHICHIMENE
0
2E
+07 4E
+076E
+07 8E
+071E
+08
1.2
E+
08
1.4
E+
08
1.6
E+
08
1.8
E+
08
2E
+08
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
10
00
0
20
00
0
30
00
0
40
00
0
50
00
0
60
00
0
70
00
0
80
00
0
90
00
0
1E
+0
5
1.1
E+
05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028
Date
-
En este caso se consider:
Inicio de la fase piloto (5 pozos) a partir de noviembre de 2014
Inicio de perforacin infill (142 pozos) Julio de 2015
Inicio de conversin de pozos productores a inyectores marzo de 2017
Los inyectores se controlan con una tasa mxima de 5000 BWPD y una presin
mxima de 2600 psi
Los productores se controlan con un drawdown mximo de 800 psi y una presin
de fondo mnima de 700 psi.
Este esquema de desarrollo considera el uso de hasta 10 taladros y la estrategia de
perforacin y entrada en produccin presentada a continuacin:
Tabla 9. Estrategia de perforacin
Adicionalmente se considera la opcin de controlar la tasa de inyeccin en la medida que
sea necesario para conservar un voidage replacement de 0.95.
La siguiente grafica muestra el perfil de produccin generado para este escenario
Figura 31. Perfil de produccin de petrleo: Inyeccin de agua 18 meses despus de perforacin infill
A fin de mantener un Voidage replacement de 0.95 se activ en los pozos un control adicional
disminuyendo progresivamente su tasa de inyeccin. La siguiente grfica muestra el perfil de
inyeccin total que se ajusta a este esquema
ACTIVIDAD 2015 2016 2017 Total
Perforados Total Produccin
Perforados Produccin Perforados Produccin Perforados Produccin
Perforacin M3 38 23 72 87 32 32 142 142
PRED_CH20_AKHIST_7 Oil production cumulative PRED_CH20_AKHIST_7 Oil production rate PRED_CH20_AKHIST_INYW18 Oil production cumulative PRED_CH20_AKHIST_INYW18 Oil production rate
CHICHIMENE
0
2E
+0
7
4E
+0
7
6E
+0
7
8E
+0
7
1E
+0
8
1.2
E+
08
1.4
E+
08
1.6
E+
08
1.8
E+
08
2E
+0
8
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
1E
+05
1.1
E+05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Figura 32. Perfil de inyeccin caso 2 20 acres
El control de la tasa trae algunos beneficios como la disminucin progresiva del opex sin embargo
el control resulta ser demasiado estricto si se considera que el pico mximo de inyeccin de 700
mil barriles de agua por da se mantendra solo por un ao. Es decir las facilidades estaran
sobredimensionadas.
Por lo anterior se plante un tercer escenario que incluye las mismas especificaciones que el caso
previo en cuanto a entrada y control de los pozos, pero se activa un mecanismo adicional para
sostener la tasa mxima de inyeccin 4 aos para finalmente a partir de este punto restringirla a
una tasa mxima equivalente dada por el voidage replacement de 0.95. Las siguientes graficas
muestran los perfiles de produccin de petrleo y agua de inyeccin de los casos 2 y 3 descritos
previamente
Figura 33. Perfil de produccin de petrleo: Comparativo casos 2 y 3
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
800000
14/01/2004 06/07/2009 27/12/2014 18/06/2020 09/12/2025 01/06/2031 21/11/2036 14/05/2042
Perfil de inyeccin
Series1
PRED_CH20_AKHIST_INYW18 Oil production cumulative PRED_CH20_AKHIST_INYW18 Oil production rate PRED_CH20_AKHIST_INYW18_6A Oil production cumulative PRED_CH20_AKHIST_INYW18_6A Oil production rate
CHICHIMENE
0
2E
+0
7
4E
+0
7
6E
+0
7
8E
+0
7
1E
+0
8
1.2
E+
08
1.4
E+
08
1.6
E+
08
1.8
E+
08
2E
+0
8
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
10000 2000030000 4000050000 6000070000 8000090000 1E
+05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Figura 34. Perfil de inyeccin: Comparacin casos 2 y 3
Si bien es cierto que los acumulados de los dos casos a enero de 2030 son muy similares,
es evidente que mientras la inyeccin se mantiene en su pico ms alto los recobros de
petrleo son superiores (la evaluacin mostro una diferencia de ms de 9 millones de
barriles a 2030 en escenarios extremos) confirmando que en este tipo de sistemas
(petrleo pesado) el recobro ltimo es funcin de la cantidad de agua inyectada pues el
mayor componente de la recuperacin de petrleo est asociado al arrastre.
