Evaluación del daño de formación inducido por la inyección ...

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Evaluación del daño de formación inducido por la inyección de agua de río en un campo colombiano

Evaluación del daño de formación inducido por la

inyección de agua de río en un campo colombiano

Sebastián Escobar Corcione Correo electrónico: [email protected]

Enero, 2018.

Proyecto de grado, Departamento de Ingeniería Química, Universidad de los Andes, Bogotá, Colombia

Asesor: Diego Pradilla Ragua, María Eugenia Anez

OBJETIVO GENERAL:

Diagnosticar los daños de formación asociados al agua de inyección del Río Putumayo a escala de

laboratorio para resolver las implicaciones de implementar un proyecto de recuperación secundaria

OBJETIVOS ESPECÍFICOS:

Identificar los daños de formación asociados a la roca del yacimiento

Analizar la caracterización de la fuente de agua para identificar los daños asociados a la misma

Diseñar un modelo de simulación acertado para calcular el impacto de las pruebas de laboratorio

RESUMEN: Uno de los principales problemas que se presenta al momento de implementar

mecanismos de recobro secundario es la inducción de daños de formación causados por la naturaleza

del fluido de inyección. La interacción entre el fluido y los componentes del yacimiento pueden

perjudicar considerablemente la permeabilidad del crudo disminuyendo así el porcentaje de recobro.

En este proyecto se realizó la caracterización del daño de formación asociado a la inyección de agua

de río en un campo de areniscas de crudo pesado a escala de laboratorio. Mediante el análisis de la

litología del yacimiento y pruebas de susceptibilidad a la inyección sobre seis tapones se concluyó

que la migración de finos es uno de los daños de formación presentes. A partir de un análisis

composicional del agua de río se determinó el carácter incrustante y corrosivo de la fuente de agua

por medio de los índices de saturación de Langelier y Ryznar, indicando que no es probable que se

produzcan precipitaciones pero es posible que se ocasionen corrosiones en los equipos y las tuberías.

Adicionalmente, se complementaron los resultados experimentales mediante simulaciones en IMEX

para estimar el impacto en el porcentaje de recobro en donde se obtuvo el porcentaje de reducción de

recobro a diferentes profundidades.

1. INTRODUCCIÓN

La industria petrolera en Colombia es uno de los motores de la economía en las últimas décadas y ha

llegado a representar hasta el 6.414% del producto interno bruto (PIB) [1]. El factor de recobro

promedio en los campos productores colombianos es del 18% y cerca del 90% de estos continúan en

la etapa de recuperación primaria [2]. En Colombia la producción de crudo por el método de inyección

no está siendo explotado a su máximo potencial a pesar de que la mayoría de yacimientos petrolíferos

llevan más de 40 años en producción [3]. En el proceso de recuperación secundaria se inyecta agua

(o en algunos casos gas) para aumentar la energía y presión del yacimiento con el fin de estimular la

producción luego de terminar la fase de recuperación primaria. Por medio de este proceso se puede

2


lograr recuperar entre el 40%-70% [4] del petróleo en el campo dependiendo de las características

geológicas del terreno. Sin embargo, durante esta etapa se pueden generar daños de formación debido

a la interacción entre el agua utilizada y diferentes factores como la roca, los fluidos del yacimiento

y la tubería por lo que no siempre se obtienen resultados positivos. Además, no todos los casos en

donde se ha utilizado esta estrategia de recobro han obtenido buenos resultados a falta de un diseño

apropiado sobre el agua de inyección. Un claro ejemplo es el del campo de Casabe localizado en la

cuenca del Valle del Magdalena Medio en donde se produjeron daños de formación que llevaron a

bajas tasas de producción y daños en los equipos del pozo durante varios años [5]. Por lo anterior, es

fundamental conocer a fondo la composición química del agua que se va a inyectar y entender cómo

es su interacción con los componentes existentes del campo. Con esta caracterización se puede

garantizar la mayor recuperación posible en la producción secundaria y evitar daños permanentes en

los pozos que impidan el flujo de crudo a la superficie.

