Recuperación mejorada en un yacimiento de alta complejidad estratigráfica: Campo Casabe (Caso de estudio)

Transcripción

1 Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos Recuperación mejorada en un yacimiento de alta complejidad estratigráfica: Campo Casabe (Caso de estudio) Autor(es): T. Acosta (Ecopetrol), D. Rojas (Ecopetrol), J. F. Zapata (Ecopetrol), G. Caldera (Ecopetrol), R. Jimenez (Ecopetrol), G. Manrrique (Ecopetrol) - T. Gheneim (Schlumberger), A. Azancot (Schlumberger) Categoría Artículo Técnico x Tesis Pregrado Tesis Posgrado Derechos de Autor 2017, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es). Resumen El Campo Casabe se encuentra bajo un sistema de recuperación secundaria por inyección de agua desde hace más de 30 años. Sin embargo, a través del tiempo se requiere la implementación de un mejoramiento en la condición de la eficiencia de barrido. Con la aplicación de un sistema que complemente la adecuación del agua en superficie se busca mejorar la eficiencia de barrido al disminuir la diferencia de movilidades entre el petróleo y el agua inyectada, produciendo de esta manera mayor arrastre de petróleo remanente. Debido a la gran diferencia de movilidad entre el aceite y el agua en Casabe (M ~ 25), la madurez del proyecto de recuperación secundaria y la compleja estratigrafía del campo, varios problemas operativos han surgido, tales como el aumento del corte de agua, ocurrencia de influjos, aumento del volumen de arena producida, entre otros. Esos problemas son cada vez más limitantes para la continuación de la inyección de agua convencional en el campo. Lo expuesto anteriormente sumado a las reservas del campo, hizo que Ecopetrol iniciara en el año 2014 las pruebas y evaluaciones para la aplicación de métodos EOR (Enhanced Oil Recovery por sus siglas en Ingles). El piloto involucra la inyección de agua mejorada en un patrón correspondiente al bloque VI del Campo Casabe y los objetivos principales que se persiguen con la ejecución de este piloto son los siguientes. Estimar el potencial de recursos recuperables y el factor de recobro incremental de petróleo que se podría lograr mediante la aplicación de métodos de recuperación mejorada (IOR/EOR) en el campo Casabe Desarrollar nuevas tecnologías específicas y conocimientos sobre recuperación mejorada IOR/EOR que contribuyan a lograr los objetivos delineados, probando su aplicabilidad en el campo mediante pruebas piloto para luego escalar a nivel de campo y propiciar su extensión a campos similares a Casabe. En este trabajo se muestran los desafíos, la metodología de selección y resultados exitosos de la aplicación de inyección de polímeros en un yacimiento de alta complejidad estratigráfica y considerables problemas operativos. Introducción La optimización del desarrollo y la explotación de yacimientos en general, y especialmente en los procesos de producción secundaria y terciaria depende de que tan acertadas sean la definición y caracterización que se disponga de los mismos. En particular para el campo Casabe el factor de recuperación primaria se encuentra alrededor de 14% mientras que con la inyección de agua se ha logrado recuperar aproximadamente un 7% para un total de 21% de factor de recobro (primario más secundario). Si bien, luego de varias etapas de desarrollo de la recuperación secundaria del campo a lo largo de más de 30 años, que involucraron cambios significativos en la eficiencia areal y vertical sometida a inyección, pareciera que el factor de recuperación continúa bajo en comparación con yacimientos similares a Casabe alrededor del mundo, esto considerando que en el mismo se han implementado intensivas campañas de rehabilitación y perforación de pozos y que con la implementación de los completamientos tipo sarta selectiva en los pozos inyectores de agua se logró un incremento significativo de la producción de aceite. Analizando todos los factores que intervienen en la producción de aceite del campo y por consiguiente en el incremento del factor de recobro, se evidenciaron un conjunto de condiciones particulares, que vale la pena mencionar y que resultaron predominantes a la

2 hora de estructurar las etapas de selección y maduración de un piloto de recuperación terciaria. Estas características se pueden resumir en los siguientes ítems: El campo Casabe es un yacimiento altamente estratificado, compuesto por 3 formaciones (Colorado, Mugrosa y La Paz), las cuales a su vez se subdividen en 26 tipos de formaciones diferentes agrupadas en Arenas A, B y C. Alta incidencia de canalización y producción de influjos en pozos productores. Inestabilidad en las presiones de inyección a nivel de arenas (diferencial de gradientes de presión). Producción en commingled. Alta relación de movilidad (alrededor de M=25). Variación de propiedades petrofísicas considerable. Alta producción de arena y finos de formación. Otros Figura 1. Principales problemas y desafíos presentes en el campo Casabe En el presente artículo se discute la metodología utilizada para el diseño, implementación y monitoreo del piloto de inyección de polímeros desarrollado como estrategia para incrementar el factor de recobro del campo, considerando los desafíos descritos anteriormente y realizando una caracterización y evaluación del desempeño del yacimiento. Implementando diferentes procedimientos de interpretación en cuanto al estado actual y comportamiento de la explotación del yacimiento y que llevaron a la selección de la inyección de soluciones químicas como el mecanismo más idóneo de recuperación de aceite incremental para el campo. Historia y Ubicación del campo Casabe Casabe es un campo maduro ubicado en el Valle Medio del Río Magdalena en el departamento de Antioquia, Colombia (Figura 2). El Campo fue descubierto en 1941 con el pozo CSBE-1, de la compañía Shell de Colombia, pero su explotación comercial se inició en junio de 1945, logrando su desarrollo completo en 1958 después de haber perforado 448 pozos, de los cuales 10 resultaron secos. La

