Implementación exitosa de un piloto de recobro mejorado con inyección de químicos (ASP) en el campo Caracara Sur

Transcripción

1 ACIPET TEC-211 Implementación exitosa de un piloto de recobro mejorado con inyección de químicos (ASP) en el campo Caracara Sur Autor(es): H. Mayorga (ACIPET), J. Montes, J. Del Rio, G. Quintanilla, CEPSA LATAM Categoría: Marque con una X 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 En el campo Caracara, se identificó la inyección de químicos (Álcali Surfactante Polímero - ASP) como el método de recuperación mejorada de petróleo (EOR) más adecuado para el campo. Gracias al trabajo de laboratorio, se logró determinar la formulación ASP óptima para las condiciones específicas del yacimiento. Dicha formulación permite un recobro adicional al reducir la saturación residual de petróleo y mejorar la eficiencia de barrido. Se realizaron pruebas pre-piloto en campo para determinar la eficiencia de la formulación ASP seleccionada. Durante esta fase se realizó en el pozo piloto la prueba ASP one-spot mediante la técnica de trazadores químicos (Single Well Tracer Test SWTT) determinando la saturación residual de petróleo (Sor), antes y después de la inyección de la formulación ASP. Una vez confirmada la eficiencia de la formulación química en el yacimiento, se procedió a ejecutar en campo la fase piloto. El patrón de inyección fue de 4-puntos invertido y el diseño del piloto consideró la inyección de cuatro baches: un pre-flujo de álcali y polímero, un bache principal de ASP, un post-flujo de polímero y un bache final de polímero, en el cual se redujo gradualmente la viscosidad hasta inyectar agua y completar 1 VP del área del piloto. Durante el piloto se implementó un detallado programa de monitoreo y control de calidad tanto de los fluidos inyectados como de los pozos productores para evaluar el desempeño del piloto. El presente documento tiene como objetivo presentar los resultados obtenidos tanto en la fase pre-piloto como durante la ejecución del piloto. Introducción El campo Caracara Sur (CCS) está localizado en la cuenca de los Llanos Orientales, Colombia (ver Fig. 1). El campo es operado por CEPSA (70%) junto con Ecopetrol (30%) mediante el contrato de Asociación Caracara. Todos los pozos del campo están completados con bomba electrosumergible (ESP) y algunos pozos producen de forma selectiva de una única arena y otros en commingled produciendo de varias arenas de la formación Carbonera (dividida en seis yacimientos apilados), el mecanismo de producción se da por el influjo de un acuífero natural. Sin embargo, en las arenas superiores el acuífero no es tan fuerte y por lo tanto se ha observado una declinación de la presión de yacimiento. Por otra parte, la viscosidad de crudo in-situ es mayor que la viscosidad del agua de formación, por lo tanto la eficiencia de barrido volumétrico es relativamente pobre y el correspondiente factor de recobro de petróleo es limitado. La Tabla 1 muestra las principales características del yacimiento del campo CCS.

2 2 Fig. 1. Ubicación del campo Caracara Sur. Tabla 1. Principales características del yacimiento en CCS. Parámetros Valor Profundidad promedio (ft. TVDSS) 4000 Porosidad (%) Temperatura ( F) 186 Permeabilidad (md) Propiedades del petróleo Gravedad ( API) Viscosidad Yacimiento 6-14 Relación gas-aceite (SCF/STB) 7-50 Propiedades del agua ph Cloruros (ppm) Salinidad total (ppm) Sólidos Disueltos Totales (ppm) El campo CCS ha tenido diferentes escenarios de desarrollo con el fin de mitigar la declinación de la producción de petróleo, entre los que se incluyen la perforación de pozos horizontales, pozos infill y pozos exploratorios de áreas cercanas a campo. Adicionalmente, como un esfuerzo más para mantener la producción de petróleo se realizó una evaluación de los métodos de recuperación mejorada de petróleo (EOR/IOR), donde se identificó el recobro mejorado con inyección de químicos (ASP) como el método más adecuado para el campo. El desarrollo de un plan cuidadoso y completo que incluyó primero estudios de laboratorio para seleccionar la formulación ASP más óptima para el campo, y posteriormente la ejecución de las fases pre-piloto y piloto que han permitido alcanzar los objetivos trazados. Los resultados obtenidos tanto en la fase pre-piloto como en la fase piloto serán presentados a continuación. Descripción del proyecto CEOR del campo CCS. Selección de químicos. El polímero tiene como objeto aumentar la viscosidad del agua, logrando así una mayor eficacia de barrido volumétrico y mejor control de movilidad en el yacimiento. Se determinó el uso de una poliacrilamida hidrolizada. El surfactante tiene como propósito disminuir las fuerzas capilares que retienen el petróleo residual en un medio poroso, aumentando la eficiencia de desplazamiento del fluido de inyección. Debido a la alta temperatura del yacimiento (186 F) se seleccionó un surfactante de tipo sulfonato, por su resistencia a la degradación térmica. Una vez el polímero y surfactante fueron seleccionados, diferentes pruebas de compatibilidad basadas en la concentración del polímero y temperatura del yacimiento permitieron encontrar que bajo ciertas condiciones del yacimiento se pueden generar emulsiones y/o precipitación de sólidos, de modo que fue necesario adicionar un co-surfactante para tener una mejor eficiencia en la formulación

