DOCUMENTO ENTREGA FINAL EQUIPO A1 APLICACIÓN DE LA

Maestría en Ingeniería de Petróleos

MPET 4500 ‐ Proyecto Colectivo Integrador

Segundo semestre-2017

DOCUMENTO ENTREGA FINAL – EQUIPO A1 APLICACIÓN DE LA DIVERGENCIA (CONFORMANCE) MECÁNICO Y/O QUÍMICO EN UN

CAMPO DE INYECCIÓN MADURO. INTEGRANTES DEL PROYECTO John Alexander Riaño Castañeda: Ingeniero de Petróleos, líder del proyecto. Elder Enrique Navas Florian: Ingeniero de Petróleos. Jaime Andrés Morales Pedraza: Ingeniero Electrónico e Ingeniero Industrial. OBJETIVO PRINCIPAL Identificar un método mecánico y/o químico de remediación de conformance en el patrón de inyección del pozo PG-34 del Campo Palogrande mediante una evaluación técnico-financiera que permita obtener el mayor VPN. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Caracterizar el principal problema que se presenta en el patrón del pozo PG-34 del campo Palogrande.

Determinar tres métodos mecánicos y/o químicos de remediación de conformance que se puedan aplicar en el patrón PG-34 del Campo Palogrande para maximizar el recobro por inyección de agua.

Cuantificar el recobro incremental producto de la aplicación de cada método de remediación de conformance determinado para el patrón PG-34 del campo Palogrande.

Evaluar el impacto y los riesgos ambientales de la utilización de las técnicas de remediación conformance seleccionadas.

Definir qué método de remediación de conformance se aplicará al patrón del pozo PG-34 de acuerdo a la evaluación económica de las tres alternativas.

METODOLOGÍA

Figura 1. Diagrama de flujo de la metodología de ejecución del proyecto A1.




Objetivo 1: Caracterizar el principal problema que se presenta en el patrón del pozo PG-34 del campo Palogrande. Modelo Estático A nivel geológico de acuerdo a la información suministrada, el yacimiento de interés es la formación Monserrate, que se encuentra dividida en tres unidades principales A, B y C. La formación Monserrate está formada por arenas bioturbadas con presencia de cementos calcáreos; se depositó en un ambiente marino somero, el cual contribuye a que se tenga un tamaño de grano de fino a medio, característico de ambientes de baja energía. En cuanto a la mineralogía de la Formación Monserrate, el contenido es aproximadamente 20% de arcilla, 70% de cuarzo y 10% de otros componentes. La arcilla predominante es la caolinita, arcilla estable, de acuerdo a la información suministrada. Respecto a las propiedades petrofísicas, tanto los valores de porosidad como de permeabilidad son moderados y en su mayoría no superan 16% y 150 md, respectivamente. En conjunto la Formación Monserrate cuenta con un espesor neto aproximado de 600 ft, donde casi 400 ft corresponden a la Unidad B, que es considerada la unidad principal y está dividida en 4 subunidades. En la Figura 2, Figura 3 y Figura 4 se presentan para las unidades principales los mapas de espesor útil, porosidad y permeabilidad, respectivamente; de acuerdo a los mapas obtenidos, en los cuales se observa la variación areal de las propiedades petrofísicas a lo largo del yacimiento, se concluye que existe alta heterogeneidad areal, lo que resulta en una distribución desigual de los fluidos y un recobro no uniforme que deja presencia de zonas con aceite bypaseado.

Figura 2. Mapas de espesor útil, patrón PG-34.




Figura 3. Mapas de porosidad, patrón PG-34.

Figura 4. Mapas de permeabilidad, patrón PG-34.




Con el objetivo de continuar con la caracterización del yacimiento, se calcula el mapa de capacidad de flujo (permeabilidad por espesor útil) para cada unidad de interés, Figura 5, se observa que las mayores capacidades de flujo se encuentran en las unidades B1, B2 y B3, lo cual concuerda con los ILT´s en donde se evidencia que éstas unidades son las que han recibido la mayor proporción del agua inyectada.

Figura 5. Mapas de capacidad de flujo, patrón PG-34

Para entender la heterogeneidad vertical de la columna estratigráfica presente en el Campo Palogrande se realizó el cálculo del Coeficiente de Dykstra-Parsons para cada uno de los pozos. Los valores obtenidos se presentan en la Figura 6; se observa de acuerdo a la Tabla 1, que la heterogeneidad vertical está entre “promedio” a “bastante heterogéneo", lo que genera problemas de canalizaciones favorecidas por zonas de alta permeabilidad adyacentes a zonas de baja permeabilidad, por esta razón el proceso de inyección debió considerar desde un inicio sartas de inyección selectiva, que permitieran mejorar la eficiencia vertical del proceso.




Figura 6. Vista en planta de los coeficientes de Dykstra-Parsons calculados para cada uno

de los pozos.

Tipo de Arena Variación Permeabilidad DP (V)

Homogénea 0.00

Bastante homogénea 0.25

Promedio 0.50

Bastante heterogénea 0.75

Heterogénea 1.00

Tabla 1. Heterogeneidad vertical a partir del coeficiente de Dykstra-Parsons. [1]

Otro indicador de la heterogeneidad vertical es el Coeficiente de Lorenz, el cual se calculó para cada uno de los pozos, por medio de la siguiente ecuación:

𝐿 = 0.0116356 + 0.339794 ∗ 𝐷𝑃 + 1.066405 ∗ 𝐷𝑃2 − 0.3852407 ∗ 𝐷𝑃3 Donde DP corresponde al coeficiente Dykstra-Parsons, debido a que la distribución de la permeabilidad tiene un comportamiento lognormal. Los valores obtenidos se presentan en la Figura 7; donde se puede apreciar que los valores están más cercanos a 1, lo que corrobora una alta heterogeneidad.




Figura 7. Vista en planta de los coeficientes de Lorenz calculados para cada uno de

los pozos. El coeficiente de Lorenz para el patrón es de 0.51, se presenta el resultado en la Gráfica 1, que corrobora la heterogeneidad y los valores calculados mediante Dykstra-Parsons.

Gráfica 1. Curva de producción aceite, gas y líquido patrón PG-34.

Los factores de alocación proporcionados, evidencian una vez más la heterogeneidad del yacimiento, donde la inyección preferencial de agua ha ocurrido en orden descendente en las arenas B1, B3 y B2. En las correlaciones suministradas es posible observar la continuidad lateral de las arenas, sin embargo, se corrobora la variación areal de las propiedades, y se comprueba la pérdida de calidad del yacimiento hacia la base de la Formación Monserrate.




Calculo del OOIP Es necesario calcular el factor de recobro que se ha alcanzado en el patrón PG-34 del Campo Palogrande, Figura 8, por lo cual se realizó el cálculo de OOIP en el software Sahara, con las propiedades petrofísicas suministradas, a partir del cual se obtiene la Tabla 2. Para este cálculo se excluyó la capa TKGBAS puesto que no se cuenta con data petrofísica válida.

Figura 8. Patrón PG-34.

CAPA OOIP (Bbl) VPOROSO (Bbl)

A 3,604,934 4,775,074 B1 15,552,715 23,370,109 B2 7,771,676 11,495,847 B3 8,292,285 12,636,905

B3SL 5,084,361 6,794,252 C 355,812 387,916

CPOR 6,666,787 9,392,748 TOTAL 47,328,570 68,852,852

Tabla 2. OOIP y VP obtenido a partir del cálculo volumétrico en el software Sahara.

Modelo Dinámico Para calcular el factor de recobro que se ha alcanzado en el patrón del pozo PG-34 primero se estableció una línea base con una declinación hiperbólica equivalente a producción primaria y con esto se liquidó la incremental por el proceso de inyección de agua para cada uno de los pozos, en la Figura 9 se muestra un ejemplo para el pozo PG-07.




Figura 9. Línea base producción primaria pozo PG-07.

Como segundo paso se utilizaron dos factores para establecer cuanto del acumulado de cada pozo corresponde a producción del patrón PG-34, para la producción primaria un factor geométrico que relaciona un radio de drenaje teórico de un pozo con respecto a su ubicación en el patrón y para la producción secundaría un factor que relaciona el número de inyectores que generaron producción incremental en cada pozo, Figura 10.