3 máxima tasa de producción se alcanzó en 1954 con BOPD. Los estimados oficiales de aceite original en sitio son de 1700 MMbls, pero el estudio realizado en él año 2008, luego de la interpretación sísmica arrojó un volumen inicial de aceite de 1780 MMbls. En 1979, la empresa ECOPETROL S.A inició la explotación secundaria del campo, mediante pilotos de inyección de agua dulce proveniente de la Formación La Mesa, estrategia que se extendió a partir de 1985 al resto del campo, mediante patrones de cinco pozos. La inyección se inició en el sector norte (Bloques VI, VII y VIII) en Junio de 1985, y en el sector sur (Bloques I, II, III y V) en Diciembre de Este mecanismo permitió incrementar la producción. Para el proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua se perforaron 591 pozos entre inyectores y productores. En el año 2004 se firma la Alianza Tecnológica Casabe entre Ecopetrol S.A y Schlumberger con el objetivo de incrementar la producción del campo mediante la implementación de nuevas tecnologías, técnicas de gerenciamiento de yacimientos y reducción de costos operativos. Dentro del marco de esta alianza tecnológica se ha logrado incrementar la producción desde 5000 BOPD hasta BOPD e incrementar la inyección de agua de BOPD hasta BWPD. Figura 2. Ubicación del campo Casabe Información del yacimiento El área de Casabe presenta una estructura anticlinal asimétrica con buzamiento moderado hacia el Oriente, afectado por fallamiento transpresional que involucró las secuencias sedimentarias del Cretáceo y del Paleógeno y constituye un sistema de entrampamiento del Terciario. La distribución de fallas geológicas identificadas en los registros eléctricos de los pozos, llevo a la división del campo en ocho bloques operativos, estando el Bloque I localizado en el extremo sur y el Bloque VIII al extremo norte del campo. El Bloque VI, localizado en la parte central es el bloque con mayor volumen de reservas según los estudios volumétricos realizados.

4 Figura 3. Distribución del tren de fracturamiento y bloques operacionales del Campo Casabe De acuerdo a los mecanismos naturales de producción unido a la asistencia por inyección de agua, aproximadamente un 76% del petróleo original in situ del campo Casabe permanecerá sin recuperarse ante las condiciones actuales, y el máximo factor de recuperación que se espera usando tecnologías convencionales se estima en el orden de un 24%. Se estima que la saturación residual de petróleo, Sor (que se obtiene luego de inyectarse infinitos volúmenes porales de agua) estaría en el orden del 25 al 30%, valor significativo que no puede producirse mediante procesos convencionales. La existencia de altas saturaciones de petróleo dispersas en todos los reservorios que conforman el campo Casabe favorece la aplicación de procesos de recuperación mejorada de petróleo, para intentar disminuir esta saturación y lograr recuperar volúmenes considerables y rentables de petróleo. Los horizontes almacenadores de hidrocarburos lo constituyen las denominadas arenas superiores (Arenas A, Formación Colorado) y las arenas inferiores (Arenas B y C, Formación Mugrosa y La Paz), siendo su principal mecanismo de producción la expansión de gas en solución con alguna participación de empuje hidráulico especialmente en las arenas inferiores. Figura 4. Columna estratigráfica de Casabe.

5 Las propiedades de los fluidos fueron estimadas con base a la información PVT disponible para el campo, consistente en cuatro muestras de fluido utilizables de un total de diez análisis PVT reportados en formato digital. Todos los análisis fueron realizados en muestras recolectadas en separador y recombinadas en laboratorio. Todas las muestras de fluidos fueron recolectadas entre los años 1946 y 952. Tablas 1 y 2. Tabla 1. Resumen de propiedades del petróleo en Campo Casabe Tabla 2. Resumen de propiedades de agua de formación en Campo Casabe La evaluación petrofísica se realizó para todos los pozos perforados en el Campo Casabe, en los intervalos que conforman las Formaciones Colorado (A), Mugrosa (B) y La Paz (C). Esta evaluación incluyó un total de 1045 pozos. La Tabla 3 contiene los valores promedio de porosidad, permeabilidad y saturación de agua a partir de la evaluación petrofísica de los registros: Tabla 3. Propiedades petrofísicas por arena y bloque

