EL SEGUIMIENTO A PROYECTOS DE INYECCION DE AGUAJosé Ch. Ferrer G.

La inyección de agua sigue siendo el método de recobro de petróleo más utilizado en el mundo y el cual ha generado reservas en el orden de billones de barriles. A pesar de haberse desarrollado en el laboratorio y el campo, otros procesos de recobro mejorado de petróleo, la optimización de la inyección de agua continua siendo la alternativa más conveniente, debido fundamentalmente a los precios del petróleo y a la incertidumbre económica de los otros procesos de recobro. La ingeniería aplicada a los proyectos de inyección de agua no termina con un estudio de ingeniería y geología, complementado con una evaluación económica y aprobado por el nivel gerencial, sino que luego viene el seguimiento del proyecto como una actividad continua y sobre lo cual se ha escrito poco en la literatura técnica, la cual se ha concentrado en los métodos de predicción matemática del proceso. Por eso se consideró conveniente revisar los procedimientos de seguimiento utilizados y su aplicación a los proyectos de Maraven en el Lago de Maracaibo con alternativas para el manejo futuro de esta tecnología.

La gerencia de yacimientos aplicada al seguimiento a proyectos de inyección de agua consiste en el desarrollo de actividades en el tiempo desde el comienzo del proceso hasta que deja de ser económico o se cambia a un proceso de recobro mejorado. Todo se considera como un sistema constituido por la caracterización del yacimiento, los fluidos que contiene y su comportamiento, la perforación y operación de los pozos y el procesamiento superficial de los fluidos producidos. El sistema se maneja de tal manera que genere el máximo beneficio económico y la función de la gerencia de yacimientos en el seguimiento a proyectos de inyección de agua, consiste en proveer los hechos, la información y el conocimiento necesario para controlar la operación del proyecto con máxima rentabilidad.

Las predicciones originales que se realizan de los procesos de invasión de agua por lo general no concuerdan con el comportamiento actual de los proyectos, debido fundamentalmente a la simplificación de los métodos de predicciones que consideran propiedades promedios, a la falta de aproximación de algunos datos específicos de las formaciones productoras tales como las saturaciones, las permeabilidades relativas, a la descripción geológica inadecuada de los yacimientos; así como por los problemas en la completación de los pozos de producción e inyección, por lo cual deben realizarse esfuerzos para resolver esas diferencias, controlar el seguimiento y mejorar el comportamiento de los yacimientos.

El procedimiento presentado por varios autores1 y ,2 para el seguimiento a yacimientos invadidos con agua incluye información sobre las características del yacimiento, la estimación de las arenas productoras y el petróleo recuperable, el análisis del comportamiento de los arreglos, la toma de datos, las pruebas de pozos, el monitoreo de la presión del yacimiento y la base de datos de la información de los pozos.

El diseño y puesta en práctica de un programa completo de seguimiento de yacimientos sometidos a inyección de agua comprende:

1

1. La descripción detallada aproximada del yacimiento.2. El comportamiento del yacimiento y las formas de estimar la eficiencia del

barrido y el recobro de petróleo en las diferentes etapas de agotamiento.3. Los pozos de inyección y producción, con sus presiones y perfiles de fluidos.4. La calidad del agua y el tratamiento.5. Las comparaciones mensuales del comportamiento actual y teórico, para

monitorear el proceso de inyección de agua y su efectividad.6. Las facilidades superficiales y su funcionamiento.7. Datos del comportamiento por pozo.8. Problemas existentes y potenciales por pozo.9. Indices económicos mensuales.10. Trabajo en equipo. Indispensable entre ingenieros, geólogos y personal de

operaciones donde cada uno debe conocer los requerimientos y la racionalidad de las necesidades de los otros miembros del equipo.

11. Determinación de las tasas de inyección.

MONITOREO DE LA CARACTERIZACION Y COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS SOMETIDOS A INVASION CON AGUA.

1. Características Físicas y Comportamiento del Yacimiento. Estas incluyen la permeabilidad, la porosidad, el espesor, las saturaciones de fluidos, asi como las variaciones areales y verticales, los contactos agua-petróleo y gas-petróleo, la anisotropía, la conductividad vertical, las fracturas, los esfuerzos in situ, la porción de la arena que contiene petróleo recuperable, la arquitectura del yacimiento, entre otros datos. En detalle puede resumirse como la permeabilidad efectiva de la formación, la existencia de barreras de permeabilidad entre pozos, la existencia de fracturas naturales y en los pozos, el espesor efectivo de la formación, los gradientes de presiones de los fluidos, la evidencia de daño o taponamiento de las perforaciones, el flujo cruzado, las fugas en el revestidor y la tubería de producción, las muestras de fluidos, las presiones, las recompletaciones y las estimulaciones, la correlación entre diferentes capas en la formación.