Figura 10. Factores geométricos para cálculo del factor de recobro.

La Tabla 3 resume los dos primeros pasos y el resultado de los mismos.

Factor Geométrico Np Primaria Factor # Inyectores Np Secundaria




Tabla 3. Producción primaria y secundaria por pozo Patrón PG-34.

Una vez dividida la producción en primaria y secundaria, se procedió a distribuir por capa la producción para cada pozo, teniendo en cuenta K*h hasta el inicio de la inyección y posterior a esta los ILT’s del pozo PG-34, un ejemplo de los factores de alocación obtenidos se presenta en la Figura 11. También se realizó la distribución de la inyección de agua por capa. En la Tabla 4, se presenta la distribución de producción y los factores de recobro por primaria y secundaria alcanzados en cada una de las capas.

Figura 11. Factores de alocación pozo PG-14.

Tabla 4. Producción acumulada y factor de recobro por capa, Patrón PG-34.

A partir de las curvas de permeabilidad relativa, con una relación de mobilidad de 1.61 correspondiente a viscosidad del crudo de 10.61 cp @ Tyto, con el coeficiente de Dykstra-Parsons (0.68) y asumiendo un patrón de 7 puntos invertido desarrollado, se calcula la eficiencia de desplazamiento, vertical y areal para la arena B1 y el resto de las arenas, con lo cual se obtiene la eficiencia de recobro que se tiene a la fecha para cada capa y la eficiencia de recobro a la cual se puede llegar si se mejora la eficiencia vertical y se lleva el proceso hasta un corte de agua de 98.5%, los resultados se presentan en la Tabla 5. Al comparar estos resultados con los de la Tabla 4, se evidencia consistencia entre la eficiencia de recobro teórica y la eficiencia de recobro que tienen a la fecha cada una de las capas.

POZO PG-05 PG-07 PG-08 PG-11 PG-14 PG-24 PG-28 PG-30

Np @ Jul 2016 (MMBbls) 0.955 2.286 2.347 4.561 2.785 2.088 0.834 1.172

Np Primaria (MMBbls) 0.682 0.607 0.327 0.785 0.825 0.153 0.061 0.088

Qoi Linea Base (BOPD) 150 220 277 200 284 173 120 200

Dnm 0.024 0.0104 0.0047 0.0153 0.017 0.0112 0.0079 0.009

b 0.3 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

Reservas Primaria (MMBbls) 0.253 0.841 1.652 0.576 0.759 0.630 0.542 0.837

EUR Primaria (MMBbls) 0.935 1.448 1.979 1.361 1.584 0.783 0.603 0.925

Factor Geometrico Primaria 1.00 0.30 0.25 0.25 0.30 0.20 0.50 0.50

Np Primaria PG34 (MMBbls) 0.935 0.435 0.495 0.340 0.475 0.157 0.302 0.462

Respuesta a la Inyección jul-85 ene-86 mar-86 jul-87 feb-87 ene-86 jun-86 abr-86

# Inyectores 1 3 4 2 2 4 2 4

Increm Inyección @ Jul 2016 (MMBbls) 0.020 0.838 0.368 3.200 1.201 1.305 0.231 0.247

Factor # Inyectores Secundaria 1.00 0.33 0.25 0.50 0.50 0.25 0.50 0.25

Np Secundaria PG34 0.020 0.279 0.092 1.600 0.601 0.326 0.115 0.062

Capa Prod. Primaria

(Bbl)

Prod. Secundaria

(Bbl)

Total Np

(Bbl)

FR Prim.

(%)

FR Secun.

(%)

FR Total

(%)

Agua Inyectada

(Bbl)

A 40,597 8,989 49,586 1.13% 0.25% 1.38% 93,000

B1 1,903,376 2,213,151 4,116,527 12.24% 14.23% 26.47% 17,253,000

B2 566,887 347,099 913,986 7.29% 4.47% 11.76% 2,334,000

B3 985,486 489,231 1,474,717 11.88% 5.90% 17.78% 7,257,000

B3SL 10,914 10,914 0.21% 0.00% 0.21%

C

CPOR 56,765 0 56,765 0.85% 0.00% 0.85% 2,000

Total 3,564,024 3,058,471 6,622,495 13.99% 26,939,000




Tabla 5. Eficiencia de recobro teóricas.

Aunque no se cuenta con información de presiones, de acuerdo a la información suministrada, el yacimiento que tiene un fluido tipo “petróleo negro” se encuentra subsaturado, con una presión actual de 2000 psi @ -4700ft-TVDSS. Diagnóstico del Problema de Conformance Para el diagnóstico del patrón PG-34 se realizaron las curvas de diagnóstico de control de agua producida, utilizando la metodología recomendada por Chan [2], con las cuales se puede asociar el comportamiento del aumento de la producción de agua a diferentes causas. Con esta metodología se puede definir si la irrupción de agua en un pozo productor ha sido temprana, si se ha presentado un problema mecánico en el pozo productor y/o si el desplazamiento del aceite con el agua inyectada es uniforme y continuo. A continuación se muestran los gráficos de Chan referencia para diagnóstico de los pozos.

Figura 5. Comportamiento referencia diagnóstico de Chan [2]

Otros gráficos de diagnóstico utilizados fueron las curvas de WOR vs Np, donde se analiza el comportamiento de la relación agua/petróleo con respecto a la producción acumulada de aceite. En este tipo de gráficos se analiza el desempeño del barrido de las arenas abiertas a producción con respecto al avance del frente de agua, es decir, se puede inferir algo de la conectividad entre los pozos productores y el pozo inyector, y se puede determinar si existen canales de inyección preferencial hacia algunas zonas del yacimiento en el patrón del pozo PG-34. El gráfico de WOR vs Np referencia para el análisis diagnostico se muestran a continuación:

CAPA Ed (%) Ev (%) Ea (%) ER (%)

B1 actual 25.41% 80.00% 70.00% 14.2%

B1 objetivo 28.90% 80.00% 70.00% 16.2%

Otras actual 25.41% 33.00% 70.00% 5.9%

Otras objetivo 28.90% 80.00% 70.00% 16.2%




Figura 6. Comportamiento referencia de WOR vs Np [3]

También se graficó el comportamiento del corte de agua en los pozos productores vs el tiempo acumulado, donde se puede analizar dicho comportamiento e inferir si hay fugas detrás del revestimiento de producción, conificación, canalización, canales de alta permeabilidad, completamiento o fracturamiento cerca a zonas en agua. El gráfico de corte de agua referencia para el análisis diagnostico se muestran a continuación:

Figura 7. Comportamiento referencia corte de agua vs tiempo

o A continuación se presenta un ejemplo del análisis realizado para el diagnóstico del problema para cada uno de los pozos productores, Gráfica 2.




Gráfica 2. Diagnóstico del problema pozo PG-07

Para el pozo PG-07 se observa a partir del año 2000 un descenso en la producción de aceite que corresponde de acuerdo al análisis del gráfico de Chan a un periodo de canalización (Figura 12 de la Figura 5). Al analizar la relación WOR vs Np se evidencia un fuerte incremento en el WOR al final de la gráfica que se corrobora con el incremento en el corte del agua para el mismo periodo, por lo cual se concluye que hubo una irrupción de agua en el pozo PG-07. El resultado del diagnóstico para el resto de los pozos se presenta a continuación:

Pozo PG-05: se observa durante el año 2014 un descenso en la producción de aceite que corresponde de acuerdo al análisis del gráfico de Chan a un periodo de canalización (Figura 12 de la Figura 5). Este diagnóstico se corrobora en la gráfica WOR vs Np donde se observa un alto incremento en el WOR para pequeños incrementos en el acumulado de aceite (Np), así como en el gráfico de corte de agua. A partir de este diagnóstico se concluye que el avance del frente del agua no ha sido uniforme desde el PG-34 hasta el PG-05

Pozo PG-08: se observa un aumento abrupto en el WOR en 1990 lo cual corresponde a un período de canalización por una de las arenas.