3 15 química. El co-surfactante seleccionado fue el disulfonato sódico de hexadecil difénil éter. La adición del álcali ayuda a reducir la adsorción del polímero y surfactante sobre la superficie de la roca (menor consumo de químicos), y adicionalmente, se encontró que con la adición del álcali la formulación química era más estable térmicamente y permitía alcanzar la salinidad óptima para obtener tensiones interfaciales (IFT) ultra-bajas [5]. Por lo tanto se seleccionó el Metaborato de sodio ( ) como el álcali más óptimo para el campo. Aunque teóricamente el álcali reacciona con los ácidos carboxílicos presentes en el crudo generando un surfactante natural in-situ, que al igual que el surfactante ayuda a disminuir la IFT entre el crudo y el agua, para el caso del campo CCS el número ácido (NA) tiene valores pequeños en promedio de 0,05 mg KOH/g de petróleo, por lo cual no se genera este tipo de reacción natural. Posteriormente se realizaron diferentes pruebas de laboratorio en núcleos con rocas tipo del yacimiento Caracara y núcleos de Berea, evaluando la eficiencia de la formulación ASP a diferentes condiciones de concentración de los químicos. La Fig. 2 muestra el perfil de producción de petróleo para una de las pruebas, en la cual se observa un recobro adicional del 17.5% debido a la inyección del ASP con la siguiente secuencia. Post-flujo Post-flujo Polímero ASP Pre-flujo 0,1 VP (1.2 cp) 0,1 VP (2.8 cp) 0,3 VP (5.9 cp) 0,3 VP (5.1 cp) 0,1 VP (5.9 cp) Fig. 2 Perfil de producción de petróleo para una de las pruebas con núcleos. Finalmente, se definió la siguiente formulación ASP con el mejor desempeño para incrementar el recobro de petróleo: 800 ppm de polímero. 6,000 ppm (78% surfactante + 22% co-surfactante) 7,000 ppm de álcali. Área del piloto. Para la fase piloto se seleccionó un patrón de inyección de 4-puntos invertido, seleccionado en base a las propiedades promedio del yacimiento, producción de petróleo, cercanía de los pozos productores y la continuidad de las arenas en el yacimiento. Fig. 3 Patrón de inyección del piloto CCS-C17 (Tope C7) El pozo inyector CCS-C17 fue perforado en el centro del patrón y está ubicado aproximadamente a 200 m promedio de los pozos productores CCS-C1, CCS-C5 y CCS-C7, permitiendo así un mejor tiempo de respuesta (menor volumen de químicos). La inyección

4 4 del piloto se realizó en la arena C7-A a través de las unidades C7-A.5, C7-A.4 y C7-A.3. Con el propósito de mejorar la productividad de los pozos asociados al patrón de inyección y asegurar las mismas condiciones de flujo en los pozos monitores con el fin de establecer la línea base de producción, los pozos CCS-C5 y CCS-C7 fueron intervenidos antes de iniciar la inyección, para ello se hicieron reacondicionamientos que incluyeron sistemas de control de arena y fracturamiento hidráulico (tipo fracpack). La Fig. 4 muestra la correlación estratigráfica de los pozos asociados al piloto, el sombreado en color amarillo muestra la continuidad de la arena C7-A a través de estos pozos. El espesor promedio de las unidades C7-A.5, C7-A.4 y C7-A.3 son 8, 5 y 6 Ft, respectivamente. Fase pre-piloto Fig. 4 Correlación estratigráfica de la arena C7-A entre el pozo inyector CCS-C17 y los pozos productores. Antes de iniciar la fase piloto, como parte de la estrategia de disminución del riesgo del proyecto EOR, se ejecutó la fase pre-piloto en campo, mediante la aplicación de la técnica de trazadores químicos con los siguientes objetivos: Comprobar la eficiencia de la formulación ASP mediante la medición de la reducción de la saturación residual de petróleo (Sor) antes y después de inyectar los químicos seleccionados, así como estimar el potencial EOR en el campo CCS. Caracterizar el yacimiento del área del piloto, identificando el comportamiento del flujo en el medio poroso, efecto del acuífero activo y sus implicaciones en la dilución de los químicos inyectados. Mejorar el modelo de simulación de yacimiento del área del piloto EOR. Prueba ASP one-spot. La prueba en el pozo CCS-C17 consistió en realizar un primer Single-well tracer test (SWTT) con el fin de medir el Sor a la inyección de agua (Sorw), luego se inyectó un bache de la formulación ASP seleccionada, seguido de un segundo SWTT para evaluar la eficiencia de los químicos inyectados mediante la reducción del Sor alrededor del pozo. La prueba SWTT permite una medida consistente del Sor en una región cercana alrededor del pozo (un radio típico de investigación entre 4 y 6 m.), y consiste en la inyección de un trazador de partición en una zona barrida por agua, el cual durante el período de cierre del pozo reacciona con el agua de formación y es parcialmente hidrolizado en un nuevo trazador pasivo. El trazador primario (de partición) al ser soluble en agua y petróleo se distribuirá en estas dos fases y se retrasará con respecto del trazador pasivo, subproducto de su reacción de hidrólisis (Cubillos et al 2015). Finalmente, el pozo es colocado en producción para la toma y análisis de muestras en el laboratorio, dado que ambos trazadores son detectados en tiempos diferentes debido al coeficiente de distribución en el agua y petróleo, el tiempo de diferencia entre los picos de concentración del trazador de partición y el trazador pasivo es la base para calcular la Sor alrededor del pozo. Diseño prueba SWTT. El diseño de la prueba consideró la inyección de un trazador de partición (acetato de etilo EtOAc), el cual al reaccionar forma el trazador pasivo (etanol EtOH), con un radio de investigación de 6.5 m. Adicionalmente, los trazadores Normal-propanol (NPA) y 2,4-difluorobenzoico (2,4-DFBA) tienen como finalidad evaluar el empuje del acuífero y se consideró alcanzar una distancia de 4.6 y 6.5 m dentro del yacimiento, respectivamente. El trazador 2-ácido trifluorometilbenzoico (2-TFMBA) fue usado como trazador de balance de masa y el Isopropanol (IPA) fue usado como trazador de cobertura para el EtOAc, ambos trazadores con un radio de investigación de 8.9 m. La Fig. 5 presenta un esquema del diseño de la prueba SWTT para el pozo piloto