El propósito de este estudio es realizar una caracterización del daño de formación que se podría

generar en el campo Brillante utilizando pruebas de laboratorio y realizando simulaciones sobre la

inyección a escala de laboratorio. Se requiere implementar un proyecto de recuperación secundaria

debido a una caída repentina de presión en el yacimiento de 5453𝑝𝑠𝑖 a 88𝑝𝑠𝑖, lo que causó un

desplome en la producción. La proyección que se tenía para este campo no se cumplió por las

condiciones mencionadas por lo que es fundamental para la empresa recuperar la rentabilidad del

campo Brillante. El yacimiento está compuesto principalmente por areniscas y el crudo almacenado

es pesado con 19°API aproximadamente. La importancia de este estudio radica en la correcta

caracterización de los elementos que rodean la inyección para tomar medidas en el futuro sobre el

proyecto deseado por lo que se analizarán las interacciones roca-fluido y fluido-fluido en el

yacimiento [6] [7] [8].

2. MATERIALES Y MÉTODOS

Se utilizaron los datos y estudios previos llevados a cabo durante la fase exploratoria del campo para

la realización de este proyecto. Dentro de estos se encuentran los estudios de la composición de la

roca del yacimiento y los datos introducidos para la configuración de la simulación. Los

procedimientos experimentales anteriormente mencionados, así como la prueba de susceptibilidad a

la inyección y la caracterización del agua de río, fueron realizados en los laboratorios de la empresa

Core Lab.

Litología y mineralogía

Para determinar el tipo de roca se utilizó la información disponible de la formación y el ambiente de

depositación. Esta información fue analizada por medio de resultados históricos del campo que

consistían en imágenes SEM (Scanning Electron Microscopy) sobre un núcleo tomado a una

profundidad de 9742𝑓𝑡 de la formación Villeta. El método experimental consistió en lavar la muestra

utilizando tolueno como solvente para luego ser adherida a una plaqueta de aluminio utilizando

pegamento de carbono. Luego se examinó la muestra visualmente por medio de un microscopio SEM

de referencia Jeol JSM-6610LV con un voltaje de 20𝑘𝑉.

La práctica experimental para obtener la mineralogía del campo consistió en una prueba XRD (X-Ray

Diffraction). Se tomó una muestra representativa del campo que se sometió a un proceso de limpieza

con tolueno y luego de secado. Posteriormente se fragmentó utilizando un divisor de rifle hasta

alcanzar dimensiones menores a 2𝜇𝑚 y se mezcló con alcohol isopropílico. Utilizando un molino

McCrone, se pulverizó la muestra que luego fue secada y homogenizada para así poder analizarlas.

El difractómetro utilizado un X’Pert Powder equipado con una fuente de cobre de 40𝑘𝑉 y 35𝑚𝐴 y

un detector lineal X’Celerator.

Caracterización de la fuente de agua

3


El agua utilizada para este estudio proviene del Río Putumayo. Para la caracterización se realizó una

prueba estándar API recomendada para el análisis de agua de inyección. Se tomó una muestra del río

que fue filtrada para luego ser sometida a una prueba de cromatografía utilizando un cromatógrafo

HP 6890. Adicionalmente se utilizó un medidor de pH para calcular los índices de saturación del

agua. Cabe destacar que estas pruebas se llevaron a condiciones de temperatura estándar de 20°C.

Prueba de susceptibilidad a la inyección

Se tomaron seis muestras del núcleo a diferentes profundidades. El objetivo de esta prueba fue

determinar el efecto sobre la permeabilidad que podría generar la inyección del agua de río. Para cada

muestra se realizó el siguiente procedimiento: se colocó la muestra en una celda hidrostática a la cual

se le aplicó la presión de sobrecarga del yacimiento (17706 kPa) a una temperatura de 82.2°C. Se

inyectó agua de formación simulada y se calculó la permeabilidad de la salmuera. La inyección

continuó hasta que la permeabilidad se estabilizara para obtener el valor de referencia. Posteriormente

se inyectó agua simulada del Río Putumayo y se determinó la permeabilidad a diferentes volúmenes

porosos desplazados. Finalmente, la dirección de inyección se invirtió y se calculó la permeabilidad

de nuevo.