6 El modelo estático usado para el cálculo de volumetrías fue actualizado permitiendo el aumento en la compresión estructural y estratigráfica, además de una actualización en los contactos agua-petróleo actual. Esta actualización se llevó a cabo introduciendo la información obtenida de las campañas de perforación desarrolladas en los años 2009 a 2013, 300 pozos aproximadamente. En base a este modelamiento y la población de propiedades petrofísicas se pudo estimar los volúmenes originales de petróleo. El cálculo obtenido por el modelo estático es de 1754 MMbl. En la Tabla 4 se muestran los valores de Original Oil in Place (OOIP) por arena del campo y su distribución porcentual en la figura 5. Arena OOIP (10^6 STB) A0 31 A1 37 A1a 35 A1b 78 A1c 146 A1d 80 A1e 65 A1f 78 A2 188 A2i 252 A3 117 B0 23 B1 85 B1i 86 B2 88 B2b 40 B2c 81 B2d 35 B2e 32 B3 31 B3i 53 LaPaz 24 C 69 Tabla 4. OOIP por arena Campo Casabe Figura 5. Distribución porcentual del OOIP en las arenas a nivel III de detalle.

7 Piloto de Inyección de Polímeros El proceso de recuperación con agua mejorada mediante la inyección de polímeros se está desarrollando en el Bloque VI en las arenas A2/A2i pertenecientes a las Formación Colorado, en donde se venía inyectando agua continua desde el año Este proceso de recuperación está ayudando a corregir los problemas típicos de la inyección de agua en el campo como lo son los problemas de inyectividad, digitación viscosa, canalización y dificultades de desplazamiento generadas por fuerzas capilares propias de este método, obteniéndose como resultado mejor barrido de aceite y por ende un mayor factor de recuperación. Actualmente, el piloto se viene desarrollando a partir de la inyección de agua mejorada con polímero en cuatro pozos inyectores existentes, se realizó la construcción de las facilidades requeridas para la mezcla e inyección de polímeros en los pozos inyectores, así como las adecuaciones necesarias para cumplir con los objetivos del piloto. También, se viene ejecutando un plan intensivo de monitoreo integral que ha permitido evaluar la eficiencia y los resultados del proyecto. Screening Se realizaron corridas en la herramienta ecoeor para determinar qué tipo de tecnología de recobro podría usarse en el campo Casabe. Esta herramienta se basa en filtrar aquellas tecnologías con potencial de aplicación en el campo de estudio de acuerdo a unos criterios de varios autores expertos en cada tecnología. Para cada una de estas tecnologías ser realizó un análisis profundo integrando las propiedades específicas del yacimiento y el análisis de la historia de producción e inyección del campo. De esta forma, se obtuvo un resultado que indica la viabilidad de la inyección de agua mejorada en las arenas de la formación Colorado y de recobro mejorado por WAG en la formación Mugrosa. De acuerdo a los resultados obtenidos en el campo se visualiza la aplicación de un buen número de tecnologías de recobro dado a que las propiedades del yacimiento y fluidos están dentro de valores aceptables para las metodologías estudiadas. A continuación se presentan los resultados que fueron generados a partir de la herramienta ecoeor y el análisis de los mismos: Inyección de surfactante polímero (Formación Colorado) De acuerdo a los criterios de cumplimiento establecidos por el autor (TABER SERIGHT), en la Tabla 5 se observa que la aplicación de polímeros y/o surfactantes en el yacimiento es técnicamente viable puesto que la pequeña diferencia en el valor máximo de viscosidad del crudo no representa una limitante considerable para implementar la tecnología. Parametros TABER-SERIGHT CAMPO DE ESTUDIO:CASABE Viscosidad del crudo <35 39 Gravedad API del crudo > Saturación de aceite al inicio del proyecto >35 46 Espesor neto NC 150 Permeabilidad > Temperatura del yacimiento < Presión del yacimiento al inicio del proyecto NC 600 Profundidad < Tabla 5. Resultados de screening para inyección de polímero. En la Figura 6 se presenta un screening utilizando un gráfico tipo radar, en donde se comparan las propiedades de yacimientos de diferentes campos a nivel mundial en los que se han desarrollado procesos comerciales de inyección de polímeros, con las propiedades de yacimiento de Casabe (línea negra), indicando que presenta una buena probabilidad de éxito por la similitud en propiedades.