Pozo PG-11: de acuerdo al grafico WOR vs Np se observa en 1989 un cambio en la pendiente, que puede deberse a canalización de una de las arenas, sin embargo es el pozo que mejor desempeño de producción ha presentado, siendo el pozo con mayor acumulado del patrón.

Pozo PG-14: se observa un incremento abrupto en el corte de agua pasando de 0 al 60% justo después del primer periodo de cierre del pozo PG-05, producto de canalización del agua por una de las arenas, después de esto el incremento del corte de agua presenta una pendiente suave que se traduce en un alto acumulado de aceite.

Pozo PG-24: se encuentra entre los pozos inyectores PG-34 y PG-35. Al igual que el pozo PG-07, el corte del agua se incrementa a partir del año 1986, período de canalización, lo cual puede deberse a la cercanía del pozo inyector PG-35, sin




embargo el aumento del corte de agua es gradual por lo cual se alcanza un acumulado de 2 MMbls de aceite.

Pozo PG-28: se observa una inflexión en la curva WOR vs NP y corte de agua vs tiempo la cual correlaciona con la suspensión de la inyección del año 2002 al 2006 aproximadamente en el pozo PG-34, es decir se encontraba una arena canalizada del inyector al productor. De acuerdo a las gráficas se puede inferir que durante este periodo aportan arenas que no estaban presentando producción durante la inyección.

Pozo PG-30: ocurre una irrupción temprana producto de una canalización, sin embargo, luego de la irrupción del frente de agua presenta un comportamiento asintótico en el corte de agua gracias al cual su producción de aceite es relativamente estable

También se construyó un gráfico de Hall con el que se desea analizar el comportamiento del pozo inyector PG-34 para determinar si la inyección del pozo es normal o estable, tipo piston-like, o si el pozo inyector presenta una canalización identificada, si puede asociarse algún daño en el pozo o si se encuentra en un comportamiento de pozo estimulado. El gráfico de Hall referencia y el grafico Hall resultado del Patrón PG-34 se presentan en la Figura 12.

Figura 12. Grafico Hall de referencia y grafico Hall del pozo inyector PG-34.

De acuerdo al grafico de Hall se observa que en el último periodo de inyección se está generado un daño al pozo por lo cual se ha aumentado la presión de inyección. Debido a lo anterior se debe realizar una verificación de la calidad del agua inyectada y una posible estimulación para remover el daño generado. Como resultado del diagnóstico del problema se tiene que existe una canalización por la arena B1 debido a la alta heterogeneidad del yacimiento, lo cual se evidencia en los gráficos de producción de cada uno de los pozos. Objetivo 2: Determinar tres métodos mecánicos y/o químicos de remediación de conformance que se puedan aplicar en el patrón PG-34 del campo Palogrande para maximizar el recobro por inyección de agua. Las alternativas para mejoramiento de conformance planteadas son las siguientes:

1. Instalar un completamiento con sarta selectiva en el pozo inyector PG-34 que regule el caudal inyectado en la arena B1, permitiendo la inyección de agua en las demás arenas del patrón PG-34.




2. Realizar un tratamiento con gel obturante en la arena canalizada para sellar los canales generados en la misma, los cuales reducen la eficiencia vertical en el proceso de recuperación secundaria en el patrón del pozo PG-34.

3. Combinación de conformance químico y mecánico, aislamiento con gel obturante en arena canalizada e instalación de sarta selectiva en el pozo inyector PG-34.

Estas tres alternativas se seleccionan debido a los casos de éxito que se tienen documentados en campos de la cuenca del Valle Superior del Magdalena al aplicarlas. Objetivo 3: Cuantificar el recobro incremental producto de la aplicación de cada método de remediación de conformance determinado para el patrón PG-34 del campo Palogrande. Alternativa 1: Instalar un completamiento con sarta selectiva en el pozo inyector PG-34. Para determinar el caudal a inyectar en cada una de las arenas cañoneadas del pozo se utilizó la Gráfica 3, a partir de esta se definió arbitrariamente que para las arenas de más baja calidad A y CPOR se inyectará un volumen poroso en 20 años, y para las arenas B1, B2 y B3, se inyectarán 1.4 volúmenes porosos en 20 años, cabe resaltar que todas las arenas a excepción de la CPOR, ya tienen un porcentaje de volumen poroso inyectado, por lo cual este porcentaje fue descontado de los cálculos realizados.

Gráfica 3. Factor de recobro vs Volumen poroso inyectado, Patrón PG-34.

Con base en la Gráfica 3 y las consideraciones mencionadas con anterioridad, se construyó la Tabla 6, que muestra la tasa a inyectar para cada una de las arenas, el volumen de aceite debido a la inyección, y los parámetros utilizados para construir el perfil de producción para

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

Fact

or

de

re

cob

ro (%

)

VPi (fracción)

FR vs VPi

A

B1

B2

B3




cada arena asociados a la alternativa 1. Los tiempos de respuesta, rampa y plateau fueron obtenidos del proceso de secundaria que ya se tuvo en el Campo Palogrande.

Tabla 6. Tasa a inyectar por cada arena e incremental esperado.

En la Gráfica 4 se presenta el perfil de producción obtenido para la alternativa 1.

Gráfica 4. Perfil de producción alternativa sarta selectiva.

Diseño de la sarta selectiva Los caudales de inyección calculados que se recomiendan por arena, así como las respectivas válvulas de flujo están en la Tabla 7, en donde se relaciona el caudal a inyectar con el tamaño de la válvula para resortes rojos y amarillos.

Capa A B1 B2 B3 CPOR

Qwi max (BWIPD) 481 619 1171 596 913

t respuesta (meses) 12 0 12 0 12

t rampa (meses) 6 6 6 6 6

Qo plateau (BOPD) 182 123 444 226 347

BSW (%) 62% 80% 62% 62% 62%

t plateau (meses) 6 6 6 6 6

Di decline nm. 0.0400 0.0147 0.0347 0.0236 0.0340

L.E. (BOPD) 5 5 5 5 5

Fecha Inicio 01/01/2018 01/01/2018 01/01/2018 01/01/2018 01/01/2018

Np (MMBLS) 0.184 0.239 0.497 0.337 0.394

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

120,0%

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Wcu

t (%

)

qlp

, qw

p,

qo

p,

qw

i (B

PD

)

Perfil de producción - Caso Sarta Selectiva

qlP[bbl/DC] qwP[bbl/DC] qoP[bbl/DC] qwiP[bbl/DC] Wcut (%)




Tabla 7. Caudales de inyección recomendados por arena en el PG-34

Con los caudales anteriores se recomienda instalar la configuración de la sarta selectiva, Tabla 8, dentro del pozo PG-34.

Grupo ArenaTopes

(pies)

Base

(pies)

Espesor

(pies)

Profundidad

Empaque

(pies)

Qwi X Grupo

(BWIPD)

VRF

Resorte

Rojo

VRF

Resorte

Amarillo

Productores

TKGBAS 5924 5932 8 PG-05; PG-07

A 5940 5958 18 PG-05; PG-07; PG-08; PG-28; PG-30; PG-24; PG-11

B1 6050 6084 34B1 6094 6154 60

3 B2 6166 6214 48 6160 1171 9 6 PG-05; PG-07; PG-08; PG-28; PG-30; PG-24; PG-11; PG-14

2 B3 6231 6254 23 6223 596 6 4.75 PG-05; PG-07; PG-08; PG-28; PG-30; PG-24; PG-14

CPOR 6416 6434 18

CPOR 6448 6456 8

4.5

5.25

5 5891 481

913 PG-05; PG-07; PG-08; PG-28; PG-30; PG-14

4 6010 619 PG-05; PG-07; PG-08; PG-28; PG-30; PG-24; PG-11; PG-14

1 6340

5.5

6

8.25

4.5

45 1 MESA ROTARIA 14,74 0,00 14,74

44 1 HANGER 3 1/2" EUE 3 1/2" 3 1/2" 11 0,91 14,74 15,65

43 186 TUBING JOINT 2 7/8" 6.50 lb/ft N-80 EUE (Apróx. 31 ft) + 10 2 7/8'' 2 7/8'' 2,875 2,440 5776,00 15,65 5791,65