Simulación

Se utilizó el software IMEX para complementar los resultados de laboratorio por medio de

simulaciones numéricas con el fin de obtener mayor información que contribuyera a la caracterización

de los posibles daños de formación asociados a la inyección de agua. Este software, incluido dentro

del programa de simulación CMG (Computer Modelling Group), es un simulador trifásico que

permite simular casos de petróleo negro y pesado. Para llevar a cabo este proceso se especificaron las

siguientes condiciones en el software de configuración (Builder):

I/O Control (control de entrada/salida): en esta categoría se definieron las unidades que se

utilizaron, el tipo de porosidad, el simulador y la fecha de simulación. Para todas las muestras se

usaron unidades de laboratorio para que convergiera correctamente dado que las pruebas a simular

eran a escala de laboratorio. El simulador escogido, como se mencionó anteriormente, fue IMEX

dado que el campo de interés tiene petróleo pesado. En cuanto a la porosidad se seleccionó “single

porosity” para simplificar el modelo.

Reservoir (reservorio): en esta sección se especificó la geometría que se va a utilizar y los

valores de los parámetros para cada segmento de la geometría. Para todas las muestras se dimensionó

una geometría cilíndrica de 2 pulgadas de altura y 1 pulgada de diámetro dado que esas son las

dimensiones estándar de los tapones. Para el mallado se dividió el cilindro en 6 capas angulares, 10

capas radiales y 10 capas a lo largo del eje del cilindro para un total de 600 celdas. Adicionalmente

se especificó un pozo inyector en la coordenada 1,1,1 y un pozo productor en la coordenada 1,1,10

para simular la inyección de agua. Por su parte, las únicas propiedades que fueron definidas, para toda

la geometría, fueron la porosidad, la permeabilidad y la razón de pago neto/bruto. Dado que cada

muestra fue tomada a diferentes profundidades, estas propiedades varían en cada uno de los casos.

No obstante, se asumió una relación de neto y bruto de 1 para todas las muestras.

Components (componentes): en esta categoría se definieron las condiciones y el modelo

PVT del sistema. Dado que las muestras fueron tomadas del mismo yacimiento, las tablas PVT

utilizadas son iguales para todos los casos y se muestran en la tabla 1. Cabe destacar que también se

debe especificar la región en la cual estos datos se aplican que, al estar modelando un tapón uniforme,

la región es solo una que es todo el cilindro. La temperatura del sistema se definió como la del

reservorio y se estableció como un proceso isotérmico.

Tabla 1. Datos PVT ingresados en la simulación.

4


Pressure Solution Formation Volume Factor Viscosity

Gas-Oil Ratio Oil Gas Oil Gas

kPa cc/cc cc/cc cc/cc cp cp

0 0 0 0

790.822 3.740 1.067 1.465 15.741 0.011

1480.292 7.659 1.079 0.119 14.238 0.012

2859.232 12.824 1.094 0.008 12.497 0.012

4162.330 17.098 1.104 0.002 11.409 0.012

Los datos de la tabla anterior fueron obtenidos de la caracterización histórica del campo utilizando

métodos de cromatografía. Los líquidos se analizaron con un cromatógrafo HP 6890 y los gases

usando un Varian 3800 utilizando el método GPA 2286.

Rock-Fluid (interacción roca-fluido): en esta sección se especificaron los datos de

interacción roca-fluido del yacimiento, es decir, las tablas de permeabilidades relativas del agua y el

petróleo, presiones capilares y las permeabilidades relativas del líquido-gas. Se utilizaron los

resultados de la caracterización histórica del campo que fueron obtenidas con un método similar al

descrito en la prueba de susceptibilidad a la inyección con la diferencia de que se saturó inicialmente

cada muestra con crudo del yacimiento en vez de salmuera. A partir de este procedimiento se

calcularon tablas de permeabilidades relativas y presiones capilares. Sin embargo, al ser un

yacimiento que contiene principalmente dos fases, agua y petróleo, las tablas de las permeabilidades

relativas de líquido-gas fueron generadas por el programa utilizando correlaciones. El sistema de

correlaciones escogido para generar las tablas de gas fue el de areniscas en intermedio húmedo

propuesto por Honarpour [9]. Las tablas ingresadas corresponden a cuatro muestras a diferentes

profundidades que se encuentran en la siguiente tabla:

Tabla 2. Permeabilidades relativas y presiones capilares ingresados en la simulación.