8 Figura 6. Gráfico tipo radar comparando propiedades de yacimiento de Casabe con diferentes yacimientos en el mundo con procesos de inyección de polímero. Se realizó screening mediante la corrida de la herramienta EORt (Enhanced Oil Recovery Decision Tool) desarrollada por SCLUMBERGER S.A. EORt es una herramienta interactivamente guiada basada en procesos utilizada por los expertos de Schlumberger que permite la evaluacion detallada de datos y de yacimientos con un proceso integral que ayuda a guiar cada paso para la selección e implementación métodos EOR. El objetivo de la herramienta es guiar al ingeniero de yacimientos a través del proceso de selección de la técnica de recuperación mejorada de petróleo (EOR) más adecuada para las condiciones del campo de estudio. Esto incluye la recopilación y procesamiento de datos que permitir que tanto el usuario como la herremanienta entender las condiciones actuales del campo, así como para identificar las áreas potenciales en el campo que podría beneficiarse de la aplicación de tecnologias EOR. Después de estudiar las condiciones de campo, todas las técnicas EOR disponibles son evaluadas y jerarquizadas contra de las necesidades del campo; metodos analiticos se utilizan para dar una estimación del potencial de recuperación incremental. Modelos de yacimientos representativos se construyen a continuación con el fin de comprobar la eficacia de las mejores técnicas EOR jerarquizadas, cuando se consideran la heterogeneidad y la estructura del campo. Los resultados del screening sugieren Polímeros y ASP como los candidatos EOR más probables para la formación de Colorado, como resultada de una alta eficiencia de desplazamiento local (LDE) (nivel de poro), además de ser compatible con las técnicas EOR aplicadas a campos similares en todo el mundo. Tabla 6. Resultados de screening con EORt a nivel de poro. Basado en los resultados del screening realizado con la herramienta EORt se pudo concluir:

9 1. Polímeros y ASP son los métodos EOR más adecuados para la formación Colorado arenas A2 del Campo Casabe. 2. El Campo Horsefly en Alberta Canadá es uno de los análogos más cercanos para inyeccion de polímero. El Campo Hubei en China puede ser usado como un análogo de inyeccion de ASP. 3. Los resultados del proceso de WAG se basan en curvas de permeabilidad relativa gas-líquido "estándar", y necesitan ser validados con datos reales. Sin embargo, dada la viscosidad / gravedad API del aceite, la eficiencia de desplazamiento local (LDE) se espera este en las proximidades de 0.27 a El proceso de inyección no es probable que resulte en gas miscible, ni para -ni CO2 para N2, dado el bajo API del petroleo, presión y temperatura actual del yacimiento. Diseño conceptual Conociendo la complejidad y heterogeneidad lateral y vertical de las arenas yacimiento del campo Casabe y con el fin de tener un piloto controlado que pueda ser modelado adecuadamente, se seleccionaron las arenas más continuas y en este caso los reservorios más adecuados geológica y estratigráficamente resultaron ser las arenas A2/A2i debido a su calidad (buenas propiedades de reservorio) y su continuidad lateral. Adicionalmente, dichas arenas contienen el 25% del STOIIP total del campo en dos unidades estratigráficas. Se aplicó el mismo esquema dispuesto en el campo para la inyección de agua compuesto por patrones de cinco puntos normales (cuatro inyectores y un productor central). Este patrón afecta ocho pozos productores periféricos adicionales formando cuatro patrones de cinco puntos invertidos (cuatro productores y un inyector). En total el patrón afecta nueve pozos productores y cuatro pozos inyectores. Figura 7. Esquema conceptual del patrón EOR Pruebas de laboratorio Para llevar a cabo la selección de los agentes químicos óptimos para la ejecución del proyecto piloto de recobro mejorado en el campo Casabe se diseñó un programa completo de los estudios de laboratorio que incluyeron: Tomografía de alta definicion (HD) al núcleo completo de las arenas A2. Análisis de Rutina de Nucleos (RCA) Análisis Especial de Núcleo (SCAL) Caracterización de Agua Producida e Inyectada Caracterización de Petróleo Producido Prueba reologícas para Selección de Polímeros Comportamiento de fases para la selección de agentes tensioactivos (Surfactantes) Flujo en testigos para Inyeccion polímeros y surfactantes Digital Rock para la Evaluación de procesos EOR También, como parte del programa de laboratorio se adquirieron 114 pies de núcleo en el pozo CSBE Este pozo se encuentra relativamente cercano al piloto de inyección de agua mejorada en el bloque V y el núcleo fue cortado en las arenas A2 objetivo principal de este piloto.

10 Modelado analítico Como parte del diseño conceptual del piloto se realizó el cálculo de los perfiles de producción mediante una herramienta analítica que involucra cambios en tendencias de la curva de flujo fraccional debido al proceso de cambios en la movilidad. Los perfiles consideran el petróleo incremental debido a la inyección de polímeros en el pozo productor central y los ocho productores periféricos o segunda línea. Este modelo analítico fue actualizado con las condiciones operativas del área del piloto considerando: Area real del piloto (Acres) Pozos productores inactivos Caudal de agua mejorada inyectada por pozo Eficiencia Operativa Como resultado de los cálculos analíticos se obtiene: Campo Casabe Formación Proyecto Colorado -A2/A2i Inyección de Polímero - Piloto B6 Consideraciones Colorado -A2/A2i Inyección de Polímero - Piloto B3 Escenario P90 P10 P50 P90 P10 P50 Aug-15 Aug Fecha generación perfiles Presión de inyección promedio, psi No. Patrones OOIP, FM Colorado (A2/A2i), MBls** OOIP a contactar, MBls*** Vol Oil incremental - Proy Secundario, MBls FR Esperado incremental (OOIP a contactar) % 5.1% 7.4% 6.8% 4.4% 6.3% 5.3% Qiny de polimero, Bpd PV inyectado, % 12% 22% 19% 16% 30% 22% Factor operativo de producción Np con factor operativo de pozos, MBls Tabla 7. Volúmenes Incrementales por Inyección de Polímeros Método Analítico. Figura 8. Curva de Producción de Aceite Bloque 6. Modelado Dinámico (Diseño de Sector Model) Como parte del análisis dinámico se realizó un modelo numérico en un sector del campo en el bloque 6 con las siguientes características: 71 x 85 x 1336 celdas (~8 millones) 25m x 25m x 2,8pies Celdas activas 2 Regiones de Fluidos Arenas A ( API= 23,5 ; GOR =127) Arenas B+C ( API= 24,1; GOR=293)