5 15 CCS-C17. Fig. 5 Diseño de la prueba SWTT del pozo CCS-C17. Operación. Con base en las lecciones aprendidas de las otras pruebas SWTT realizadas en campo CCS, solamente se inyectaron los trazadores a través de una arena (C7-A5). Previamente a la prueba SWTT#1 se inyectaron 18,644 barriles de agua (equivalentes a 20 volúmenes porosos (PV) del área de investigación) con el fin de alcanzar un Sorw confiable. Los trazadores EtOAc e IPA constituyeron un volumen de 193 barriles, los cuales fueron desplazados dentro del yacimiento por un volumen de 789 barriles de agua. El período de cierre del pozo fue por tres días, y posteriormente el pozo se abrió a producción, donde un total de 314 muestras de agua de formación fueron tomadas y analizadas en el laboratorio del campo CCS. Una vez el Sor fue medido en el primer SWTT, se procedió con la preparación e inyección de la formulación ASP, para lo cual se prepararon 470 bbl de solución madre de polímero con una viscosidad promedio de 2,000 cp, usada a su vez para preparar el preflujo de AP, la solución ASP, el post-flujo de polímero, y dos baches de polímero al 50% y 25%, los cuales fueron inyectados en ese orden. Posteriormente, se inyectó un volumen de agua para saturar el yacimiento antes de la inyección de los trazadores. Finalmente, el segundo SWTT fue realizado para medir la reducción del Sor. La operación de ambas pruebas SWTT fue similar y los trazadores alcanzaron los radios de investigación de acuerdo al diseño de la prueba. La Tabla 2 muestra la secuencia y parámetros de inyección que se siguió para la prueba ASP one-spot del pozo CCS-C17. Tabla 2. Secuencia de inyección de la prueba ASP-one spot en el pozo piloto CCS-C17. Prueba SWTT#1 ASP SWTT#2 Volumen inyectado Tasa Prom. Presión Prom. Etapa (bbl) (BPD) (psi) Inyección de agua 20 VP 1, Inyección de 2-TFMBA 1,856 L* - - Inyección de EtOAc e IPA 292 L IPA L EtOAc - - Inyección de 2,4-DFBA 60 L* - - Inyección de NPA 60 L* - - Cierre de pozo (3 días) - - 1,145** Producción de pozo (toma de muestras) 3, ** Inyección de agua 1,133 2, Pre-flujo AP 350 2, Solución ASP (13 cp) 1,032 2, Post-flujo Polímero (12 cp) 1,167 1, Bache de polímero 50% (6 cp) 200 1, Bache de polímero 25% (3 cp) 192 1, Inyección de agua 1,317 2, Inyección de EtOAc e IPA 127 L IPA L EtOAc - - Inyección de 2,4-DFBA 1300 L* - - Inyección de 2-TFMBA 15 L* 1,870 - Inyección de NPA 29 L* 1,870 - Inyección de agua 937 1, Cierre de pozo (3 días) - - 1,111** Producción de pozo (toma de muestras) Total: 314 5, ** *Litros, **PIP (Pump Intake Pressure) Resultados. La prueba ASP one-spot se realizó de acuerdo al diseño y operacionalmente según lo planeado. La Fig. 6 muestra los perfiles de concentración de los trazadores producidos para ambas pruebas SWTT. Las curvas son prácticamente simétricas y se ajustan a la teoría, obteniendo así un buen recobro de los trazadores y por consiguiente no se observa un empuje fuerte del acuífero en esta área del yacimiento.