Muestra 2 Muestra 3

Sw Krw Kro Pc(kpa) Sw Krw Kro Pc(kpa)

0.150 0.000 1.00 133 0.179 0 1.00 66.2

0.223 0.003 0.690 40.3 0.269 0.0062 0.621 28.50

0.273 0.010 0.479 28.8 0.301 0.0124 0.487 25.50

0.309 0.019 0.333 25.8 0.332 0.0211 0.358 22.75

0.328 0.026 0.261 24.4 0.352 0.0284 0.279 21.06

0.342 0.033 0.210 23.4 0.365 0.034 0.229 19.99

0.354 0.040 0.170 22.6 0.378 0.0403 0.181 18.95

0.368 0.049 0.126 21.6 0.392 0.048 0.134 17.86

0.385 0.063 0.079 20.5 0.411 0.0601 0.079 16.43

0.400 0.077 0.045 19.6 0.429 0.0736 0.039 15.13

0.411 0.088 0.025 19.0 0.442 0.0848 0.019 14.22

0.421 0.100 0.011 18.4 0.456 0.0983 0.006 13.27

0.429 0.110 0.000 18.0 0.466 0.109 0.000 12.61

5


Muestra 9 Muestra 14

Sw Krw Kro Pc(kpa) Sw Krw Kro Pc(kpa)

0.167 0 1.000 135.2 0.12 0 1.00 194

0.254 0.0058 0.666 30.0 0.226 0.0035 0.725 24.3

0.314 0.0131 0.455 25.0 0.286 0.0075 0.582 19.9

0.349 0.0188 0.330 22.4 0.332 0.0123 0.479 17.2

0.368 0.0225 0.263 21.2 0.38 0.0191 0.375 14.7

0.381 0.0253 0.222 20.3 0.423 0.0271 0.286 12.8

0.399 0.0294 0.172 19.2 0.454 0.0342 0.225 11.5

0.415 0.0333 0.131 18.3 0.475 0.0397 0.184 10.6

0.443 0.0411 0.075 16.7 0.504 0.0482 0.130 9.54

0.471 0.0499 0.039 15.2 0.537 0.0593 0.069 8.37

0.493 0.0575 0.022 14.1 0.553 0.0653 0.041 7.83

0.505 0.062 0.015 13.6 0.563 0.0693 0.023 7.50

0.538 0.075 0.000 12.1 0.586 0.079 0.000 6.77

Muestra 17

Sw Krw Kro Pc(kpa)

0.179 0 1 68.8

0.241 0.0032 0.7074 28.2

0.283 0.0095 0.5612 24.7

0.317 0.0163 0.44 22.2

0.346 0.0233 0.3638 20.3

0.371 0.0304 0.3051 18.7

0.39 0.0364 0.2584 17.6

0.43 0.0512 0.1589 15.5

0.462 0.0652 0.0881 13.9

0.49 0.0792 0.0404 12.6

0.508 0.089 0.0187 11.8

0.521 0.0966 0.0078 11.2

0.533 0.105 0 10.7

Las muestras anteriores fueron seleccionadas de acuerdo a su profundidad y porosidad para

asemejarlas a las muestras de la prueba de susceptibilidad. Estas muestras están identificadas con los

números 2, 3, 9, 14 y 17 como se puede apreciar en la tabla 2. La 14 se utilizó para dos muestras de

las pruebas de susceptibilidad dado que ambas tienen una profundidad cercana a la muestra

mencionada.

Initial Conditions (condiciones iniciales): en esta categoría se definieron los valores de

inicialización para la simulación. En el caso general para todas las muestras, se fijó una presión de

42311.11429 𝑘𝑃𝑎, una profundidad de 1 𝑖𝑛 y una presión del punto de burbuja constante de

4162.33 𝑘𝑃𝑎. Estos valores corresponden a los valores de la tabla PVT y la geometría del tapón.

Wells & Recurrent (datos del pozo y datos recurrentes): en esta sección se determinó la

información específica del pozo y los datos recurrentes. Esto incluye las fechas de operación, la

6


calidad del agua inyectada y restricciones del pozo. El rango de fechas de operación se fijó para todas

las muestras en 500 𝑚𝑖𝑛 y la tasa del agua de inyección se definió como 0.1 𝑐𝑚3/𝑚𝑖𝑛.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Litología y mineralogía

El yacimiento se encuentra en la arena N de la formación Villeta Superior la cual se compone

principalmente de areniscas y lutitas [10]. Ahora bien, al analizar las imágenes de la prueba SEM se

puede afirmar con certeza que el yacimiento está compuesto principalmente por areniscas debido al

ambiente de deposición [11] y la semejanza que tienen las fotografías con pruebas SEM en estudios

de yacimientos compuestos de arenisca [12]. En la imagen 1 se pueden observar cuatro fotografías

de la muestra a diferentes acercamientos.