11 4 Tipos de Roca (3 Reservorio + 1 No Reservorio) 3 Fases: Petróleo+Gas+Agua No considera condiciones de Frontera (línea roja). No obstante, se tiene buen control línea verde. Figura 9. Características del modelo de simulación numérico en un sector del campo. Para dicho modelo se realizó un ajuste histórico con datos de producción de 30 pozos hasta fines del año 2014, el cual dio un 75% como factor de correlación. Figura 10. Ajuste Histórico del modelo de simulación numérico en un sector del campo.

12 En cuanto a los cálculos de predicción se consideraron las siguientes suposiciones: BHP mínima de productores: 500 psia. Máxima tasa de líquido de productores: 1000 Bbl. BHP máxima de inyectores: 3100 psia. Máxima tasa de inyección: 700 Bbl. Corte de agua máximo: 95%. Incremento de Presión: factor de reemplazo de Horizonte de producción: 20 años. Diseño del Piloto y selección de área La selección de las áreas piloto se basa en criterios que garantizan que estas sean representativas de la mayor parte del campo y que permita la correcta evaluación e interpretación de los resultados de la aplicación de los procesos de recobro mejorado (EOR). Los criterios utilizados son: 4 <WOR 10. Zona Madura con Inyección de Agua Saturación remanente de petróleo móvil. Calidad de Roca media a alta. Continuidad de arenas. Zona Confinada. Integridad Mecánica Adicionalmente, se seleccionó un criterio de confinamiento vertical para de esta manera impactar los yacimientos con mejores propiedades en términos de continuidad y de petróleo originalmente en sitio (POES). Del análisis anterior se define con arenas objetivo para la implementación del proyecto piloto de EOR las áreas A2 y A2i en el bloque VI del campo. Para la selección de las areas piloto se aplicó una metodologia que se fundamenta en de diversos factores, los cuales llevados a cabo de manera simultánea permitieron la caracterización y evaluación del desempeño que ha tenido el yacimiento. El diagnóstico y selección de zona permitió identificar sectores con buen potencial o pozos que no poseen un buen desempeño, logrando postularlos como candidatos para algún tipo de tratamiento que incremente el factor de recobro. El proceso de selección de area involucró un analisis detallado por Campo/Bloque, análisis detallado por patrón y el detalle pozo a pozo. En la figura 11 se puede observar el esquema para la metodologia de selección de áreas.

13 Figura 11. Metodología para Selección de Áreas. El proceso permite la identificación de sectores que cumplieran con los criterios de selección para la implementación de proyectos de recobro mejorado. La depuración de estos sectores se realizó de forma iterativa hasta obtener sectores óptimos. En la figura 12 se muestra el proceso iterativo de selección obteniéndose al final 9 patrones candidatos de los cuales se seleccionó el patrón del pozo CSBE-1159 del Bloque VI para el desarrollo e implementación del piloto. Figura 12. Proceso Iterativo de Selección de áreas.

14 Figura 13. Proceso Iterativo de Selección de áreas. Descripción del patrón seleccionado El patrón del bloque 6 está constituido por 4 pozos inyectores (CSBE-1222, CSBE-1304, CSBE-1292 y CSBE-1313) y por 9 pozos productores (CSBE-1159, CSBE-417, CSBE-1520, CSBE-443, CSBE-387R, CSBE-58R, CSBE-1164, CSBE-1162 y CSBE-718R este último abandonado). Siendo el productor central el pozo CSBE Figura 14. Patrón seleccionado para EOR Estrategia de completamiento de los pozos inyectores y pozos productores El completamiento de los pozos productores e inyectores en Casabe presenta un esquema de inyección y producción en conjunto, es decir, se inyecta agua de forma selectiva controlando el caudal de inyección en cada capa a través de válvulas reguladoras de flujo y se produce de en conjunto o commingled desde todas las arenas cañoneadas en el pozo. Los pozos productores generalmente tienen instalado algún tipo de sistema de levantamiento el cual es seleccionado y diseñado basado en las características propias de producción de pozo, desviación, profundidad, presión de fondo etc. Los sistemas de levantamiento principales lo constituyen bombeo de cavidades progresivas (PCP), bombeo mecánico (BM) y bombeo electrosumergible (ESP). En la figura 13 se muestra el esquema de producción e inyección de los pozos del campo.