6 6 Después de la interpretación numérica y analítica de los datos, los resultados indicaron una reducción del Sor entre el 9 y 12%, lo cual representó un importante volumen incremental de recobro de petróleo asociado a la eficiencia de la formulación ASP. Estos resultados permitieron confirmar que el pozo CCS-C17 era un buen candidato para la fase piloto del proyecto EOR. Fig. 6 Perfil de concentración de trazadores producidos en la prueba SWTT#1 (Izq.) y prueba SWTT#2 (Der.) del pozo CCS-C17. Prueba IWTT. La prueba IWTT consiste en inyectar un trazador pasivo que no interactúa con los fluidos del yacimiento y su arribo es monitoreado en los pozos productores cercanos. La prueba IWTT del pozo CCS-C17 consistió en la inyección de dos trazadores pasivos diferentes, el primer trazador, se inyectaron 2 Kg de 2,5-ácido difluorobenzoico (2,5-DFBA) en diciembre del 2014 a través de la arena C7-A.5, y el segundo trazador, se inyectaron 4 Kg de 3,5-ácido difluorobenzoico (3,5-DFBA) en mayo de 2015, después de reacondicionar el pozo y perforar las otras arenas C7-A.4 y C7-A.3. Durante la ejecución de la fase piloto se tomaron semanalmente muestras de agua de producción de los pozos monitores y se enviaron al Centro de Investigación de Cepsa (Madrid, España) para su análisis. Debido a que la inyección del piloto se realizó a través de tres arenas diferentes, la prueba IWTT fue importante para evaluar los canales de flujo preferenciales entre el pozo inyector y los pozos monitores, así como para tener un análisis más detallado de los resultados asociados a la inyección del piloto. Fase piloto ASP Diseño. El esquema de inyección del piloto fue diseñado de acuerdo con los resultados obtenidos en las pruebas de laboratorio, fase pre-piloto y el modelo de simulación de yacimientos, el diseño consideró la inyección de cuatro etapas: Primero, un pre-flujo de álcali y polímero (AP) correspondiente al 10% del volumen poroso (VP) del área de yacimiento del piloto. Una concentración del polímero de 600 ppm para generar una viscosidad de 5 cp a condiciones de yacimiento, y la concentración del álcali en 4,000 ppm. Esta etapa tenía como finalidad generar un frente de desplazamiento de petróleo móvil desde el pozo inyector a los pozos productores. Segundo, un bache principal de ASP de 33% VP. Para esta etapa, se tenía contemplado una concentración del polímero de 800 ppm para una viscosidad de 5 cp a condiciones de yacimiento, en este caso la concentración del polímero es más alta debido a la mayor concentración del álcali, que para este caso era 7,000 ppm con el fin de alcanzar la salinidad optima que requiere el surfactante para tener la menor tensión interfacial (IFT) posible. La concentración del surfactante estaba en 6,000 ppm. Esta etapa tenía como objetivo reducir el Sor y generar un banco de petróleo móvil. Tercero, un post-flujo de polímero de 33% VP con una concentración del polímero de 400 ppm para mantener la viscosidad de 5 cp a condiciones de yacimiento. Por último, un bache final de polímero reduciendo gradualmente la viscosidad hasta inyectar agua y completar un VP del área del yacimiento. El objetivo de reducir gradualmente la viscosidad es evitar la canalización del agua a través del bache de polímero debido a la diferencia en las viscosidades. Planta de preparación e inyección de químicos. El proceso de preparación e inyección de la formulación ASP (ver Fig. 7) consiste en captar agua proveniente de las facilidades del campo CCS en un tanque de 400 bbl, desde donde pasa a través de un sistema de filtración para asegurar el contenido de aceite en agua (O/W) y sólidos suspendidos totales (TSS) por debajo de 10 ppm. El agua filtrada

7 15 es almacenada en otro tanque de 400 bbl. Una vez el agua cumple con las especificaciones de calidad, se adiciona el álcali (estado sólido) mediante una tolva y un tornillo dosificador hacia un tanque, donde la solución es homogenizada. Luego son adicionados el co-surfactante y surfactante (ambos en estado líquido) a través de bombas dosificadoras, los cuales son almacenados en recipientes de 1 m3 y en un tanque con aislamiento térmico de 400 bbl, respectivamente. En este punto del proceso, la solución álcali y surfactante (AS) es homogenizada mediante el uso de mezcladores estáticos. Paralelamente, la solución madre de polímero es preparada en un tanque de agitación y maduración, antes de ser adicionada a la corriente de flujo AS, en donde otro mezclador estático se encarga de homogeneizar la solución final. Adicionalmente, la planta tiene un contenedor acondicionado como cuarto de control de la operación y como laboratorio, donde permite realizar diariamente mediciones en sitio para el control de calidad de los fluidos inyectados. El alquiler de la planta piloto y el servicio de operación de la misma se contrataron con la compañía SNF. La Fig. 7 ilustra el proceso completo de la planta con sus respectivos puntos de control de calidad de los fluidos inyectados (rombos en color rojo). Fig. 7 Esquema del proceso de preparación de químicos ASP y sus respectivos puntos de control de calidad. Ejecución del piloto. La inyección del piloto se realizó entre Mayo de 2015 y Noviembre de 2016 (18 meses), inyectando a través de la arena C7-A un total de 687,5 Kbbl, equivalentes al 102% VP del área del piloto. La secuencia de las etapas de inyección se realizó de acuerdo con el diseño original. La primera etapa empezó con la inyección de un pre-flujo de AP, donde se inyectaron un total de 74,830 bbl equivalentes al 11.1% VP. La segunda etapa correspondió al bache principal de ASP. Al inicio de este período la tasa de inyección fue de 1000 bbl/d y una presión promedio de inyección de 700 psi, posteriormente se incrementó el caudal de inyección hasta 1600 bbl/d con una presión máxima en cabeza de pozo de 950 psi. Se inyectaron un total de 211,434 barriles de solución ASP equivalentes al 31.4% VP. En la tercera etapa se realizó la inyección del post-flujo de polímero, completando un 33% VP, seguidamente se continuo con la inyección de polímero correspondiente a la última etapa, reduciendo gradualmente la viscosidad hasta inyectar agua y completar 102% VP del área del yacimiento. La Fig. 8 muestra el comportamiento de la presión y la tasa de inyección desde el inicio del piloto. Fig. 8 Comportamiento de la presión y tasa de inyección del pozo piloto CCS-C17.