Inyeccin de agua mejorada Con una relacin de movilidades cercana a 90 se espera intuitivamente que el proceso de
inyeccin de agua no logre una barrido lo suficientemente uniforme y promueva por el
efecto de digitacin viscosa, que una gran cantidad de fluido quede bypaseado.
Sensibilidades adicionales fueron llevadas a cabo, considerando la inyeccin de agua
mejorada como una alternativa para incrementar el recobro final.
A fin de tener una evaluacin preliminar del comportamiento y previo a incluir efectos
fisicoqumicos propios de la inyeccin de polmero, se incluy una variacin en la
viscosidad del agua de inyeccin y se evaluaron las siguientes alternativas:
Inyeccin ininterrumpida de agua mejorada con viscosidad de 10 cp en los 127
pozos contemplados en la seccin anterior.
Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada con viscosidad de 10 cp
seguido por agua normal (0.45 cp) en los 127 patrones considerados para el
desarrollo completo del campo
PRED_CH20_AKHIST_INYW18 PRED_CH20_AKHIST_INYW18_6A
CHICHIMENE Water injection rate
0
1E
+05 2E
+053E
+05 4E
+055E
+05 6E
+057E
+05 8E
+05
Wa
ter
inje
ctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Inyeccin de 0.7 volmenes porosos de agua mejorada con viscosidad de 10 cp
seguido por agua normal (0.45 cp) en los 127 patrones considerados para el
desarrollo completo del campo.
Inyeccin ininterrumpida agua mejorada: Pozos 20 acres de
espaciamiento En este caso se plantea la perforacin de 141 pozos adicionales, 127 inyectores y 14
productores en espaciamiento de 20 acres.
Consideraciones Generales
A partir de abril de 2015 se considera la perforacin de los 127 inyectores infill
Los inyectores se controlan con una tasa mxima de 4000 BWPD y una presin
mxima de 2600 psi
Se asigna una viscosidad de 10 cp al agua de inyeccin
Ningn efecto fsico qumico adicional a la variacin de la viscosidad es tenido en
cuenta
Los productores se controlan con un drawdown mximo de 800 psi y una presin
de fondo mnima de 700 psi.
El esquema de desarrollo considera el uso de hasta 10 taladros y la entrada de
todos los pozos antes del primer semestre de 2016.
En las siguientes grficas se muestra los perfiles de produccin e inyeccin y los
acumulados generados en este escenario, comparados con el caso de inyeccin de agua
bsico bajo el mismo esquema de desarrollo agresivo.
Figura 35. Perfil de produccin: casos de inyeccin ininterrumpida de agua y agua mejorada
PRED_AKHIST_CH20_INY_POL10 Oil production rate PRED_AKHIST_CH20_INY_POL10 Water injection rate PRED_AKHIST_CH20_INY_WAT Oil production rate PRED_AKHIST_CH20_INY_WAT Water injection rate
CHICHIMENE
1000020000 3000040000 5000060000 7000080000 900001E
+05
1.1
E+05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
0
1E
+052
E+05 3
E+054
E+05 5
E+056
E+05 7
E+05
Wa
ter
inje
ctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Figura 36. Acumulados casos de inyeccin de agua y agua mejorada
Inyeccin de 0.4 y 0.7 volmenes porosos de agua mejorada
con viscosidad de 10 cp seguido por agua normal (0.45 cp)
En este caso se contempla la perforacin de 127 pozos como inyectores desde el
principio
Consideraciones Generales
A partir de abril de 2015 se considera la perforacin de los 127 inyectores infill
Los inyectores se controlan con una tasa mxima de 4000 BWPD y una presin
mxima de 2600 psi
Se asigna una viscosidad de 10 cp al agua de inyeccin
Ningn efecto fsico qumico adicional a la variacin de la viscosidad es tenido en
cuenta
Se considera la inyeccin de 0.4 y 0.7 volmenes porosos de agua viscosificada
seguidos por un bache de agua.