(a) (b)

(b) (d)

Imagen 1. Fotografías de la prueba SEM a diferentes acercamientos. (a) Acercamiento de x50. (b)

Acercamiento de x200 en el recuadro B señalado de (a). (c) Acercamiento de x1300 en el cuadro C

señalado de (b). (d) Acercamiento de x1000 en el recuadro D señalado de (a).

Como se puede observar en la imagen anterior, la roca no se encuentra compactada y el compuesto

que predomina es el cuarzo con trazos de otros componentes. En otros estudios se ha demostrado que

la reducción en permeabilidad en areniscas similares luego de un proceso de inyección se le atribuye

a la migración de finos [12] por lo que se considera que en el campo es posible que se manifieste este

7


fenómeno. La migración de finos es un daño de formación ocasionado por el taponamiento de poros

en la roca causado a partir de la movilidad de partículas finas y minerales de arcilla luego de ser

desplazados por fuerzas relacionadas con el paso de fluidos. Las partículas suelen ser fragmentos de

cuarzo, feldespatos, carbonatos y arcillas, entre otros [13]. Los resultados de la mineralogía en la tabla

3 indican que el mineral que predomina es el cuarzo (74.1 wt %) seguido de minerales de arcilla (15.3

wt %) y, en menor medida, feldespatos (5.6 wt %). Ahora bien, considerando tanto la litología como

la mineralogía del campo, se puede afirmar que en este caso de estudio es posible que exista una

migración de finos al realizar la inyección de agua teniendo en cuenta la similitud en las características

de esta arenisca con las rocas de múltiples estudios que llevaron a las mismas conclusiones [12] [14]

[15]. Es importante destacar que la empresa Core Lab reporta únicamente el resumen composicional

de la prueba XRD por lo que no se dispone en este estudio las gráficas de dicha prueba. Sin embargo,

este impedimento no retracta la validez del análisis y los resultados de este estudio.

Tabla 3. Resumen de los resultados de la prueba XRD.

(Weight %)

Quartz 74.1

k-Feldspar 5.6

Plagioclase 1.6

Calcite 2.1

Pyrite 0.8

Anatase 0.1

Ilmenite 0

Halite 0

Gypsum 0.3

Total Clay 15.3

Caracterización de la fuente de agua

En la tabla 4 se encuentran los resultados de la caracterización del agua del Río Putumayo de acuerdo

al formato estándar de reporte API [16]. Se puede observar que la cantidad de alcalinos presentes es

significativamente baja al igual que su salinidad por lo que no se espera que haya precipitación de

sales por la interacción roca-fluido del yacimiento [17]. Se puede complementar esta afirmación a

partir de los resultados de proyectos de investigación sobre incrustaciones y precipitados a partir de

la inyección de agua [18] [19]. Adicionalmente, tanto el índice de Langelier como el de Ryznar

indican que no hay suficiente saturación de carbonatos para que se de este fenómeno, pero si existe

el riesgo de generar corrosión en la tubería. Al ser el valor de la saturación de Langelier menor a 0,

el agua se encuentra subsaturada de carbonato de calcio por lo que puede reaccionar con el metal de

la tubería. Por su parte, el índice de Ryznar al ser mayor a 7 estipula que el mismo carbonato tiende

a corroer el acero [20].

Tabla 4. Composición química del agua del río Putumayo.

CATIONES mg/L meq/L DUREZA mg/L

Sodio 3.3 0.1 Calcio 1.9

Potasio 0.041 0 Magnesio 1.5

Calcio 0.74 0

8


Magnesio 0.37 0 Salinidad

Total 15

Bario 0.001 0 Langelier -3.8

Estronsio 0.003 0.1 Ryznar 14

Hierro total 0.42 0

Manganeso 0.001 0

ANIONES ALCALINIDAD

Cloruro 5 0.1 Fenoftaleína 0

Sulfato 1.4 0 Total 9.84

Bicarbonato 12 0.2

Carbonato 0 0

Hidróxido 0 0

Prueba de susceptibilidad a la inyección

El resumen de todos los resultados obtenidos para las seis muestras, identificadas con los números

3A, 4A, 8A, 12, 13, 16, se muestra en la gráfica a continuación:

9


Figura 1. Resumen de los resultados de las pruebas de susceptibilidad.