8 8 Programa de monitoreo. Durante la ejecución del piloto se implementó un programa detallado de monitoreo y control de calidad tanto de los fluidos inyectados como de los pozos productores para evaluar el desempeño del piloto, para lo cual se acondicionó un laboratorio EOR, ubicado en la estación CCS a 5 km de distancia de la planta piloto. Parámetros de inyección. Calidad del agua. Uno de los principales riesgos al momento de la inyección del polímero es el taponamiento de la formación debido a los sólidos suspendidos presentes en el agua de inyección, los cuales pueden causar pérdida parcial o total de inyectividad en el pozo. Con el propósito de mitigar estos riesgos, se instaló una unidad de filtración previa al proceso de mezcla de los químicos para garantizar la calidad del agua en TSS y O/W por debajo de 10 ppm. La Fig. 9 muestra las especificaciones del agua durante la fase piloto, donde los valores de TSS y O/W estuvieron la mayor parte del tiempo por debajo de 5 ppm. Aunque algunos valores puntuales fueron más altos que 5 ppm, la implementación de mejores prácticas operacionales como una limpieza periódica y cambio de filtros de la unidad de filtración permitió asegurar los requerimientos del agua. Adicionalmente, otros parámetros como oxígeno disuelto (OD), contenido de hierro, ph y conductividad también fueron monitoreados sin mostrar valores que afectaran la estabilidad de las formulaciones. Fig. 9 Parámetros del agua de inyección después de pasar por el sistema de filtración de la planta EOR. Fluidos de inyección. El seguimiento a los parámetros de los fluidos de inyección permitieron realizar ajustes oportunos en la planta y de esta manera optimizar la eficiencia de las formulaciones en el yacimiento. Durante la primera etapa de inyección (AP), se realizaron mediciones de la viscosidad tanto de la solución final como la solución madre de polímero, lo cual permitió controlar la dosificación del polímero. Adicionalmente, se realizaron pruebas de relación de filtrabilidad con el fin de asegurar la calidad del polímero en solución. Estos parámetros fueron muy importantes para evitar problemas de pérdida de inyectividad o canalización de los fluidos en el yacimiento. Por parte del álcali, la concentración fue controlada mediante un método calibrado basado en la conductividad y ph de la solución. Durante la segunda etapa (ASP), adicional a las mediciones anteriormente descritas, para la concentración del surfactante se empleó un método experimental basado en la titulación en dos fases de los tensioactivos aniónicos con un surfactante catiónico patrón. Otro parámetro de medición crítico fue la IFT, la cual es fundamental mantener en un rango adecuado para reducir el Sor del yacimiento. Estas medidas se realizaron usando un tensiómetro, donde el principio de funcionamiento se basa en las fuerzas resultantes que deforman una gota de la fase menos densa (hidrocarburo) expuesta a un movimiento giratorio a alta velocidad dentro de un capilar lleno con la fase más densa (fase acuosa), la medida es estimada mediante la ecuación de Vonnegut (Vonnegut 1942). Para la última etapa (inyección de polímero), se continuó monitoreando la viscosidad como en las etapas anteriores. La Tabla 3 muestra los valores promedio obtenidos en cada etapa de inyección como parte del programa de control de calidad, los cuales muestran un comportamiento estable dentro de los parámetros establecidos para cada bache de inyección.

