Inyección ASP en el Campo San Francisco

ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DEL SECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE Inyección ASP en el Campo San Francisco Danuil Elias Dueñas Criado Ecopetrol S.A. - Colombia 86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) Gestión de Reservorios 6y 7 de octubre de 2014 BuenosAires, Argentina CONTENIDO GENERALIDADES ANTECEDENTES Evaluación experimental Selección del área piloto Inyección de trazadores inter-well. Simulación numérica ANÁLISIS DE RESULTADOS PROBLEMAS OPERACIONALES CONCLUSIONES Tomada de http://www.letshalloo.com/blog-2/page/2 2 1

GENERALIDADES Datos Técnicos del Campo San Francisco Anticlinal Asimétrico, con buzamientos de 12, Descripción Geológica compuesto principalmente de Cuarzoarenitas con intercalaciones de Shale, deedad cretácica. Profundidad Promedio (pies), TVD 2600-3300 Espesor total/neto (prom pies TVT) 480/100 Saturación de Aceite Residual (%) 30-40 Temperatura del Yacimiento (F) 123.25 Mecanismo primario de producción Gas en solución Pozos Perforados/Productores/Inyectores 194/98/74 FR actual/ FR Secundario % 31.32 / 7.2 Corte de Agua promedio % 97.5 Propiedades de Roca y Fluidos Porosidad promedio % 14 Permeabilidad Promedio (md) 665 Gravedad API del Aceite 26.7 Viscosidad Aceite/gas (cp)@ 125 F 10-12 Salinidad del agua de formación (ppm Cl) 5000 3 ANTECEDENTES 1. Screening y selección de método de recobro mejorado SF-27 SF-04 SF-93 SF-24 SF-139 SF-85 SF-13 SF-171 2. Evaluación experimental - Evaluación fluido fluido. - Desplazamientos lineales y radiales - Optimización de la formulación ASP 3. Selección del Área Piloto 4. Simulación Numérica STARS - Modelamiento Coreflooding - Modelamiento del Sub-Sector - Modelamiento del Sector 5. Repatronamiento del Piloto Perforación Conversión SF-85 6. Adquisición de Trazadores Inter-Well y registros de Inyección en los pozos del piloto 7. Corrección de perfiles de inyección Conformance 2007 2010 2011 2012 8. Acondicionamiento de pozos inyectores del sector Estimulaciones/Fracturamiento 9. Montaje y Startupde planta e inicio de inyección ASP Dic/2013 2013 4 2

10 1 0.1 0.01 0.001 0.18 wt% ORS-43HF + 0.02 wt% Petrostep C3 - - - 0.0001 0.0 1.0 2.0 Concentración de Álcali (% peso) I Probabilid ad 0.18 0.15 0.12 0.09 0.06 0.03 I I I NaOH Na2CO3 I 0.00 0.0 0 7.2 8.4 9.6 10.8 12.0 13.2 14.4 15.6 M edi a Mediana Pro bab ilid ad 0.30 0.25 0.20 0.15 0.10 0.05 A cumulad a 1.0 5 0.9 0 0.75 0.6 0 0.4 5 0.3 0 0.15 A cumulada 1.05 0.00 0.0 0 800 12 00 16 00 200 0 240 0 280 0 32 00 Media M edi ana 0.9 0 0.75 0.6 0 0.4 5 0.3 0 0.15 10/10/2014 ANTECEDENTES EVALUACIÓN EXPERIMENTAL Agua de Inyección suavizada Se realizaron tres etapas de laboratorio Selección de método de recuperación. Sensibilidades al medio de dilución (Agua de inyección vs. Agua Suavizada). Optimización de la formulación (Consumo, Eficiencia, Estabilidad). Tensión Interfacial (dina/cm) Se corrieron 4 desplazamientos lineales y 32 desplazamientos radiales en corazones del campo(sf-205 y ). Resultados: Selección de ASP como método de recuperación, evidenciando un Factor de recobro adicional mediante inyección ASP: 19-27%. Selección de Carbonato de sodio como agente alcalino, por consumo y estabilidad. La solución química recomendada es: 1.75 wt% Na2CO3+ 0.2 wt% Surfactante (IOS)+ 1500 ppm Polímero (HPAM) disuelto en agua fresca suavizada. Seguida por un bache de polímero con la siguiente composición: 750 ppm Polímero (HPAM) disuelto en agua fresca suavizada. Volumen de cadabache entre el35y40% delvolumen poroso. 5 ANTECEDENTES - SELECCIÓN DEL ÁREA PILOTO Criterios: Análisis de Fluidos Espaciamiento - Parámetros de Yacimiento. - Historia de Inyección. - Espaciamiento. - Conectividad. - Posición estructural. SF-27 SF-04 SF-93 SF-24 SF-139 SF-85 SF-13 SF-171 Porosidad Parámetros de Yacimiento Permeabilidad Correlación Geológica 3