42 1 SLIDING SLEEVE 2 7/8" EUE PERFIL F 2,31'' 2 7/8'' 2 7/8'' 4,270 2,310 2,42 5791,65 5794,07

41 1 TUBING JOINT 2 7/8" 6.50 lb/ft N-80 EUE No. 2 7/8'' 2 7/8'' 2,875 2,440 31,00 5794,07 5825,07

40 1 X-Over PIN 2 3/8'' EUE x BOX 2 7/8'' EUE 2 7/8'' 2 3/8'' 2,450 2,440 0,80 5825,07 5825,87


38 1 CONECTOR NF-1 5 1/2' x 2 3/8" EUE 2 3/8'' 2 3/8'' 4,610 1,990 1,80 5856,87 5858,67


PKR-5 XC 5 1/2" x 2 3/8" 14-17# EUE CENTRO GOMA N° 1,81 5889,67 5891,48

RESTO DE PACKER 2,62 5891,48 5894,10




32 1 MANDRIL MGDWI 2 3/8" EUE CON DUMMIE 1 1/2" - N° 2 3/8'' 2 3/8'' 4,660 1,990 9,03 5937,52 5946,55

31 2 TUBING JOINT 2 3/8" 4.70 lb/ft N-80 EUE -. 31 2 3/8'' 2 3/8'' 2,375 1,990 62,00 5946,55 6008,55


RESTO DE PACKER 2,62 6010,36 6012,98









RESTO DE PACKER 2,62 6160,24 6162,86







RESTO DE PACKER 2,62 6223,12 6225,74





11 2 TUBING JOINT 2 3/8" 4.70 lb/ft N-80 EUE -. 31+8 2 3/8'' 2 3/8'' 2,375 1,990 39,00 6299,19 6338,19


GOMAS ABAJO S/N: 2,62 6340,00 6342,62







3 1 LANDING NIPPLE 2 3/8" EUE PERFIL R 1,81" 2 3/8'' 2 3/8'' 3,67 1,81 0,80 6478,07 6478,87


1 1 HALF MULE SHOE WLEG 3 1/2" EUE S/N: 3 1/2" N/A 4,000 0,69 6509,87 6510,56

Último fondo (ft) TOPE 6595

718,91

84,44

CLIENTE Campo Pozo

PALOGRANDE PG-34

Tipo Arbol de Inyección

5,5"; 15,5 #/ft; J-55 TUBING JOINT 2 7/8" 6.50 lb/ft N-80 EUE (Apróx. 31 ft) + 10 Inyeccion de Agua Sarta Selectiva

CASING Tubbing Produccion

OD (in)

Preparado por Revisado Por : Aprobado por: FECHA

02/12/2017

ITM CANT. DESCRIPCIÓNROSCA

UP

ROSCA

BOT

1,990

ID (in) LONG (ft)PROF (ft)

(Tope)

PROF (ft)

(Bottom)

36 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890

1,990

30 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890 1,990

22 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890

MEDIDA BHA

RH

10 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890 1,990

16 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890 1,990




Tabla 8. Estado mecánico de sarta selectiva de PG-34

Alternativa 2: Inyección de químico para sellar canal del patrón del pozo inyector PG-34. Para desarrollar la estrategia de remediación de conformance que considera la inyección de un gel que obture el canal existente, se realizó la siguiente gráfica (WOR vs Np) para cada uno de los pozos, con las cuales se puede obtener el volumen del canal [4]. En la Gráfica 5 se presenta el ejemplo para el pozo PG-24

Gráfica 5. WOR vs Np pozo PG-24.

Con los volúmenes calculados y teniendo en cuenta el coeficiente de alocación obtenido en el software Sahara, Figura 13, se obtuvo la Tabla 9, la cual presenta el volumen efectivo del canal. En la Tabla 9 también se observa el porcentaje del canal a inyectar y la incremental asociada a este porcentaje, estos valores se tomaron de acuerdo a la Gráfica 6 [5], que fue construida con datos de remediación del conformance realizado en campos de la cuenca del Valle Superior del Magdalena.

45 1 MESA ROTARIA 14,74 0,00 14,74

44 1 HANGER 3 1/2" EUE 3 1/2" 3 1/2" 11 0,91 14,74 15,65

43 186 TUBING JOINT 2 7/8" 6.50 lb/ft N-80 EUE (Apróx. 31 ft) + 10 2 7/8'' 2 7/8'' 2,875 2,440 5776,00 15,65 5791,65



40 1 X-Over PIN 2 3/8'' EUE x BOX 2 7/8'' EUE 2 7/8'' 2 3/8'' 2,450 2,440 0,80 5825,07 5825,87


38 1 CONECTOR NF-1 5 1/2' x 2 3/8" EUE 2 3/8'' 2 3/8'' 4,610 1,990 1,80 5856,87 5858,67



RESTO DE PACKER 2,62 5891,48 5894,10







RESTO DE PACKER 2,62 6010,36 6012,98









RESTO DE PACKER 2,62 6160,24 6162,86







RESTO DE PACKER 2,62 6223,12 6225,74





11 2 TUBING JOINT 2 3/8" 4.70 lb/ft N-80 EUE -. 31+8 2 3/8'' 2 3/8'' 2,375 1,990 39,00 6299,19 6338,19


GOMAS ABAJO S/N: 2,62 6340,00 6342,62







3 1 LANDING NIPPLE 2 3/8" EUE PERFIL R 1,81" 2 3/8'' 2 3/8'' 3,67 1,81 0,80 6478,07 6478,87


1 1 HALF MULE SHOE WLEG 3 1/2" EUE S/N: 3 1/2" N/A 4,000 0,69 6509,87 6510,56

Último fondo (ft) TOPE 6595

718,91

84,44

CLIENTE Campo Pozo

PALOGRANDE PG-34

Tipo Arbol de Inyección

5,5"; 15,5 #/ft; J-55 TUBING JOINT 2 7/8" 6.50 lb/ft N-80 EUE (Apróx. 31 ft) + 10 Inyeccion de Agua Sarta Selectiva

CASING Tubbing Produccion

OD (in)

Preparado por Revisado Por : Aprobado por: FECHA

02/12/2017

ITM CANT. DESCRIPCIÓNROSCA

UP

ROSCA

BOT

1,990

ID (in) LONG (ft)PROF (ft)

(Tope)

PROF (ft)

(Bottom)

36 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890

1,990

30 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890 1,990

22 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890

MEDIDA BHA

RH

10 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890 1,990

16 1 2 3/8'' 2 3/8'' 4,890 1,990




Figura 13. Coeficientes de alocación, arena B1, Patrón pozo PG-34.

Tabla 9. Cálculo de volúmenes, Patrón PG-34.

866000

866000

866500

866500

828500

828500

100

9

99

6

24

15

PG-05

PG-07

PG-08

PG-09

PG-11

PG-14

PG-20

PG-24

PG-28

PG-30 PG-34

Pozo Volumen Total Canal (Bbl) Factor de Alocación Volumen Efectivo Canal (Bbl)

PG-05 44,648 1.20% 538

PG-07 76,569 18.07% 13,838

PG-08 237,264 10.84% 25,727

PG-11 139,833 10.84% 15,163

PG-14 141,450 12.05% 17,042

PG-24 212,925 28.92% 61,569

PG-28 79,943 10.84% 8,668

PG-30 159,510 7.23% 11,531

154,076

23,111

138,668

Total

Inyección 15%

Incremental 600%




Gráfica 6. %Incremental de aceite vs % Volumen de Canal, para VSM.

Una vez se conoce el volumen incremental asociado a la alternativa 2, se procede a construir el perfil de inyección, Gráfica 7, los parámetros del perfil se presentan en la Tabla 10, se mantuvieron las condiciones de fluido, agua inyectada y declinación que traía el campo. El incremental se suma dos veces, puesto que la evaluación se hace por 10 años y el incremental de 138668 Bbl corresponde a solo 5 años.

Gráfica 7. Perfil de producción alternativa inyección de químico.

84,0%

86,0%

88,0%

90,0%

92,0%

94,0%

96,0%

98,0%

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

Wcu

t (%

)

qlp

, qw

p,

qo

p,

qw

i (B

PD

)

Perfil de producción - Caso Iny. Químico





Tabla 10. Parámetros perfil de producción alternativa 2.