9 15 Tabla 3. Valores promedio de los parámetros de control de calidad para la fase piloto de inyección. Parámetros AP ASP P Temperatura ( C) Viscosidad (cp) Oxígeno Disuelto (ppb) ph Relación de filtrabilidad Conductividad (ms/cm) Concentración del álcali Concentración del surfactante Tensión interfacial (10 mn/m) Pruebas de registros de inyección (ILT). Las pruebas ILT consisten en correr en el pozo inyector una herramienta de registro a diferentes tasas de inyección para conocer la distribución de los fluidos en el yacimiento. Dado que la inyección del piloto se realizó a través de tres unidades con propiedades diferentes, las pruebas ILT fueron muy importantes para evaluar la distribución en el yacimiento de los fluidos inyectados y la existencia de flujo cruzado entre los intervalos abiertos, dado que en ausencia de inyección puede existir comunicación entre las arenas y por ende generar confusión en el análisis de los resultados. Durante la fase piloto se realizaron tres ILT en el pozo CCS-C17, la primera prueba se realizó una vez iniciada la inyección de AP, la segunda antes de iniciar la inyección de ASP una vez estuvo estabilizada la inyección de AP, y la tercera una vez la inyección de ASP estuvo estable. La Fig. 10 muestra los resultados obtenidos de cada prueba ILT, donde se representa la distribución de la inyección (bloques en azul) de los intervalos abiertos (bloques en verde y rojo). A partir de estos resultados se pueden alcanzar dos conclusiones principales. Primero, no existe flujo cruzado entre las unidades abiertas en ausencia de presión. Durante el período de cierre de la prueba, la respuesta del spinner (línea negra) mostró una tasa estable. Segundo, la unidad C7-A.4 tiene una inyectividad mínima, de acuerdo con las señales del spinner, no se observan movimientos significativos o cambios de temperatura que indiquen la filtración del fluido, lo que sugiere un flujo preferencial hacia las unidades C7-A.5 y C7-A.3 debido probablemente por una diferencia en la permeabilidad horizontal de estas unidades. Fig. 10 Resultados de los registros ILT del pozo CCS-C17. Presión de inyección. El programa de monitoreo incluyó un seguimiento minucioso de la presión de inyección, lo cual fue importante no solo para controlar la tasa de inyección, sino para prevenir una fractura del yacimiento, y por ende una posible canalización de los químicos inyectados, así como una interpretación errónea de los resultados. Para el caso del piloto se estableció una presión de fractura de 3,050 psi a fondo de pozo (BHP) a partir de un gradiente de fractura ya conocido de 0.67 psi/ft. Análisis Hall Plot. El método de Hall Plot (Silin 2005) es usado para identificar posibles cambios en la inyectividad del pozo debido a taponamiento o estimulación del pozo. La Fig. 11 Muestra el hall plot del pozo CCS-C17 durante la fase piloto, donde se observa un comportamiento estable de la inyectividad en el tiempo, así como una mejora en la inyectividad (menor pendiente en la línea negra) y de los valores de IFT (línea naranja) al momento de iniciar la inyección del bache ASP, lo cual confirma la eficiencia del surfactante al bajar la tensión interfacial y reducir el Sor alrededor del pozo.

10 10 Fig. 11 Análisis de Hall plot del pozo CCS-C17. Parámetros de producción. Perfiles de concentración de trazadores. Las Figs. 12 y 13 muestran las curvas de concentración de los trazadores inyectados en la prueba IWTT del pozo CCS-C17, a partir de un análisis cualitativo de dichos perfiles se alcanzaron las siguientes conclusiones: La presencia de ambos trazadores en los tres pozos monitores del piloto confirmó la comunicación que existe entre el pozo inyector y los pozos productores a través de la arena C7-A. El arribo de ambos trazadores sucedió primero en el pozo CCS-C7, luego en CCS-C1 y por último en CCS-C5, lo cual sugiere que el flujo se mueve preferencialmente hacia el pozo CCS-C7 El arribo del trazador 3,5-DFBA sucedió en un tiempo menor (2 meses antes) y en mayor concentración (4100 ppm más) en los pozos CCS-C1 y CCS-C7 que comparado con el trazador 2,5-DFBA, lo cual sugiere que existe una respuesta más rápida a través de la unidad C7-A.3, ya que las pruebas ILT mostraron una contribución mínima o casi nula de la inyección hacia la unidad C7-A.4. A finales de febrero del 2017 el porcentaje de recobro de los trazadores inyectados en los pozos monitores ha sido CCS-C1 (4.13%), CCS-C5 (7.64%) y CCS-C7 (3.22%) para el trazador 2,5-DFBA, y para el trazador 3,5-DFBA ha sido CCS-C1 (5.46%), CCS-C5 (3.85%) y CCS-C7 (5.72%). Fig. 12 Perfil de concentración del trazador 2,5-DFBA. Fig. 13 Perfil de concentración del trazador 3,5-DFBA. Concentración de químicos inyectados. La detección y seguimiento del arribo de los químicos (ASP) en los pozos monitores es importante para el análisis de los resultados de la inyección del piloto. A continuación se explican los métodos experimentales que se usaron y las curvas de concentración obtenidas para cada químico. Álcali. La medición del álcali se basa en los cambios en la concentración de boro y conductividad en el agua de producción de los pozos monitores, a partir de las pruebas de laboratorio se estableció una concentración mínima de 2 ppm, cualquier valor por encima de este valor fue considerado como la irrupción del químico en los pozos monitores. La Fig. 14 muestra el perfil de concentración de Boro en los pozos monitores del piloto, observándose un comportamiento coherente con los trazadores, llegando primero al pozo CCS-C7 (pico de 128 ppm) y luego en el CCS-C1 (pico de 110 ppm), y finalmente4 al CCS-C5 en menor concentración.