15 Figura 15. Esquema de producción campo Casabe Considerando que la implementación de piloto establece la inyección de agua mejorada en las capas objetivo A2 y A2i, esta situación requirió establecer una estrategia y plan de completamiento de los pozos productores e inyectores del piloto para lograr los siguientes objetivos: 1. Evaluar adecuadamente el piloto de EOR químico, que fue desarrollado en las arenas A2/A2i, logrando obtener resultados concluyentes para definir su futura expansión. 2. Intervenir los pozos inyectores y productores, para acondicionarlos de manera que cumplieran con las necesidades requeridas y así garantizar la información crítica para entender el comportamiento del área antes y después de la inyección de químicos (establecimiento de línea base) 3. Analizar dicha información para evaluar el efecto de la inyección de polímeros en el comportamiento de producción del área.

16 Figura 16. Estrategia de completamiento actual y requerimientos para implementar el piloto de EOR. Para los pozos inyectores se procedió con el aislamiento a partir de la instalación de válvulas ciegas (Dummy) en los mandriles correspondientes a las arenas no objetivo (A1, B y C) e instalar válvulas de circulación en los mandriles objetivo correspondientes a las arenas A2/A2i. La razón de la instalación de una válvula de circulación (sin sistema de regulación) en lugar de una válvula reguladora de flujo es evitar la degradación del polímero cuando pasa a través del sistema de regulación, esta decisión se basó en una prueba realizada para definir la degradación del polímero a través de las válvulas reguladoras y válvulas de circulación. Adicionalmente, el plan de completamiento para inyectores incluyó la evaluación de la inyectividad actual con agua y ejecución de posibles trabajos de estimulación química para reestablecer la inyectividad previa a la inyección de polímeros. Para los productores, los cuales están produciendo de diferentes capas, el reto consistió en evaluar diferentes alternativas de completamiento que permitieran monitorear la producción de las capas A2 y A2i, tomando en cuenta las limitaciones representadas por el completamiento del pozo: sistema de levantamiento artificial con varillas, revestimientos de 7 y 29 lb/pie (pequeño diámetro interno), revestimientos corroídos y colapsados. Las alternativas evaluadas y los criterios considerados se encuentran resumidos en la Figura 15.

17 Figura 17. Análisis para establecer plan de completamiento de productores para el piloto Tomando en cuenta este análisis se estableció el plan de completamiento mostrado en la Figura 16. Pozos Productores CBE-1159 CBE-387R CBE-1162 CBE-1164 CBE-58R CBE-718R CBE-1092 Acividad planeada Aislar arenas A3 y B y bajar bomba con sensor de fondo Cambiar ALS, baja r bomba ESP+PCP con Y-Tool Aislar arenas B y bajar bomba con sensor de fondo Cambiar ALS, baja r bomba ESP+PCP con Y-Tool Reactivar, instalar charge Pump y sensor de fondo Reactivar y bajar bomba con sensor de fondo Aislar arenas A3 y B y bajar bomba con sensor de fondo Tabla 8. Trabajos programados para el plan de completamiento en productores CBE-1093 Aislar arenas A3 y B. Cambiar ALS, bajar bomba ESP+PCP con Y-Tool Cambiar ALS, baja r bomba CBE-1094 ESP+PCP con Y-Tool Plan de monitoreo Reactivar, lavar perforados con CBE-1044 Se diseñó un sistema de monitoreo de performance del piloto acido. con la finalidad de asegurar la captación de las variables críticas que CBE-1402 Recompletamiento dependieron de varios procesos de análisis y estudios tales como pruebas de laboratorio y simulaciones de yacimiento, se determinaron algunos parámetros del polímero y de la inyección del mismo para alcanzar el incremento del factor de recobro esperado y que sirvieran de referencia para las etapas de implementación y evaluación, el cumplimiento de estas especificaciones garantizarían el éxito del piloto. Los parámetros establecidos durante la etapa del diseño fueron: 1. Viscosidad de la mezcla de polímero 2. Concentración de la mezcla de polímero para alcanzar la viscosidad diseñada 3. Presión de inyección 4. Caudal de inyección 5. Volumen total de polímero a inyectar en términos del volumen poral del yacimiento