Se considera la afectacin del 60 % del volumen poroso total
Los productores se controlan con un drawdown mximo de 800 psi y una presin
de fondo mnima de 700 psi.
El esquema de desarrollo considera el uso de hasta 10 taladros y la entrada de
todos los pozos antes del primer semestre de 2016.
PRED_AKHIST_CH20_INY_POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY_WAT
CHICHIMENE Oil production cumulative
0
5E
+07 1E
+081.5
E+08 2E
+082.5
E+08 3E
+083.5
E+08 4E
+08
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
En las siguientes grficas se muestra los perfiles de produccin e inyeccin y los
acumulados generados en este escenario, comparados con el caso de inyeccin
ininterrumpida de agua mejorada bajo el mismo esquema de desarrollo agresivo.
Figura 37. Perfil de produccin: Casos de inyeccin de agua mejorada
Figura 38. Acumulados: casos de inyeccin de agua mejorada
PRED_AKHIST_CH20_INY_04POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY_07POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY_POL10
CHICHIMENE Oil production rate400005
0000 6
00007
0000 8
00009
0000 1
E+05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
PRED_AKHIST_CH20_INY_04POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY_07POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY_POL10
CHICHIMENE Oil production cumulative
0
5E
+0
7
1E
+0
8
1.5
E+
08
2E
+0
8
2.5
E+
08
3E
+0
8
3.5
E+
08
4E
+0
8
4.5
E+
08
5E
+0
8
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Figura 39. Perfil de inyeccin de agua: casos agua "mejorada"
Posterior a la inyeccin de 0.4 o 0.7 volmenes porosos de agua viscosificada, este
escenario contempla la inyeccin de agua convencional. A partir de dicho punto los pozos
inyectores se controlan por presin, es decir se libera la limitacin de tasa mxima de
inyeccin, por lo que en estos escenarios se alcanzan tasas de inyeccin de hasta 2.6
millones de barriles de agua por da.
Considerando que solo un 60% del volumen poroso total es afectado por el proceso, los
casos de inyeccin de 0.4 y 0.7 volmenes porosos de agua mejorada seguida de agua
convencional e inyeccin ininterrumpida de agua viscosificada habrn inyectado en 15
aos 2, 2.5 y 0.7 volmenes porosos respectivamente.
Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada con
viscosidad de 10 cp seguido por agua normal (0.45 cp) control de
Voidage replacement
Este escenario al igual que el anterior considera la inyeccin de 0.4 volmenes porosos
de agua mejorada seguidos por agua convencional. Sin embargo se consideran algunas
modificaciones en la estrategia de perforacin
Consideraciones Generales
Todos los pozos se perforan inicialmente como productores
Luego de 18 meses inicia el procesos de conversin
PRED_AKHIST_CH20_INY_04POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY_07POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY_POL10
CHICHIMENE Water injection rate
0
5E
+0
5
1E
+0
6
1.5
E+
06
2E
+0
6
2.5
E+
06
3E
+0
6
3.5
E+
06
4E
+0
6
4.5
E+
06
5E
+0
6
Wa
ter
inje
ctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Se consideran 5 pozos en la fase piloto a partir de noviembre de 2014, 38 pozos
(2015), 72 pozos 2016 y 32 pozos 2017
Durante la fase de inyeccin de agua mejorada, los inyectores se controlan con
una tasa mxima de 4000 BWPD y una presin mxima de 2600 psi. Una vez
desplazados los 0.4 volmenes porosos, los inyectores se controlan por presin de
inyeccin nicamente
Se asigna una viscosidad de 10 cp al agua de inyeccin
Ningn efecto fsico qumico adicional a la variacin de la viscosidad es tenido en
cuenta
Se considera la inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua viscosificada
seguidos por agua convencional.
Se especifica un control de grupo adicional para restringir la tasa de inyeccin si la
relacin de vaciamiento supera 0.95
Se considera la afectacin del 60 % del volumen poroso total
Los productores se controlan con un drawdown mximo de 800 psi y una presin
de fondo mnima de 700 psi.