11 15 Fig. 14 Curva de concentración de boro en los pozos monitores del piloto. Surfactante. La concentración del surfactante fue analizado usando el mismo método descrito anteriormente en la sección de monitoreo de los parámetros de inyección. A la fecha se ha detectado la presencia del surfactante en los pozos CCS-C1 y CCS-C7 en concentraciones bajas, en el CCS-C5 no se ha observado todavía. El perfil de concentración mostrado en la Fig. 15 corresponde a la suma del surfactante y co-surfactante (78/22). Fig. 15 Curva de concentración del surfactante en los pozos monitores del piloto. Polímero. La prueba para determinar la presencia de polímero es cualitativa y se basa en el principio de floculación de la arcilla en presencia del Cloruro de Calcio, aplica para concentraciones de polímero iguales o superiores a 3 ppm. A la fecha, ya se detectó la presencia de poliacrilamida en todos los pozos monitores del piloto, primero en CCS-C1 y luego en CCS-C5 y CCS-C7. Comparando los resultados obtenidos entre la prueba de trazadores IWTT y la detección de los químicos (ASP) de la inyección del piloto, en aspectos tales como los tiempos de arribo y las curvas de concentración de los químicos, se puede analizar que la conectividad del yacimiento entre el pozo inyector CCS-C17 y los pozos monitores CCS-C1 y CCS-C7 es mejor que para el pozo CCS-C5. Comportamiento de pozos monitores. El seguimiento a los pozos monitores del piloto incluyó un análisis fisicoquímico semanal, observándose un comportamiento estable en cuanto a ph, viscosidad y temperatura del fluido en los tres pozos, sin embargo se observó un incremento en la conductividad, lo cual se debe posiblemente al arribo del álcali, evidenciado en un incremento en el contenido de Boro en estos pozos como se explicó anteriormente. Adicionalmente, el seguimiento a estos pozos incluyó un análisis diario del corte de agua, realizado por el método de agua libre y centrifugación; y semanalmente se realizaron pruebas contra separador, con el fin de evidenciar cualquier cambio en el comportamiento de producción de fluidos. La Fig. 16 Muestra el comportamiento de producción de petróleo y agua de los tres pozos monitores desde que empezó la fase piloto, donde se observa una clara tendencia del petróleo a declinar antes de iniciar la inyección, con una producción de 200 bbl/d, sin embargo una vez se inyectó el primer bache AP la producción de petróleo incrementó alcanzando un pico de 380 bopd, lo cual representó un incremento de 180 bopd.

12 12 Con respecto a la producción del agua, el volumen disminuyó debido a que el frente de petróleo que se va desplazando por acción de los químicos (ASP) desde el pozo inyector llega a los pozos productores. La producción de agua antes de iniciar la inyección del piloto era en promedio de 4000 bbl/d, y al finalizar fue de 3760 bbl/d, de modo tal que el aumento en el producción de petróleo fue casi equivalente a la reducción del agua. Fig. 16 Comportamiento en la producción de petróleo y agua de los pozos CCS-C1, CCS-C5 y CCS-C7. Como resultados de la implementación de la fase piloto, al 31 de diciembre de 2016 la producción incremental de petróleo en los pozos del piloto fue de 71,053 bbl, lo que representa un factor de recobro incremental de 16.5% respecto al petróleo original del área del piloto. La Fig. 17 muestra la producción incremental de petróleo real (línea verde) versus lo planeado (línea negra) para el caso de los tres pozos monitores, en donde se puede observar que para alcanzar el incremental de petróleo deseado se necesitaba inyectar 1.5 VP, pero en realidad se alcanzó el objetivo con la inyección de 1 VP, lo que indica que la respuesta del yacimiento fue más rápido de lo esperado, dado que el ILT mostró una menor contribución de la inyección a través de la unidad C7-A.4, los fluidos inyectados pudieron haber viajado a mayor velocidad a través de las otras dos unidades abiertas (C7-A.5 y C7-A.3), mejorando así el tiempo de respuesta de los químicos. Sin embargo, el volumen de petróleo incremental obtenido a nivel del piloto fue muy aproximado al esperado. Fig. 17 Volumen incremental de petróleo (planeado vs real) con respecto al volumen poroso (VP) inyectado. Las Figs. 18, 19 y 20 muestran el comportamiento de producción de petróleo real (línea verde) para cada uno de los tres pozos monitores del piloto, comparado con la línea base de predicción de producción de petróleo (línea azul) basada el análisis WOR versus Np (Gráficas de la Izquierda). Y el comportamiento del Corte de agua (Gráficas de la derecha). CCS-C1. El corte de agua tuvo una clara tendencia a incrementar alcanzando un pico de 97%, sin embargo una vez inició la inyección del piloto, el corte de agua empezó a disminuir progresivamente hasta 88%, lo cual representó un incremento de 160 bopd comparado