18 Productores Inyectores Superficie Subsuelo Planta de polímeros Subsuelo Parámetros de yacimiento SOPORTE GENERAL Producción bruta/aceite/agua/gas Muestras de fluido (salinidad, % sedimientos, corte de agua) Análisis fisicoquímico del agua producida a nivel de pozo Presión en cabeza de pozo Parámetros del sistema de levantamiento Perfil de producción por capas Nivel de fluido Presión de fondo Caudal de inyección Presión de inyección Calidad del agua de inyección Viscosidad Concentración Stock de químico Filtrabilidad Perfiles de inyección Presión de formación Cambio en la saturación de petróleo Parametros a monitorear QA/QC en el proceso de inyección de polímeros Tabla 9. Parámetros a monitorear para la evaluación del piloto de inyección de agua mejorada El plan de monitoreo fue definido en primer lugar por la diferencia que existan entre el plan de monitoreo y seguimiento actualmente implementado para las operaciones convencionales del campo. Posteriormente, para implementar el monitoreo o medición de nuevos parámetros fue necesario tomar en cuenta las condiciones de operación y completamiento de los pozos. En el caso específico de Casabe luego de seguir el procedimiento antes descrito se generó el plan de monitoreo y seguimiento que se muestra en la figura 18. Tabla 10. Plan de monitoreo y seguimiento para el proyecto piloto Implementación Con el objetivo de reducir las incertidumbres asociadas a la distribución de producción, evitar problemas operativos asociados a la inyección y producción simultánea, y alcanzar el máximo potencial de producción del proceso secundario, se programaron actividades de aislamiento y optimización previas al inicio de inyección. Entre las actividades ejecutadas se tiene la perforación de un pozo

19 observador, inyección de trazadores interwell, aislamiento de arenas B, e incremento en extracción e inyección de fluidos en arenas A2. Los trabajos de aislamiento en arenas B y optimización sobre los pozos productores e inyectores provocaron un incremento en la producción del sector, lo cual evidencia la oportunidad para el campo de realizar procesos de optimización de la inyección. La figura a continuación presenta en verde claro la producción incremental asociada a la fase de optimización. Figura 18. Comportamiento de la producción previo a la inyección de polímero. En Agosto del 2014, previo a la inyección de solución polimérica, se realizó la inyección de Trazadores interwell de forma selectiva en las arenas A2i y A2 en los 4 pozos inyectores vinculados al piloto con el fin de estudiar la dinámica del agua inyectada durante la inyección de agua como base para la evaluación del impacto de la inyección de polímeros. Los trazadores permitieron confirmar la comunicación hidráulica entre inyectores y productores, y señalaron la presencia de canales de flujo de alta conductividad entre productores de primera y segunda línea. Figura 19. Resultados trazador interwell Agosto Los colores de las flechas en esta figura representan los diferentes trazadores inyectados por arena. La influencia y presencia de canales de alta conductividad se representan mediante el grosor de las flechas. Fuente: informe de proyecto de trazadores químicos interwell en campo casabe. Mayo Teniendo en cuenta la inactividad de pozos productores del sector y la reactivación del pozo CSBE 58R, así como la inyección continua de solución polimérica en los cuatro pozos durante más de 30 meses; Ecopetrol planea la evaluación de los cambios en la eficiencia volumétrica de desplazamiento, patrones de flujo y volúmenes de canal mediante la inyección de nuevos trazadores interwell en cada capa de cada pozo inyector.

20 Comportamiento de la Inyección La inyección de polímero inició en Noviembre del 2014 en los cuatro pozos inyectores de forma simultánea, ha estado afectada por inactividad de pozos productores, trabajos de wellservices, entre otros. Adicionalmente, durante el cierre de los pozos inyectores se encontró evidencia de arenamiento entre el Casing y la sarta de inyección selectiva que impactaron negativamente el caudal objetivo por pozo y por capa. A continuación se presenta el histórico del caudal de inyección: Figura 20. Comportamiento de la inyección Fuente: Informe de seguimiento GDY/ECP. Los incrementos registrados en caudal fueron obtenidos luego de reevaluar las pérdidas de fricción a través de la sarta de inyección y de cañoneos thru tubing para recuperar zonas de inyección con mandriles obstruidos. Sin embargo, a pesar de los esfuerzos por garantizar el caudal de inyección deseado por zona, se continuaron presentando servicios a pozos productores y arenamiento por back flow. A continuación el histórico de la relación caudal real/caudal planeado por capa y por pozo para cada pozo inyector del piloto:

21 Figura 21. Comportamiento de la inyección por pozo Como puede observarse en los registros anteriores, se requiere de manera urgente la implementación de trabajos de conformance para controlar la distribución vertical de la inyección, y por tratarse de una solución polimérica sensible a las restricciones mecánicas este control solo puede realizarse a través de sustancias químicas. Ecopetrol ha adelantado diferentes estudios experimentales durante el 2014 y 2017, los cuales permitirán la implementación de soluciones químicas a este problema nos solo para el campo, sino para todos los campos directos y asociados que presenten esta problemática. Al respecto de la medición de la distribución vertical, se ha registrado una marcada diferencia entre las tecnologías que permiten identificar la distribución por perforado y por arena, resultando en aumento de la incertidumbre en el caudal medido por zona para los perfiles realzados por trazadores radiactivos y un alto riesgo de arenamiento por back flow para realizar medidas con fibra óptica y espiner. Este tipo de hallazgos ha impulsado a Ecopetrol a realizar evaluaciones conjuntas con las empresas de servicios en este y otros campos con inyección de polímero, para ajustar procedimientos, algoritmos y/o herramientas que permitan garantizar la confiabilidad de los datos sin afectar la integridad de los pozos Cambio de saturaciones en el área Como parte del plan de monitoreo integral del piloto se perforó un pozo observador con el objetivo de evaluar la eficiencia de barrido de la inyección de polímero en las arenas A2/A2i y adicionalmente, interespaciado para evaluar la eficiencia en la reducción de espaciamiento en el patrón de inyección.