Como se puede ver en la figura 1, la inyección de agua, a escala de laboratorio, produce una

disminución en la permeabilidad al líquido en todas las muestras. La que mayor impacto tuvo fue la

inyección de agua en la muestra 12 en la que su permeabilidad bajó de 353 𝑚𝐷 hasta 87.7 𝑚𝐷. Estos

resultados soportan la conclusión del análisis mineralógico dado que el comportamiento de la

permeabilidad al líquido en cada muestra se relaciona directamente con la migración de finos. En

otros estudios han demostrado experimentalmente cómo la presencia de arcillas como la kaolinita

disminuye la permeabilidad del líquido durante un proceso de inyección [21]. Adicionalmente, se han

realizado investigaciones acerca de la migración de finos cuando el agua de inyección es de baja

salinidad y existe una declinación en el recobro [22] [23] [24]. Además, al observar que al realizar el

10

100

1000

20 40 60 80 100 120 140 160 180

PE

RM

EA

BIL

IDA

D A

L L

IQU

IDO

, m

ilid

arcy

s

LIQUIDO INYECTADO ACUMULADO, volúmenes porosos

RESUMEN PRUEBAS SUSCEPTIBILIDAD

3A 4A 8A 12

13 16 Reversa 3A Reversa 4A

Reversa 8A Reversa 12 Reversa 13 Reversa 16

10


proceso de reversa indicado por los puntos en la figura 1, la permeabilidad calculada es mayor lo que

implica un movimiento interno en la estructura del tapón.

Simulación

La primera parte de la simulación consistió en realizar la configuración de la misma. Para esto se

siguieron los pasos descritos en la metodología introduciendo las permeabilidades relativas para cada

muestra. En la imagen 2 se puede apreciar la geometría del tapón.

Imagen 2. Geometría del tapón en Builder.

Se procedió a realizar la primera simulación graficando la presión promedio y el factor de recobro.

Es importante resaltar que el factor de recobro simulado no se puede extrapolar al valor real del

reservorio dado que los valores introducidos representan la prueba experimental sobre cada tapón.

No obstante, estos resultados permiten conocer analíticamente el impacto de la migración de finos a

escala de laboratorio representado en el cambio del porcentaje de recobro. Además, dado que los

tapones fueron obtenidos a diferentes profundidades, es posible generar un mapa estructural vertical

sobre el yacimiento con el fin de inferir el perfil de desplazamiento que habría al realizar la inyección.

Como se mencionó en la metodología, se emparejaron las muestras de susceptibilidad con las

simuladas de acuerdo a su profundidad. En la siguiente tabla se encuentran las propiedades de todas

las muestras y la forma en la que se relacionaron.

Tabla 5. Comparación entre las muestras simuladas y las pruebas de susceptibilidad.

11


Procedimiento de

laboratorio

ID de la

muestra:

Profundidad,

pies:

Permeabilidad

Klinkenberg,

md:

Porosidad,

fracción:

Muestra

seleccionada

de presión

capilar

SUSCEPTIBILIDAD

3A 9728.9 94.0 0.299 2

4A 9729.7 162 0.305 3

8A 9736.8 213 0.311 9

12 9741 419 0.308 14

13 9742.2 385 0.311 14

16 9747 307 0.299 17

PERMEABILIDADES

RELATIVAS,

PRESIÓN CAPILAR

2 9727.5 127 0.297

3 9728.7 144 0.302

4 9730.5 67.9 0.281

6 9733 71.1 0.281

7 9734.5 73.1 0.287

9 9737.5 217 0.297

14 9744 289 0.300

17 9748 135 0.270

De esta manera, para las muestras 2, 3, 9, 14 y 17 se les estimó el daño de formación evidenciado en

las pruebas de susceptibilidad, reflejado en la permeabilidad. Para esto, se cambió el valor de la

permeabilidad relativa al líquido en cada caso correspondiente y se volvió a realizar la simulación.