ANTECEDENTES INYECCIÓN DE TRAZADORES Productor cerrado SF-101 SF-004 SF-011 Área Piloto SF-027 SF-093 SF-139 SF-024 SF-124 SF-090 SF-186 Zonas confinadas hidráulica o estructuralmente. Posición estructural más elevada de la formación. 3 pozos inyectores / 6(7) pozos productores. SF-167 Aceite Original del sector, OOIP =9.6MBls. SF-171 SF-014 SF-147 Alta Conectividad Conectividad Moderada BajaConectividad Trazas<80ppt SF-180 SF-094 SF-013 SF-123 Mediante inyección de trazadores se identificaron canalizaciones importantes que debieron ser corregidas mediante conformance quimico. 7 ANTECEDENTES SIMULACIÓN NUMÉRICA Escenario de Inyección ASP 0.35 VP ASP+0.35 VPPolymer Drive Formulación diseñada: ASP: 1,75 wt% Na2CO3+ 0,2 wt% Surfactante (IOS) + 1500 mg/l Polímero (HPAM) Caso base WF Caso base ASP Polymer Drive: 750 mg/l Polímero (HPAM) Restricciones: Tasa de Inyección Max. 9500 BPD Caso FRI Observaciones Caso Base ASP 7.8% Escenario Iny. ASP 8 4

RESULTADOS COMPORTAMIENTO DE INYECCIÓN Inyección ASP Tasa de Inyección 1 2 Porcentaje de Bache, % La inyección de ASP se inició el día 13 de diciembre de 2013. A la fecha se ha inyectado el 52% del bache de ASP correspondiente a 0.18 VP. 1 Pérdida de Inyectividad por paradas de bomba 2 Recuperación de inyectividad Producto Consumo Diario Prom, Kg Álcali (Carbonato de Sodio) 20000 Polímero (HPAM) 1600 Surfactante (IOS) 2900 9 RESULTADOS COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Producción de Aceite, BOPD Producción de Liq, BPD Qo, Pruebas Qo, Prom Qw, Pruebas Qw, Prom Ql, Pruebas Patrón Pozo SF-93 Productor cerrado SF-040 SF-170 SF-004 SF-101 SF-011 SF-124 SF-093 SF-090 Corte de Agua, % WC, QAQC WC, Formas 9 WC, Pruebas SF-027 SF-167 SF-139 7 días SF-024 SF-186 ph / Conductividad Conc. Surfc en agua/pol, ppm Conc. Surf. en aceite, ppm Iones Ca+2 ph Conductividad Surf. en agua Surf. en crudo Polímero - Disminución en el corte de agua hasta por un máximo de 4 puntos. - Disminución drástica de iones calcio. - Daño en sistema de levantamiento por precipitación inorgánica. - Cierre del pozo por irrupción de la formulación. 10 5