22 Figura 22. Ubicación del Pozo Observador. Fuente: Informe Alianza Casabe Para monitorear el cambio en la saturación se corrieron registros de neutrón pulsado - herramienta RST. Esta medición se realizó de forma semestral señalando variaciones positivas entre el 10 y 20% de la saturación de petróleo inicial, lo cual es evidencia del aumento de la eficiencia areal con la inyección de solución polimérica y de la oportunidad para implementar proyectos de reducción de espaciamiento. Figura 23. Comparación de perfiles de saturación. Fuente: Informe surveillance PF Casabe Junio 2016.

23 Comportamiento de la Producción Resultados A pesar de que las tasas de inyección por capa han permanecido en su mayoría debajo de los volúmenes planeados, se registra un alto impacto en la reducción del corte de agua del área y producción incremental asociada a la inyección de polímero desde Febrero de 2015 con periodos de producción que superan al caudal estimado. 295 bopd 173% Figura 24. Comportamiento de la producción Fuente: Informe de seguimiento GDY/ECP Junio Los pronósticos incrementales para el piloto de inyección de agua mejorada son evaluados mensualmente y ajustados con base a los resultados obtenidos a la fecha. A continuación se presentan los perfiles Planeado inicialmente (Plan ANH), Real y Pronóstico (Plan ajustado): Figura 25. Perfil incremental de producción de aceite.

24 FUENTE: Consolidado de Perfiles-WF-CEOR Conclusiones Se ha implementado exitosamente el Proyecto piloto de Inyeccion de polímeros en el bloque 6 del Campo Casabe: o Tiempo de ejecución de 2 años, 60% por debajo de estándares de la industria para este tipo de proyectos de exploración tecnológica. o Costo de ejecución de acuerdo al presupuesto originalmente planeado El proyecto piloto en el patrón del bloque 6 muestra una producción incremental acumulada de petróleo a la fecha de 120 M barriles de petróleo, un 43% por encima del plan inicial. No ha habido diferida asociada al piloto. El monitoreo de saturación de petróleo en el pozo observador evidencia el movimiento de petróleo que no había sido contactado a través de la inyección de agua, teniendo una mejora en el eficiencia de barrido areal a través de la inyección de polímeros. La producción de agua disminuyó de 89% BSW a 83% BSW Se han implementado tecnologías para el correcto monitoreo y evaluación del piloto de EOR. Algunas de esta tecnologías fueron implementadas por primera vez en campo Casabe. El proyecto piloto ha estado operando de forma estable por casi 3 años. Se ha implementado un plan de monitoreo integral que permite la correcta evaluación de piloto. Problemas operacionales que han ocasionado que algunos pozos permanezcan inactivos por varios meses ha impactado la el resultado en producción incremental del piloto. Se comprueba que la tecnología de inyección de polímero provee un significativo mejoramiento del factor de recobro y mejoramiento de la movilidad de fluidos del campo Casabe, lo que se evidencia en los resultados del pozo observador y los incrementales mostrados por el piloto. Recomendaciones Continuar con la evaluación del piloto en el Bloque 6 para garantizar la correcta evaluación de los resultados. Realizar tratamiento de Estimulación en el pozo CBE-1222 para mejorar la eficiencia de barrido en la arena A2i y mejorar la inyectividad en la arena A2. Garantizar los recursos presupuestales para la correcta continuación del plan de monitoreo del proyecto para así asegurar tener respuestas conclusivas de su comportamiento. Integrar a la operación en el seguimiento y continuidad operativa del proyecto. Nomenclaturas BSW: Porcentaje de agua y sedimentos CSBE: Casabe ECP: Ecopetrol TRZ: Trazador Back Flow: Aporte de agua de inyección desde la formación hacia el pozo Thru tubing: Operación de cañoneo a través del tubing de producción ANH: Agencia nacional de hidrocarburos Referencias Mature Field Revitalization Using Plymer Flooding: Palogrande Cebú Field Case. R. Pérez, R.H. Castro, R. Jimenez, G.A. Maya, J.M. León, Ecopetrol S.A.; H. Quintero, UIS; J.D. Reyes, A. Mendez, A.F. Castillo, M.P. Romero, F. Fernández, L.M. Quintero, Ecopetrol S.A. Paper SPE MS.

25 Casabe Mature Field Revitalization Through an Alliance: A Case Study of Multicompany and Multidiscipline Integration. L. Márquez, SPE, J. Elphick, SPE, J. Peralta, Schlumberger; R. Amaya, E. Lozano, Ecopetrol S.A. American Petroleum Institute (API). Recommended Practices for Evaluation of Polymers Used in Enhanced Oil Recovery Operations. Standard Number: API RP (1990). Consolidado de Perfiles-WF-CEOR Informe de seguimiento GDY/ECP Junio Informe surveillance PF Casabe Junio 2016.