Los resultados finales para la simulación 2 se encuentran en la figura 2.

Figura 2. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 2.

12


Como se puede observar en la figura 2, el daño de formación no afecta solamente el porcentaje de

recobro sino también la presión de operación. Las líneas azules denotan la simulación sin daño

mientras que las rojas con daño. Al ver el porcentaje de recobro, es evidente que la recuperación

disminuye al reducir la permeabilidad relativa al líquido, como es de esperarse, ya que la resistencia

al flujo del petróleo es mayor. La presión de operación incrementa con el daño por la misma causa ya

que para conseguir un flujo a la misma tasa en el pozo se requiere más fuerza para desplazar los

fluidos saturados de la roca. Esta tendencia se vio reflejada en todas las simulaciones en diferente

medida (los resultados de las demás muestras se encuentran en la sección de ANEXO). Es importante

enfatizar que los resultados de recobro de las figuras 2-7 no son representativos del yacimiento porque

no se realizó un ajuste histórico de las muestras de laboratorio. Sin embargo, el análisis de estas

simulaciones a escala de laboratorio permite comprender el comportamiento de diferentes secciones

del reservorio. En la tabla 6 se encuentra el resumen de los resultados obtenidos.

Tabla 6. Resumen del impacto en el recobro para las muestras simuladas.

Muestra

susceptibilidad

Muestra

simulada

% de reducción de

Kl % de reducción de recobro

Profundidad

(ft)

3A 2 36.5 5.50 2727-2728

4A 3 54.6 5.47 2728-2729

8A 9 47.7 11.0 2736-2737

12 14 75.1 13.3 2741-2744

13 14 51.3 13.7 2742-2744

16 17 47.3 10.5 2747-2748

A partir de la tabla 6 se puede afirmar que el emparejamiento de las muestras de susceptibilidad con

las simuladas es acertado dado que los resultados del porcentaje de reducción de recobro son

equivalentes en muestras que se encuentran a profundidades cercanas. Esto significa que las

permeabilidades de las muestras de susceptibilidad si se pueden considerar semejantes a las muestras

simuladas asociadas. Ahora bien, para realizar el mapa estructural del yacimiento es necesario dividir

en cuatro secciones los resultados obtenidos de acuerdo a la profundidad de las muestras. En la

primera sección se encuentran las muestras simuladas 2 y 3 cuyo rango de profundidad es de 2727 a

2729 pies. Aunque la reducción en el recobro no es considerablemente alta ya que es menor de 5.5%,

puede llegar a ser determinante a escala de campo. En la segunda sección se encuentra únicamente la

muestra simulada 9 que se encuentra entre 2736 a 2737 pies. En esta la disminución en el porcentaje

de recobro aumenta a 11% lo cual puede llegar a ser determinante a la hora de realizar el proyecto ya

que las proyecciones de recuperación del crudo remanente serían 11% menores a las esperadas

impactando directamente la rentabilidad en un porcentaje similar. En la tercera sección están las dos

muestras simuladas extraídas de 2741 a 2744 pies., donde el porcentaje de reducción se encuentra

entre 13% y 14%. Se puede observar que el daño de formación en esta sección es mayor que en los

casos anteriores lo cual indica una tendencia ascendente a medida que aumenta la profundidad . En

la última sección situada entre 2747 a 2748 pies, el porcentaje de recobro mejora en un margen de

3% respecto a la sección anterior lo cual significa que la mayor resistencia al flujo se da en la sección

3, seguido de la 2 y 4 y finalmente la 1. De esta manera es posible generar un perfil de flujo para el

rango de profundidad simulado en donde se esperaría que, al realizar la inyección de agua, el crudo

se desplace favorablemente a menores profundidades (2727-2729 pies) mientras que a mayores

profundidades (2736-2748 pies) no haya un flujo adecuado. Este perfil permite concluir que el daño

de formación asociado tiene un impacto significativo en la recuperación ya que si se reduce la

13


producción de crudo en 14% es probable que el proyecto no sea rentable. Además, si se planea

implementar el proyecto de inyección a una profundidad mayor, se deberían realizar más pruebas

para determinar que el porcentaje de reducción no continúe disminuyendo luego de los 2748 pies

porque esto implicaría que el petróleo se desplazaría hacia abajo luego de esta profundidad ya que en

la sección 3 habría mayor resistencia al flujo.