Diseño del Conformance Químico El químico que se inyectará es el gel Marcit, el cual es diseñado para reducir de forma rápida y significativa el flujo en los canales de alta permeabilidad (o zonas ladronas) entre el inyector y los productores afectados. Las concentraciones del químico se presentan en la Tabla 11.

Tabla 11. Diseño inyección químico.

Alternativa 3: Combinación de conformance químico y mecánico, aislamiento con gel obturante en arena canalizada e instalación de sarta selectiva en el pozo inyector PG-34. Para esta alternativa se consideran la suma de las dos alternativas anteriores, sin embargo, para la opción de inyección de químico (alternativa 2) se tenía una inyección de 2131 BWIPD, que de acuerdo a la distribución por K*h de la Tabla 12, corresponden a 1084 BWIPD en la arena B1 y cuando se tiene sarta selectiva la inyección baja a 619 BWIPD por la misma arena, es decir el incremental debería ser menor que el presentado en la alternativa 2, proporcional al caudal de inyección. En la Tabla 13, se presenta el cálculo del incremental que se obtendrá por la inyección de 619 BWIPD en la arena B1, esto parte de los coeficientes calculados en la Tabla 12, aplicados al incremental total por inyección de químico (alternativa 2), para luego castigarlo por una menor tasa de inyección en la capa B1.

Qwi max (BWIPD) 2131

t respuesta (meses) 6

t rampa (meses) 6

Qo plateau (BOPD) 113

t plateau (meses) 6

Di decline nm. 0.0150

L.E. (BOPD) 5

Fecha Inicio 01/01/2018

Np (MMBLS) 0.139

Etapa Vol. (bbl) Concentración

Polímero (ppm)

Relación Polímero:

Entrecruzador

% Volumen del

tratamiento

1 1541 2000 40:1 7%

2 7704 3000 40:1 33%

3 4622 4000 40:1 20%

4 4622 5000 40:1 20%

5 4622 6000 40:1 20%

Total 23111 4133 100%




Tabla 12. Coeficientes de distribución por K*h, pozo PG-34.

Tabla 13. Incremental proporcional a la tasa de inyección arena B1.

Finalmente el perfil de producción, Gráfica 8, que se obtiene es el perfil de la sarta selectiva más 40298 Bbl incrementales por inyección de químico con una tasa de inyección de 619 BWIPD en la arena B1, este incremental se suma dos veces, puesto que la evaluación se hace por 10 años y el incremental de 40298 Bbl corresponde a solo 5 años.

Gráfica 8. Perfil de producción combinación de alternativa 1 y 2.

Pozo Capa Kx (md) Hperf (ft) K*H K*H / ΣK*H

PG-34 A 13.1 18.0 235.8 2.3%

PG-34 B1 57.9 90.0 5211.0 50.9%

PG-34 B2 60.6 40.0 2424.0 23.7%

PG-34 B3 52.2 21.0 1096.2 10.7%

PG-34 CPOR 49.0 26.0 1274.0 12.4%

K*H / ΣK*H 50.9%

Qwi Caso Base

Total: 2131 BWIPD1,084

Incremental Químico

Total: 138668 Bbls 70,559

Qwi Sarta Selectiva

BWIPD619

Porcentaje Incremental

Respecto a Qwi SS57.1%

Incremental

Respecto a Qwi SS40,298

PG-34 (Capa B1)

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

120,0%

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

Wcu

t (%

)

qlp

, qw

p,

qo

p,

qw

i (B

PD

)

Perfil de producción - Caso SS e Iny. Químico





Objetivo 4: Evaluar el impacto y los riesgos ambientales de la utilización de las técnicas de remediación conformance seleccionadas. La Figura 14 presenta la ubicación geográfica el campo en referencia con la ciudad de Neiva y la Tabla 14 presenta el resumen de las restricciones socio-ambientales identificadas para el campo Palogrande, como resultado de la consulta realizada en la plataforma TREMARCTOS [6], donde se verificó la presencia de parques nacionales naturales, reservas forestales de ley 2da, complejos de paramo, parques arqueológicos, resguardos indígenas y hallazgos arqueológicos por municipio.

Figura 14. Ubicación geográfica Campo Palogrande

Restricciones Sociales Ambiental

es

SI NO SI NO

Parque nacional natural(PNN) X

Reservas forestales de ley 2da de 1959

X

Complejos de paramo X

Parques naturales regionales X

Reservas de la sociedad civil X

Reserva forestal X

Santuario de Fauna y Flora (SFFL) X

Distrito de manejo integrado (DMI) X

Resguardos indígenas X

Comunidades no resguardadas X

Comunidades afrocolombianos X

Tabla 14. Listado de restricciones socio-ambientales para el campo Palogrande

Este listado de restricciones analizado constituyó el punto de partida para el análisis de las alternativas propuestas, ofreciendo libertad técnica y económica para la identificación de los métodos de remediación de conformance.

PALOGRANDE

NEIVA




Tabla 15. Identificación de impactos ambientales - Escenario sin proyecto [7]

La Tabla 16 presenta la matriz de evaluación de la significancia ambiental de impactos ambientales para el escenario sin proyecto. De la identificación y evaluación de los impactos de las actividades generales que se tienen en un campo petrolero con recuperación secundaria se puede concluir que por medio de la aplicación de los métodos de remediación de conformance, con lo cual se busca reducir la producción de agua en el patrón PG-34, solo se afecta de manera directa y en gran medida




la actividad de captación y utilización del recurso hídrico por medio de los siguientes impactos:

a. Cambios en la disponibilidad del recurso hídrico superficial* b. Cambios en la disponibilidad del recurso hídrico subterraneo*

* Dependiendo del tipo de captación que se tenga para el recurso hídrico usado para el proceso de inyección.

Tabla 16. Matriz de evaluación de la significancia ambiental de impactos ambientales –

Escenario sin proyecto [7]




Adicionalmente se realizó la matriz, Tabla 17, para cada evaluar cada actividad específica de los tres métodos analizados para la remedición del conformance (mecánico, químico y combinación químico-mecánico).

Tabla 17. Matriz de identificación de aspectos e impactos ambientales.

Esta matriz se utilizó para cada actividad desarrollada en cada método de remediación de conformance, y se realizó la evaluación de la significancia ambiental de impactos ambientales utilizando los criterios que se encuentran en la Tabla 18.

TIPO DE IMPACTO

PUNTUACIÓN

FRECUENCIA PUNTUACIÓN

AFECTACIÓN PUNTUACIÓN

BAJO: Normal 4

NO RUTINARIA

1 BAJO

4

MEDIO: Aislado

6 RUTINARIA

2 MEDIO

6

ALTO: Emergencia

8 ALTO

8

Tabla 18.Puntuación asignada a cada criterio de evaluación de la significancia ambientalde impactos ambientales

SISTEMA DE CONTROL

ITEM

AC

TIV

IDA

D

AR

EA D

E TR

AB

AJO

RU

TIN

AR

IA

NO

RU

TIN

AR

IA

TIPO DE ASPECTO DESCRIPCIÓN

IMPACTO

AMBIENTAL

IDENTIFICADO

RECURSO

AFECTADO

TIPO DE

EFECTO

TIP

O D

E IM

PA

CTO

(A

)

FREC

UEN

CIA

(B

)

AFE

CTA

CIÓ

N (

C)

TOTA

L

(A x

B x

C)

SIGNIFICANCIA CONTROL OPERACIONAL

Consumo de recursos no

renovables

Consumo de energia en las

actividades de movilización

Agotamiento de los

recursos naturales

Energia

EléctricaNegativo

Implementar el Programa de uso eficiente

de la Energia


renovables Consumo de agua

Agotamiento de los

recursos naturalesAgua Negativo

Implementar el Programa de uso eficiente

del Agua


renovables

Tanqueo de Gasolina y/o

A.C.P.M Mantenimiento de los

vehículos, cambios de aceite,

Uso de combustibles

Agotamiento de los

recursos naturales

Cosumo de

cobustibles

fosiles

Negativo

*Diseño de rutas confiables y optimas

evitando desplazamientos innecesarios.