RESULTADOS COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Producción de Aceite, BOPD Producción de Liq, BPD Qo, Pruebas Qo, Prom Qw, Pruebas Qw, Prom Ql, Pruebas Patrón Pozo SF-24 Productor cerrado SF-040 SF-170 SF-004 SF-101 SF-011 SF-124 SF-093 SF-090 WC, QAQC Corte de Agua, % WC, Formas 9 WC, Pruebas SF-027 SF-167 SF-139 SF-024 SF-186 ph / Conductividad Conc. Surfc en agua/pol, ppm Iones Ca+2 Conc. Surf. en aceite, ppm ph Conductividad Surf. en agua Surf. en crudo Polímero - Respuesta importante al cierre del SF-93. - Disminución en el corte de agua hasta por más de 30 puntos. - Disminución suave de iones calcio - Elución de polímero y surfactante en crudo. 11 RESULTADOS COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Patrón SF-85 Pozo Producción de Aceite, BOPD Producción de Liq, BPD Qo, Pruebas Qo, Prom Qw, Pruebas Qw, Prom Ql, Pruebas SF-093 Productor cerrado SF-024 SF-090 Corte de Agua, % WC, QAQC WC, Formas 9 WC, Pruebas SF-013 SF-147 SF-094 Patrón SF-13 Pozo Iones Ca+2 Productor cerrado ph ph / Conductividad Conductividad SF-171 Conc. Surfc en agua/pol, ppm Conc. Surf. en aceite, ppm SF-013 Surf. en agua Surf. en crudo SF-094 SF-180 Polímero SF-123 12 6

RESULTADOS COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Patrón SF-85 Pozo Producción de Aceite, BOPD Producción de Liq, BPD Qo, Pruebas Qo, Prom Qw, Pruebas Qw, Prom Ql, Pruebas SF-093 Productor cerrado SF-024 SF-090 Corte de Agua, % WC, QAQC WC, Formas 9 WC, Pruebas SF-013 SF-147 SF-094 Patrón SF-13 Pozo Iones Ca+2 Productor cerrado ph ph / Conductividad Conductividad SF-171 Conc. Surfc en agua/pol, ppm Conc. Surf. en aceite, ppm SF-013 Surf. en agua Surf. en crudo SF-094 SF-180 Polímero SF-123 13 RESULTADOS COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Piloto ASP - Disminución importante en el volumen de agua producida, reflejada en una disminución del corte de agua en el sector. - Tras el cierre del pozo donde la formulación irrumpió, se observa una recuperación rápida soportada por los pozos vecinos. Corte de Agua - Los resultados en producción guardan consistencia con el escenario de simulación. 86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 Buenos Aires, Argentina 14 7

10/10/2014 PROBLEMAS OPERACIONALES Precipitación de Inorgánicos Falla del sistema de levantamiento BES en el pozo SF-93: Causas: - Irrupción de la formulación en el pozo. - Presencia del ion calcio. - Cambios drásticos de presión y temperatura en la entrada de la bomba. - Formación de Carbonato de Calcio en la etapas del sistema. La precipitación de carbonatos representa un desafío para los proyectos ASP, y su manejo se ha centralizado en el diseño de material para sistemas de levantamiento y el uso de inhibidores químicos. Referencias en la literatura: SPE87469, SPE144893, SPE144826, SPE141410, SPE165815, SPE141551, SPE164058 86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 Buenos Aires, Argentina 15 PROBLEMAS OPERACIONALES Pérdida de Inyectividad Pozo Inyector SF-85 Se evidencia una pérdida gradual de la inyectividad, mediante el análisis de Hall se observa la disminución progresiva de la admisibilidad del pozo. Debido al ph de la formulación, de alrededor de 11, un tratamiento de estimulación se vuelve un procedimiento desafiante técnicamente. 86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 Buenos Aires, Argentina 16 8

DESAFÍOS OPERACIONALES Diseño de sistemas de levantamiento eficientes para el manejo de fluidos altamente alcalinos y en ambientes propicios para la precipitación de inorgánicos. Diseño de estimulaciones en ambientes altamente alcalinos. Logística y manejo de altos volúmenes de química en superficie. Tratamiento de fluidos de producción. 86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 Buenos Aires, Argentina 17 CONCLUSIONES El aseguramiento técnico previo, mediante evaluación experimental, trazadores entre pozos y optimización de la inyección de agua, es fundamental para el éxito de la tecnología ASP. La formulación ASP inyectada en el campo muestra un desempeño favorable, sin embargo se requiere de mayor evaluación para determinar su factibilidad técnico- económica. El manejo de los pozos productores, en términos de sistemas de levantamiento, precipitación de inorgánicos y tratamiento de fluidos de producción representa el mayor desafío operacional del proyecto. Es importante llevar a cabo un estricto programa de monitoreo y seguimiento para garantizar la correcta evaluación del proceso. 18 9

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