4. CONCLUSIONES

Las implicaciones de implementar un proyecto de recuperación secundaria en el campo Brillante de

la cuenca del Putumayo fueron analizadas en este estudio mediante datos de procedimientos

experimentales y simulaciones. Se utilizaron resultados de laboratorio del yacimiento para determinar

los riesgos asociados a la inyección de agua del Río Putumayo. Se determinó que el tipo de roca

predominante en el yacimiento son las areniscas mediante imágenes SEM, pruebas XRD y por el

ambiente de deposición. A partir de la litología y mineralogía se identificó que el daño de formación

asociado al tipo de roca del campo es la migración de finos por el desplazamiento de arcillas y

fragmentos de cuarzo [12] [13] [14] [15]. Los resultados de este análisis fueron complementados por

medio de pruebas de susceptibilidad a la inyección en seis muestras diferentes [22] [23] [24]. En

cuanto al agua de inyección, mediante los resultados del análisis composicional del agua del Río

Putumayo se determinó que el principal riesgo existente al utilizar agua de río es la corrosión de los

equipos y tuberías a partir de los índices de Ryznar y Langelier y se descartó la posibilidad de que se

generen incrustaciones o precipitados por la baja saturación de minerales en el agua [17] [18] [19]

[20]. Para complementar los resultados de la fuente de agua es necesario realizar pruebas

experimentales para calcular cuantitativamente el impacto de este daño de formación sobre el recobro

en futuros estudios. Por último, mediante el software CMG se logró generar un modelo para estimar

el impacto del daño de formación presente en las pruebas de susceptibilidad a escala de laboratorio.

Los resultados indicaron que a profundidades de 2727 a 2729 pies es probable que los líquidos fluyan

más, y a medida que la profundidad aumenta hasta los 2744 pies el flujo disminuya

significativamente. Esto se debe a que en el rango de profundidad de la tercera sección (2741-2744

pies) la reducción en el porcentaje de recuperación alcanza hasta un 14% mientras que en la primera

sección (2727-2729 pies) es de menos del 6%. Estos porcentajes a escala de laboratorio pueden llegar

a ser significativo para la rentabilidad del proyecto [21] [25] de manera que la migración de finos

simulada si tiene un impacto considerable en la recuperación secundaria.

De esta manera se puede afirmar que es posible identificar y caracterizar los posibles daños de

formación que se obtendrían mediante pruebas de laboratorio sobre los fluidos involucrados y la roca.

Además, la herramienta de simulación permite generar modelos que representen las condiciones del

laboratorio y así lograr resultados adicionales. No obstante, al hacer este estudio a escala de

laboratorio, hay factores del reservorio que se están despreciando como las condiciones cambiantes

de presión y temperatura por lo que para complementar la información de este proyecto es necesario

realizar más pruebas tanto experimentales como de simulación a una mayor escala. El modelo de

simulación utilizado en este proyecto no se puede extrapolar a escala de yacimiento pero es útil para

entender la tendencia de diferentes secciones del campo. Este trabajo se puede usar como base para

realizar trabajos de simulación con mayor profundidad y precisión que tengan un enfoque más amplio

sobre campos de la cuenca del Putumayo y así poder hacer simulaciones de recuperación secundaria

en un yacimiento.

5. AGRADECIMIENTOS

Primero quisiera darle las gracias a la compañía VETRA por darme la oportunidad de realizar este

proyecto. En especial, al grupo de trabajo de la compañía de yacimientos, Gladys Tabares, Jorge

Ramos y Maria Eugenia Anez, por su constante ayuda, apoyo y principalmente por su asesoría durante

14


la realización de este proyecto. Me ayudaron a profundizar y expandir mis conocimientos en

diferentes áreas de la ingeniería de yacimientos. A mi asesor Diego Pradilla por su conocimiento y

comprensión. A Fernando Fajardo por su colaboración en la terminación del documento. A mi familia

por acompañarme durante toda mi carrera.

6. ANEXO

En esta sección de anexos se presentarán las simulaciones finales realizadas para cada muestra.


15



Figura 5. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 14 (12).

16


Figura 6. Simulación comparativa sin y con daño de formación para la muestra 14 (13).


17


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18


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