13 15 con la línea base. En este caso se observó claramente el mejoramiento que la inyección en el piloto tuvo sobre la producción. Fig. 18 Comportamiento de producción de petróleo del pozo CCS-C1 (Izq.) y comportamiento del BS&W (Der.) CCS-C5. En este pozo también fue posible observar una respuesta positiva a la inyección, aunque la producción incremental de petróleo fue menor comparada con la del pozo CCS-C1, la tasa de producción se mantuvo estable durante la ejecución del piloto. Fig. 19 Comportamiento de producción de petróleo del pozo CCS-C5 (Izq.) y comportamiento del BS&W (Der.) CCS-C7. La respuesta en este pozo no fue tan visible, y aunque el corte de agua se mantuvo estable durante el piloto, al final de la inyección el pozo tuvo un comportamiento negativo comparado con la línea base de producción. Fig. 20 Comportamiento de producción de petróleo del pozo CCS-C7 (Izq.) y comportamiento del BS&W (Der.) Los resultados obtenidos pozo a pozo mostraron que el modelo de simulación de yacimiento necesita ser ajustado de tal forma que la predicción en la producción de petróleo sea mejor. Sin embargo, la integración tanto de los últimos resultados de las pruebas de trazadores, como del análisis de los resultados del piloto, permitirá realizar una nueva interpretación estructural del campo y actualizar el modelo de simulación de yacimiento, con el

14 14 fin de evaluar una futura implementación del método ASP en otras áreas del campo CCS. Implementación masiva del método ASP en el campo CCS. Actualmente continúa el análisis de la fase piloto y se adelanta la evaluación de una futura implementación masiva del método ASP en otras áreas del campo CCS: Nueva interpretación estructural. Reconstrucción del modelo estático. Ajuste histórico del nuevo modelo (reconstrucción del modelo dinámico), tanto a escala de campo como a escala de área del piloto. Evaluación para discriminar y reproducir la producción de petróleo incremental asociado a la fase piloto por efecto de la inyección de agua, polímero y ASP. Evaluación de diferentes opciones de desarrollo del campo CCS. Conclusiones Las formulaciones diseñadas en laboratorio presentaron buenos resultados en la reducción de la saturación residual de petróleo y control de movilidad. Los resultados de las pruebas con trazadores mostraron buena conectividad entre los pozos y confirman el potencial de producción incremental por el EOR químico. El piloto de ASP del campo CCS se ha implementado de forma exitosa, de acuerdo a los parámetros de diseño y alcanzando los objetivos de la inyección. El programa de control de calidad y monitoreo nos permitió tanto mantener las condiciones del fluido inyectado dentro de los parámetros establecidos para alcanzar la máxima eficiencia de la formulación ASP, así como observar los cambios en el comportamiento de los fluidos de los pozos productores asociados a la inyección del piloto. Se evidenció un incremento en la producción de petróleo equivalente a un aumento del factor de recobro de 16.5% respecto al petróleo original del área del piloto. Se logró una inyección continúa durante 18 meses, con cero incidentes ambientales y cero eventos de seguridad industrial. Los resultados obtenidos están siendo analizados para definir la viabilidad de implementación del EOR químico en otras áreas del campo CCS. Agradecimientos Los autores agradecen a CEPSA EP y ECOPETROL por el Soporte y permiso para publicar este trabajo. Este proyecto se llevó a cabo con la participación de un equipo multidisciplinario conformado por: Equipo de EOR de CEPSA EP, Centro de Investigación de CEPSA, Equipo de Operaciones de CEPSA COLOMBIA, a quienes extendemos el agradecimiento por el tiempo y esfuerzo dedicado. También hacemos extensivo nuestro agradecimiento a la compañía SNF por su asistencia en todos los aspectos relacionados con el suministro y operación de la planta de inyección de químicos. Referencias [1] Cubillos, H., Mayorga, H., Montes, J. et al Innovación en la aplicación de la tecnología de trazadores Inter-well y Single-well para reducir riesgo y optimizar el proceso de EOR químico Campo Caracara Sur. Presentado en el XVI Congreso Colombiano del Petróleo y Gas organizado por ACIPET en Bogotá D.C., Colombia, Agosto [2] Silin, D.B., Holtzman, R., Patzek T.W., et al Monitoring Waterflood Operations: Hall s Method Revisited. Presented at the 2005 SPE Western Regional Meeting held in Irvine, CA, U.S.A., 30 March 1 April SPE [3] Vonnegut, B Rotating Bubble Method for the Determination of Surface and Interfacial Tensions. Rev. Sci. Instrum. 13 (6): [4] Cubillos, H., Stofferis, M., Vanegas, G. Lager, A. Rolf, A El Futuro de EOR Para El Campo Caracara Sur Estrategia y Planeación.

15 15 Presentado en el XV Congreso Colombiano del Petróleo, ACIPET, Noviembre, Bogota, Colombia. [5] Cubillos, H., Stofferis, M., Montes, J. et al. - An Innovative Solution to Make HPAM an Effective Solution to Optimize the Low Salinity ASP (SP) Application Aug SPE MS

16 2