*Diseñar plan de mantenimiento

preventivos de los vehículos y/o equipos.

Generación de residuos

sólidos reciclablesPapel, plástico, cartón.

Contaminación del

suelo Suelo Negativo

Implementar el Programa de Gestión

Integral de Residuos Sólidos.

Regeración de residuos

sólidos de otro tipo

Trapos, Dotación y Elementos

de protección personal,

guantes de nitrilo, guantes de

vaqueta y demás EPP,

impregnados de Hidrocarburos,

Residuos generados por

mantenimiento de equipos.

Contaminación del



Integral de Residuos Sólidos


sólidos orgánicos

Restos de comida, material

impregnado de comida,

material vegetal.

Contaminación del



Integral de Residuos Sólidos


líquidos peligrosos

Manejo de agua industrial o del

sistema contraincendios para

esta labor. Uso de

desengrazantes.

Contaminación del

suelo y del aguaAgua y Suelo Negativo

Implementar Programa de Manejo de

Residuos Líquidos

Vertimiento de aguas

residuales domesticas

Uso de detergentes y solventes

para el aseo de utensilios de

pisos y equipos

Contaminación del

agua Agua Negativo

Implementar Programa de Manejo de

Residuos Líquidos

Derrames

Derrame de combustibles,

aguas industriales y/o

hidrocarburos.

Contaminación del

suelo y del agua Agua y Suelo Negativo

*Procedimiento para atención y respuesta

ante emergencias ambientales

*Contar con kit de emergencias

ambientales

RuidoRuido de motor de vehiculos

y/o equipos

Contaminación del

aireAire Negativo

Contar con plan de mantenimiento

preventivo de vehículos y/o equipos.

Generación de emisiones

atmosfericas

Como subproducto de la

combustión de los motores, se

generan emisiones

contaminantes en este caso,

CO2.

Contaminación del

aireAire Negativo

Contar con plan de mantenimiento

preventivo de vehículos y/o equipos.

Orden y aseo Areas despejadas y bien

organizadas.Contaminación visual Visual Negativo

Realizar jornadas de orden y aseo en las

áreas de trabajo.

1

MAI: MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE ASPECTOS E IMPACTOS AMBIENTALES FRECUENCIA ASPECTO AMBIENTAL IMPACTOS AMBIENTALES CRITERIO




Con estos criterios se definió que aquellos impactos superiores a 36 puntos tienen significancia, y se especifican los controles operacionales a tener en cuenta para minimizar este impacto. La Tabla 19 muestra la puntuación calculada con su respectiva significancia.

Tabla 19. Puntuación calculada para aplicar a la evaluación de la significancia ambientalde

impactos ambientales

Las actividades evaluadas para cada método de remediación de conformance se presentan en la Tabla 20.

Tabla 20. Actividades evaluadas para el método de remediación.

Una vez identificadas las actividades desarrolladas en cada método y evaluados sus respectivos aspectos e impactos ambientales, se determina que los recursos con mayor afectación son: el Agua y el Suelo. Aunque estos impactos tienen significancia, se considera que se encuentran dentro de los controles operacionales del campo Palogrande. A continuación se hace un análisis de impacto ambiental de cada método de conformance desarrollado. Alternativa 1: Conformance Mecánico. Instalación de sarta selectiva en el pozo inyector PG-34.

FREC-AFECT-TIPO IMPAC PUNTAJE SIGNIFICANCIA

NR-B-B 16 NO SIGNIFICATIVO

NR-B-M / NR-M-B 24 NO SIGNIFICATIVO

NR-B-A / NR-A-B

R-B-B32 NO SIGNIFICATIVO

BAJO MEDIO ALTO BAJO MEDIO ALTO NR-M-M 36 NO SIGNIFICATIVO

4 6 8 4 6 8NR-M-A / NR-A-M

R-B-M / R-M-B48 SIGNIFICATIVO

BAJO: Normal 4 16 24 32 32 48 64NR-A-A

R-B-A / R-A-B64 SIGNIFICATIVO

MEDIO: Aislado 6 24 36 48 48 72 96 R-M-M 72 SIGNIFICATIVO

ALTO: Emergencia 8 32 48 64 64 96 128 R-M-A / R-A-M 96 SIGNIFICATIVO

R-A-A 128 SIGNIFICATIVO

MATRIZ DE EVALUACIÓN DE

LA SIGNIFICANCIA

FRECUENCIA

TIPO DE IMPACTO

AFECTACIÓN AFECTACIÓN

1 2

NO RUTINARIA RUTINARIA

Actividad Mecánico QuímicoCombinación

Químico-MecánicoMovilización de equipos, maquinaria y personal X X X

Alistamiento de las unidades de trabajo X X X

Retiro de la tuberia de inyección con el empaque actualmente instalado en el PG-34 X X X

Medición de fondo del pozo inyector PG-34 con Drill Pipe y Limpieza de Arena si es necesario. X X X

Sacada de Drill Pipe utilizado en la medición de fondo del pozo inyector PG-34. X X X

Calibración hasta el fondo del pozo inyector PG-34 X X X

Corridas de registros de calibración modo cemento y modo corrosión en el pozo PG-34 X X X

Bajada de tuberia de inyección con juego de empaques en tandem para realizar pruebas de inyectividad. X X X

Aplicación del tratamiento de conformance químico con gel obturante ----- X X

Retiro de la tuberia y empaques usados en las pruebas de inyectividad X X X

Instalación de tuberia de inyección con empaque por encima de perforados para inyección convencional ----- X -----

Instalación de sarta selectiva X ----- X

Procedimiento de asentamiento de empaques X X X

Instalación del cabezal de inyección del pozo PG-34 X X X

Desinstalación del equipo de subsuelo (Equipo de Workover) X X X

Movilización de equipos maquinaria y personal X X X




La instalación de sarta selectiva en el pozo inyector PG-34 representa una barrera física, la cual no constituye un impacto mayor para el medio biofísico (suelo, agua, clima, fauna y flora) ni social (población) adicional al que ya se ha evaluado y valorado desde las condiciones iniciales de inyección del agua contempladas para la consecución de la licencia ambiental vigente. El objetivo principal de la instalación de la sarta selectiva en el pozo PG-34 es minimizar aumentar la Eficiencia Vertical y minimizar la inyección preferencial de agua en la arena B1, la cual está canalizada. Con este método no se cambiaran las características y propiedades del agua inyectada convencionalmente, por lo tanto no se tendrán impactos adicionales a los existentes por inyección convencional. La intervención del pozo PG-34 para la instalación de la sarta selectiva tiene una duración planeada de 15 días. Este trabajo corresponde a una actividad típica de intervención de pozo, donde únicamente se identificó que el mayor impacto ambiental sería sobre el agua o el suelo al presentarse algún tipo de derrame de combustibles. Para controlar este impacto se recomienda contar con un procedimiento para atención y respuesta ante emergencias ambientales y con un kit de emergencias ambientales, como se recomienda en la Matriz, ver Tabla 17. Alternativa 2: Conformance Químico. Aislamiento con gel obturante en arena canalizada. Este tratamiento consta de la inyección de 2 productos que forman el gel obturante compuesto por un polímero (HPAM) y un entrecruzador, el cual está compuesto por Cromo (3+), diluidos en agua de baja salinidad en concentraciones escalonadas de 2000 - 6000 ppm para el polímero y una relación 40:1 con el producto entrecruzador. El polímero Hpam (poliacrilamida parcialmente hidrolizada) [8] es un producto usado tanto para procesos de waterflooding en EOR como también para tratamientos de taponamientos para mejoramiento de conformance. Los polímeros de manera general son usados en productos de consumo masivo para aumentar la viscosidad. El compuesto usado como entrecruzador contiene Cromo (3+) en concentraciones de 30%- 60% y de acuerdo a la hoja de datos de seguridad [9] el mayor riesgo es la posible generación de reacción alérgica en la piel al contacto, en cuanto a la información ecológica, no se tienen efectos ecotoxicologicos conocidos. Durante el desarrollo de la aplicación del gel obturante, no se generan impactos adicionales a los considerados en un campo petrolero con inyección de agua, ya que en este caso lo que se busca es taponar una zona o arena que posee inyección preferencial y continuar con el proceso de inyección de agua de manera convencional para obtener la mayor cantidad de hidrocarburos en superficie. Este gel obturante se degrada con el tiempo en el yacimiento y es ambientalmente amigable, como se encuentra en las respectivas hojas de seguridad de los productos que conforman este gel [8] y [9]. Alternativa 3: Combinación Conformance Químico y Mecánico. Aislamiento con gel obturante en arena canalizada e instalación de sarta selectiva en el pozo inyector PG-34.