En las siguientes grficas se muestran los perfiles de produccin e inyeccin y los
acumulados generados en este escenario, comparados con el caso en el que ningn
lmite adicional a la presin de inyeccin es definido .
Figura 40. Perfil de produccin: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada
PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10_RESTART
Field Oil production rate
0
20000 4
00006
0000 8
00001
E+05 1.2
E+05
1.4
E+05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Figura 41. Acumulados: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada
Figura 42. Perfil de inyeccin de agua: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada
Este ltimo caso es un escenario cido que representa una estrategia de perforacin y
conversin de pozos ms cercana la realidad (premisas septiembre 2014), pero aade un
control al agua de inyeccin posterior al desplazamiento de los 0.4 volmenes porosos de
agua mejorada restringiendo significativamente el agua inyectada por pozo.
PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10_RESTART
Field Oil production cumulative
5E
+0
7
1E
+0
8
1.5
E+
08
2E
+0
8
2.5
E+
08
3E
+0
8
3.5
E+
08
4E
+0
8
4.5
E+
08
5E
+0
8
5.5
E+
08
6E
+0
8
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10_RESTART
Field Water injection rate
0
5E
+06
1E
+071
.5E
+07 2
E+072
.5E
+07 3
E+07
Wa
ter
inje
ctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Los resultados revelan cuan sensible es el proceso de inyeccin de agua y/o agua
mejorada en yacimientos de crudo pesado, al volumen de agua desplazada. Evaluaciones
econmicas debern ser desarrolladas para determinar cules son las mejores
condiciones de implementacin para maximizar el VPN
A mayor cantidad de volmenes porosos de agua inyectada mayor recobro, pero mayores
gastos asociados al tratamientos del agua. Para garantizar el xito del negocio se
debera disminuir significativamente los costos de tratamiento de agua inyectada y
producida a fin que el volumen de agua inyectada y producida no castigue la economa
del proyecto
Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada con
viscosidad de 10 cp seguido por agua normal (0.45 cp) control de
tasa de inyeccin mxima
Aunque los resultados presentados en el escenario previo muestran incrementales
interesantes, al eliminar los lmites de tasa mxima por pozo, se permite que a nivel de
campo se alcancen tasas de hasta 27 MMBWPD. Dichas tasas resultan a todas luces
imprcticas. Por ello se configuro un nuevo caso en el que considera la inyeccin de 0.4
volmenes porosos de agua mejorada seguidos por agua convencional y se establece
una tasa mxima de inyeccin de agua para el campo de 1 MMBWPD
Consideraciones Generales
Todos los pozos se perforan inicialmente como productores
Luego de 18 meses inicia el procesos de conversin
Se consideran 5 pozos en la fase piloto a partir de noviembre de 2014, 38 pozos
(2015), 72 pozos 2016 y 32 pozos 2017
Durante la fase de inyeccin de agua mejorada, los inyectores se controlan con
una tasa mxima de 4000 BWPD y una presin mxima de 2600 psi. Una vez
desplazados los 0.4 volmenes porosos, los inyectores se controlan por presin de
inyeccin nicamente
Se asigna una viscosidad de 10 cp al agua de inyeccin
Ningn efecto fsico qumico adicional a la variacin de la viscosidad es tenido en
cuenta
Se considera la inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua viscosificada
seguidos por agua convencional.
Se considera un lmite mximo de 1 MMBWPD para el campo
Se considera la afectacin del 60 % del volumen poroso total
Los productores se controlan con un drawdown mximo de 800 psi y una presin
de fondo mnima de 700 psi.
En las siguientes grficas se muestran los perfiles de produccin e inyeccin y los
acumulados generados en este escenario, comparados con el caso previo.
-
Figura 43. Perfil de produccin: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada, control de tasa mxima
Figura 44. Acumulados: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada, control de tasa mxima
PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10_GMAX PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10_RESTART
Field Oil production rate
0
20000 4
00006
0000 8
00001
E+05 1.2
E+05
1.4
E+05
Oil p
rod
uctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10 PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10_GMAX PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10_RESTART
Field Oil production cumulative
5E
+0
7
1E
+0
8
1.5
E+
08
2E
+0
8
2.5
E+
08
3E
+0
8
3.5
E+
08
4E
+0
8
4.5
E+
08
5E
+0
8
5.5
E+
08
6E
+0
8
Oil p
rod
uctio
n c
um
ula
tive
[S
TB
]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Figura 45. Perfil de inyeccin de agua: Inyeccin de 0.4 volmenes porosos de agua mejorada, control de tasa mxima
Este ltimo caso representa la estrategia de perforacin y conversin de pozos ms
cercana la realidad (premisas septiembre 2014), pero aade un control al agua de
inyeccin posterior al desplazamiento de los 0.4 volmenes porosos de agua mejorada
restringiendo significativamente el agua inyectada por pozo.
Los perfiles previos permiten una comparacin de escenarios, pero los valores de tasas y
acumulados solo deberan considerarse como referencia si se tiene en cuanta las
limitaciones del modelo numrico descritas previamente.
Water injection rate
PRED_AKHIST_CH20_INY18_04POL10_GMAX Field Water injection rate
4.5
E+
05
5E
+0
5
5.5
E+
05
6E
+0
5
6.5
E+
05
7E
+0
5
7.5
E+
05
8E
+0
5
8.5
E+
05
9E
+0
5
9.5
E+
05
1E
+0
6
1.0
5E
+0
6
Wa
ter
inje
ctio
n r
ate
[S
TB
/d]
2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Date
-
Conclusiones
La ausencia de mecanismos de soporte diferentes a la expansin de fluidos, ha
generado una cada acelerada de presin en algunos sectores del campo
Chichimene. El factor de recobro ltimo esperado para el campo es alrededor del
6%. Por lo que se hace necesaria la implementacin a corto plazo de procesos
alternativos de recobro secundario y/o terciario, que permitan el sostenimiento de
presin y maximicen el recobro.
A fin de incrementar el recobro ltimo en el campo y Luego de un screening de
las posibles alternativas, dadas las condiciones de profundidad, presin y
temperatura del yacimiento, se decide implementar dos pilotos, uno de aire en la
parte alta de la estructura y otro de agua en el flanco medio bajo. El objetivo de
dichos pilotos es incrementar el entendimiento de dichas metodologas y su efecto
real sobre el yacimiento a fin de facilitar su expansin a escala comercial de
acuerdo con los resultados obtenidos.
El tamao de las celdas seleccionado durante la construccin del modelo
numrico fue 100 m * 100 m. Este tamao de celdas permite desarrollar corridas
en tiempos razonables, e incluso habilita la evaluacin de escenarios de
depletamiento para espaciamientos de 20 acres, sin embargo estas celdas
resultan ser demasiado grandes al evaluar procesos secundarios especialmente
de inyeccin de polmero. El efecto de dispersin numrica puede ser grande y
afectar los resultados obtenidos, los que tendern a ser ms optimistas.
Resultados preliminares alcanzados con el modelo de simulacin disponible,
muestran que en este tipo de sistemas (petrleo pesado) el recobro ltimo es
funcin de la cantidad de agua inyectada, pues el mayor componente de la
recuperacin de petrleo est asociado al arrastre.
Aunque se espera un proceso de digitacin viscosa importante, se cree que bajo
condiciones de tasa controlada el avance del frente puede ser uniforme. Este
fenmeno no puede ser adecuadamente representado con simuladores
comerciales
Los escenarios de desarrollo presentados en este reporte fueron evaluados con un
modelo que no incluye efectos trmicos, por lo que el efecto del enfriamiento del
yacimiento por la inyeccin de un fluido ms frio como el agua, y la variacin de la
viscosidad del crudo bypaseado producto de dicho cambio de temperatura no
puede ser capturado en estas corridas
Dado el gran tamao de los patrones planteados en el escenario de de inyeccin
con pozos 40 acres de espaciamiento (actualmente perforados en el campo), las
-
tasas de inyeccin calculadas para garantizar la inyeccin de al menos 1.5
volmenes porosos son grandes y variaran entre 6000 y 20000 BWPD segn el
caso. Estas tasas de acuerdo con resultados presentados en casos exitosos en el
mundo para este tipo de procesos, son demasiado altas y promoveran un efecto
acelerado de digitacin viscosa, que como se mencion antes no puede ser
capturada correctamente en simuladores comerciales