En esta alternativa se presenta la opción de realizar el aislamiento de la arena B1, la cual está canalizada con una inyección histórica preferencial cercana al 70% para el patrón PG-34 y posteriormente la instalación de una sarta selectiva que permita la inyección en cada una de las arenas (incluyendo B1) del pozo PG-34 de forma controlada. Para este método se tienen en cuenta los aspectos e impactos ambientales considerados en las 2 alternativas anteriores, de tal manera que para este caso, nose tendrán impactos adicionales a los existentes por inyección convencional. Cabe resaltar que para cada uno de estos métodos es necesario continuar con el seguimiento a la calidad de agua inyectada en el pozo PG-34 y los fluidos producidos en los pozos productores del patrón, de manera que no se produzcan desviaciones en los componentes ambientales analizados que generen impactos adicionales en las formaciones de acuíferos y/o aguas subterráneas cercanas. Objetivo 5: Definir qué método de remediación de conformance se aplicará al patrón

del pozo PG-34 de acuerdo a la evaluación económica de las tres alternativas.

Para el desarrollo de la evaluación económica de las alternativas se usaron las siguientes

premisas:

a. Costos de producción correspondientes a costos de levantamiento por barril de un campo maduro con recuperación secundaria operado por Ecopetrol S.A.

b. Metodología para cálculo de beneficio de conformance [10] la cual se describe a continuación:

Para el cálculo del beneficio económico de las alternativas se usó la siguiente metodología

𝑄𝑆𝑏(𝑏𝑜𝑝𝑑) = 𝑄𝑂𝑑(𝑏𝑜𝑝𝑑) + 𝑄𝑜𝑖𝑑(𝑏𝑜𝑝𝑑)

Donde 𝑄𝑂𝑑(𝑏𝑜𝑝𝑑): 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑖𝑟𝑒𝑐𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒

Qoid(bopd): incremento indirecto de produccion de aceite =Qfr ∗ Fuf

1 + RWOR

Qfr: Reduccion de produccion de agua Fuf: Factor de optimizacion de facilidades: 5% para el cálculo realizado

RWOR: Resultado del incremento de drawdown en pozos en el sistema: 20 para el cálculo realizado Para el cálculo correspondiente a la reducción por Opex:

Qoes(bopd) =Qnfr ∗ Puf

N$pbo

Donde Qnfr = Qfr(1 − Fuf): Fluido neto removido Puf: costo de manejo del agua: 0.2 N$pbo: Precio neto de aceite: US$50




Caso base: Para el caso base se realizó el cálculo del perfil de producción basado en el comportamiento histórico de la declinación del perfil de aceite, manteniendo la tasa de producción de fluido y la tasa de inyección constante. El perfil de producción del caso base se presenta en la Figura 15.

Figura 15.Perfil de producción Caso base

Tabla 21. Flujo de caja caso base

Se considera la implementación de estas alternativas (mecánica/química) como una

inversión (capex) debido a que estos métodos de remediación generan un beneficio

84,0%

86,0%

88,0%

90,0%

92,0%

94,0%

96,0%

98,0%

100,0%

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

Wcu

t (%

)

qlp

, qw

p,

qo

p,

qw

i (B

PD

)

Perfil de producción - Caso Base


Year 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Incremental Earning Forecast ($

million) 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Oil Price 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

Produccion aceite 189,639 158,400 132,307 110,512 92,307 77,101 64,400 53,792 44,931 37,529 - - -

Produccion patron PG-34 189,639 158,400 132,307 110,512 92,307 77,101 64,400 53,792 44,931 37,529

1 Sales 9.48 7.92 6.62 5.53 4.62 3.86 3.22 2.69 2.25 1.88 0.00 0.00 0.00

Energia 0.13 0.11 0.09 0.08 0.06 0.05 0.05 0.04 0.03 0.03 0.00 0.00 0.00

Quimicos 0.02 0.02 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

2 Cost of Goods Sold 0.15 0.13 0.11 0.09 0.07 0.06 0.05 0.04 0.04 0.03 0.00 0.00 0.00

3 Gross Profit 9.33 7.79 6.51 5.44 4.54 3.79 3.17 2.65 2.21 1.85 0.00 0.00 0.00

4 Operating Expenses 1.95 1.63 1.36 1.14 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

5 Depreciation

6 EBIT 7.38 6.16 5.15 4.30 4.54 3.79 3.17 2.65 2.21 1.85 0.00 0.00 0.00

7 Income Tax at 40% 2.95 2.46 2.06 1.72 1.82 1.52 1.27 1.06 0.88 0.74 0.00 0.00 0.00

8 Unlevered Net Income 4.43 3.70 3.09 2.58 2.72 2.28 1.90 1.59 1.33 1.11 0.00 0.00 0.00

9 Plus: Depreciation 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

10 Less: Capital Expenditures

11 Less: Increases in NWC

12 Free Cash Flow 4.43 3.70 3.09 2.58 2.72 2.28 1.90 1.59 1.33 1.11 0.00 0.00 0.00

VPN 16.29

Free Cash Flow




económico al aumentar el valor del activo existente por medio de la extensión del horizonte

de producción del yacimiento.

Alternativa 1: Conformance Mecánico, instalación de sarta selectiva en el pozo

inyector PG-34

Tabla 22. Flujo de caja alternativa 1

Alternativa 2: Conformance Químico, aislamiento con gel obturante en arena

canalizada

Es importante aclarar que para la evaluación económica del caso del conformance Químico

es necesario llevar a cabo dos intervenciones para la aplicación del tratamiento pues la

duración de cada tratamiento es de 5 años de acuerdo a las experiencias en este tipo de

tratamientos en campos del valle superior del Magdalena.

Year 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Incremental Earning Forecast ($ million) 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Oil Price N$pbo 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

Produccion aceite 103,766 397,641 375,214 257,527 178,263 124,570 87,963 62,825 45,427 32,696 1,299 1,298 1,928

Perfil Produccion Base 189,639 158,400 132,307 110,512 92,307 77,101 64,400 53,792 44,931 37,529 31,347 26,183 21,870

Perfil Produccion Alt. SS 100,846 395,307 373,737 256,278 177,159 123,558 87,007 61,905 44,526 31,600

Qod (incremento directo de aceite) - 236,907 241,431 145,766 84,852 46,456 22,607 8,113 - - - - -

Qoid (incremento indirecto de aceite) 2,919 2,334 1,476 1,249 1,104 1,012 955 921 901 1,097 1,299 1,298 1,928

Qfr (Reduccion produccion de agua) 1,226,128 980,117 620,098 524,433 463,519 425,123 401,274 386,779 378,262 460,535 545,640 545,136 809,792

Tasa de Efic. Aceite Alternativa SS 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Tasa de Efic. Agua Alternativa SS 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

1 Sales 5.19 19.88 18.76 12.88 8.91 6.23 4.40 3.14 2.27 1.63 0.06 0.06 0.10

Energia 0.07 0.28 0.26 0.18 0.12 0.09 0.06 0.04 0.03 0.02 0.00 0.00 0.00

Quimicos 0.01 0.04 0.04 0.03 0.02 0.01 0.01 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

2 Cost of Goods Sold 0.08 0.32 0.30 0.21 0.14 0.10 0.07 0.05 0.04 0.03 0.00 0.00 0.00

3 Gross Profit 5.11 19.56 18.46 12.67 8.77 6.13 4.33 3.09 2.24 1.61 0.06 0.06 0.09

4 Operating Expenses 1.07 4.10 3.86 2.65 1.84 1.28 0.91 0.65 0.47 0.34 0.01 0.01 0.02

5 Operating Expenses reduction 0.23 0.19 0.12 0.10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

6 Depreciation 0.13 0.13 0.13 0.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

7 EBIT 4.14 15.53 14.59 9.99 6.93 4.85 3.42 2.44 1.77 1.27 0.05 0.05 0.08

8 Income Tax at 40% 1.66 6.21 5.84 4.00 2.77 1.94 1.37 0.98 0.71 0.51 0.02 0.02 0.03

9 Unlevered Net Income 2.49 9.32 8.75 6.00 4.16 2.91 2.05 1.47 1.06 0.76 0.03 0.03 0.05

10 Plus: Depreciation 0.13 0.13 0.13 0.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

11 Less: Capital Expenditures 0.50


13 Free Cash Flow -0.50 2.61 9.44 8.88 6.12 4.16 2.91 2.05 1.47 1.06 0.76 0.03 0.03 0.05

VPN 26.37

Free Cash Flow





Alternativa 3: Combinación Conformance químico y mecánico, aislamiento con gel

obturante en arena canalizada e instalación de sarta selectiva en el pozo inyector PG-

34


El orden de acuerdo a la evaluación económica se presenta en la Tabla 25. Clasificación de

alternativas acuerdo a mayor VPN

Year 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Incremental Earning Forecast ($ million) 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Oil Price N$pbo 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

Produccion aceite 204,570 200,870 167,971 140,316 117,263 80,785 106,761 90,230 75,498 63,405

Perfil Produccion Base 189,639 158,400 132,307 110,512 92,307 77,101 64,400 53,792 44,931 37,529

Perfil Produccion Alt. SS 201,651 198,536 166,494 139,068 116,159 79,773 105,806 89,309 74,597 62,309

Qod (incremento directo de aceite) 12,012 40,136 34,188 28,556 23,852 2,671 41,405 35,517 29,667 24,780

Qoid (incremento indirecto de aceite) 2,919 2,334 1,476 1,249 1,104 1,012 955 921 901 1,097

Qfr (Reduccion produccion de agua) 1,226,128 980,117 620,098 524,433 463,519 425,123 401,274 386,779 378,262 460,535

Tasa de Efic. Aceite Alternativa SS 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Tasa de Efic. Agua Alternativa SS 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

1 Sales 10.23 10.04 8.40 7.02 5.86 4.04 5.34 4.51 3.77 3.17

Energia 0.14 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.07 0.06 0.05 0.04

Quimicos 0.02 0.02 0.02 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01

2 Cost of Goods Sold 0.16 0.16 0.13 0.11 0.09 0.06 0.09 0.07 0.06 0.05

3 Gross Profit 10.06 9.88 8.26 6.90 5.77 3.97 5.25 4.44 3.71 3.12

4 Operating Expenses 2.11 2.07 1.73 1.45 1.21 0.83 1.10 0.93 0.78 0.65

5 Operating Expenses reduction 0.23 0.19 0.12 0.10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

6 Depreciation 0.10 0.10 0.10 0.10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

7 EBIT 8.09 7.90 6.55 5.45 4.56 3.14 4.15 3.51 2.94 2.47

8 Income Tax at 40% 3.23 3.16 2.62 2.18 1.82 1.26 1.66 1.40 1.17 0.99

9 Unlevered Net Income 4.85 4.74 3.93 3.27 2.74 1.89 2.49 2.11 1.76 1.48

10 Plus: Depreciation 0.10 0.10 0.10 0.10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

11 Less: Capital Expenditures 0.42 0.42


13 Free Cash Flow -0.42 4.96 4.84 4.03 3.38 2.32 1.89 2.49 2.11 1.76 1.48

VPN 18.86

Free Cash Flow

Year 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Incremental Earning Forecast ($ million) 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Oil Price N$pbo 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

Produccion aceite 107,257 409,305 385,149 265,825 185,195 128,060 99,627 72,761 53,725 39,628

Perfil Produccion Base 189,639 158,400 132,307 110,512 92,307 77,101 64,400 53,792 44,931 37,529

Perfil Produccion Alt. SS+QUIMICO 104,337 406,971 383,673 264,577 184,091 127,048 98,671 71,840 52,825 38,531

Qod (incremento directo de aceite) - 248,571 251,366 154,065 91,784 49,947 34,271 18,048 7,894 1,002

Qoid (incremento indirecto de aceite) 2,919 2,334 1,476 1,249 1,104 1,012 955 921 901 1,097

Qfr (Reduccion produccion de agua) 1,226,128 980,117 620,098 524,433 463,519 425,123 401,274 386,779 378,262 460,535

Tasa de Efic. Aceite Alternativa SS 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Tasa de Efic. Agua Alternativa SS 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

1 Sales 5.36 20.47 19.26 13.29 9.26 6.40 4.98 3.64 2.69 1.98

Energia 0.08 0.29 0.27 0.19 0.13 0.09 0.07 0.05 0.04 0.03

Quimicos 0.01 0.04 0.04 0.03 0.02 0.01 0.01 0.01 0.01 0.00

2 Cost of Goods Sold 0.09 0.33 0.31 0.21 0.15 0.10 0.08 0.06 0.04 0.03

3 Gross Profit 5.28 20.14 18.95 13.08 9.11 6.30 4.90 3.58 2.64 1.95

4 Operating Expenses 1.10 4.22 3.97 2.74 1.91 1.32 1.03 0.75 0.55 0.41

5 Operating Expenses reduction 0.23 0.19 0.12 0.10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

6 Depreciation 0.23 0.23 0.23 0.23 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

7 EBIT 4.18 15.88 14.87 10.21 7.20 4.98 3.88 2.83 2.09 1.54

8 Income Tax at 40% 1.67 6.35 5.95 4.08 2.88 1.99 1.55 1.13 0.84 0.62

9 Unlevered Net Income 2.51 9.53 8.92 6.13 4.32 2.99 2.33 1.70 1.25 0.92

10 Plus: Depreciation 0.23 0.23 0.23 0.23 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

11 Less: Capital Expenditures 0.92 0.92


13 Free Cash Flow -0.92 2.73 9.76 9.15 6.36 3.41 2.99 2.33 1.70 1.25 0.92

VPN 26.64

Free Cash Flow




Orden según VPN Alternativa VPN

1 Alternativa 3 26.64



Tabla 25. Clasificación de alternativas acuerdo a mayor VPN

CONCLUSIONES FINALES

1. El diagnóstico del patrón concluye que debido a la alta heterogeneidad del yacimiento se tienen canales preferenciales en la arena B1 lo cual limita el barrido de las demás arenas.

2. La arena B1 tiene un factor de recobro total cercano al 27%, esto se debe a que ésta tiene las mejores propiedades petrofísicas, que a su vez propician el comportamiento de inyección que se tiene en el patrón. (mayor inyección en la arena B1)

3. El factor de recobro actual por recuperación secundaria es de 6,46%, sin embargo si desde el inicio de la recuperación secundaria se hubiera instalado sarta selectiva se podría haber alcanzado un factor de recobro mayor al 10% a la fecha.

4. De acuerdo a la geometría irregular del patrón se favorece la canalización temprana en los pozos más cercanos al inyector.

5. Es de vital importancia el monitoreo de la presión del yacimiento durante el desarrollo de los campos, con el fin de disminuir la incertidumbre en la realización de los análisis.

6. El mecanismo de remediación de conformance mecánico tiene una ventaja frente al conformance químico puesto que permite tener un control sobre la inyección en las diferentes arenas del pozo PG-34, en contraste el conformance químico soluciona el problema de la capa ladrona pero no distribuye de manera uniforme la inyección a través de todas las capas.

7. Para la cuantificación del incremental asociado al conformance químico es necesario contar con resultados de procedimientos similares en el área de estudio, lo cual reduce la incertidumbre de los resultados.

8. El análisis ambiental y socioeconómico del proyecto demuestra que no hay impactos adicionales por la implementación de las alternativas planteadas de remediación de conformance en los componentes suelo y agua diferentes a los existentes en un campo con recuperación secundaria, donde ya se cuenta con los mecanismos de control operacional.

9. El análisis económico arroja como alternativa recomendada la alternativa 3, la cual plantea la combinación de la implementación de conformance químico y conformance mecánico, puesto que genera el mayor VPN.

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