2. Comportamiento Primario. La historia durante la etapa de producción primaria genera información de interés; como por ejemplo, los buenos pozos productores, pueden indicar buenas permeabilidades y porosidades, así como buenos espesores de arena o bien la presencia de otras arenas en dichos pozos; mientras que la baja producción puede indicar lo contrario o bien daño, malas condiciones mecánicas de los pozos o arenas aisladas.

3. Curvas de Producción. Las curvas del logaritmo del corte de petróleo en porcentaje vs el recobro acumulado durante el proceso de inyección de agua pueden permitir estimar el recobro futuro o bien deducir las condiciones del proceso. Otro gráfico de interés para el análisis de los procesos de invasión con agua es el del logarítmo de la relación agua petróleo(RAP) vs. petróleo recobrado acumulado.

4. Relación Gas Petróleo(RGP). Una disminución en la RGP indica que se ha producido el llene; en cambio que un aumento significa que no se ha inyectado agua suficiente para desplazar el gas libre.

5. Mapas del Frente de Agua. Estos gráficos muestran la ubicación de los frentes de invasión de agua, reciben el nombre de mapas de burbuja y permiten visualizar las áreas invadidas y no barridas por el agua inyectada. Los radios de los bancos de petróleo y agua pueden estimarse de las ecuaciones básicas siguientes:

2

rob = (5.615 icw E/ h Sg)1/2 (1) Donde rob es el radio exterior del banco de petróleo, pies; icw es el agua inyectada acumulada, bbls; Sg es la saturación de gas al comienzo de la inyección, fracción; E es la fracción del agua inyectada que entra en una determinada capa y h es el espesor de la arena, pies.

rwb rob ( Sg/ (Swbt - Swi))1/2 (2)

Donde rwb es el radio del banco de agua, pies; Swbt es la saturación de agua promedio detrás del frente de invasión de agua, fracción y Swi es la saturación de agua connata, fracción.

Si existe limitada comunicación vertical y las zonas se pueden correlacionar de pozo a pozo, el gráfico de burbuja se puede dibujar para cada zona y utilizar para identificar áreas invadidas y aquellas donde existen oportunidades de perforación interespaciada.

6. Gráficos X. Consiste en un método3 desarrollado en base a los conceptos del flujo fraccional y la teoría de Buckley y Leverett, suponiendo que el log(krw/kro) vs Sw es una línea recta, para simplificar la extrapolación de los datos de producción puesto que un gráfico del factor de recobro vs X resulta en una línea recta, donde X se define como

X = Ln(1/fw - 1) - 1/fw (3)

donde fw es el flujo fraccional de agua.Este método es mas general que el gráfico convencional de corte de agua vs. petróleo acumulado y conduce a mejores resultados cuando el corte de agua excede a 0.75 y es aplicable, en general, para valores superiores a 0.5.

Esta técnica de predicción ha sido extendida4 usando datos de campo donde señalan que es posible efectuar correcciones a las desviaciones que se generan como consecuencia del flujo no lineal que en realidad se produce en el campo, mediante el taponamiento de zonas productoras de agua o el cierre de pozos con muy alta relación agua petróleo. Recientemente, un estudio realizado5 de la extensión del gráfico X, comparando con resultados de campo y estudios de simulación tridimensionales, concluye en la existencia de una relación lineal entre el log(RAP) vs la producción de petróleo acumulada tanto para pozos individuales, arreglo de pozos o el campo total, donde a partir de la pendiente es posible determinar el volumen poroso ocupado por los hidrocarburos usando datos conocidos. La línea recta puede estar afectada temporalmente por el cierre de pozos pero se restaura a medida que continua la producción.

7. El Gráfico de Hall6 .Esta técnica se utiliza para el análisis de datos de pozos de inyección y consiste en la representación gráfica de la presión acumulada vs inyección acumulada, la cual puede proveer información valiosa en referencia a las características de los pozos de inyección; o sea, es posible deducir si se están comportando normalmente, si muestran daño, estimulación o si el agua se está dirigiendo fuera de la zona de interés. Earlougher 7

3

presentó una versión modificada del gráfico de Hall utilizando la representación del volumen de agua inyectada acumulada vs tiempo y un buen registro de la presión de inyección, donde es posible inferir, a partir de la pendiente de los datos, los cambios de razón de movilidad, el daño y la presión adimensional. El análisis de los gráficos de Hall permite detectar cambios en las prácticas operacionales o la adición de nuevos pozos.

8. Invasiones de Agua Controladas. El tope máximo de recobro y ganancias se logran si el frente de invasión llega simultáneamente a los pozos de producción, lo cual significa la producción de los mayores volúmenes de petróleo de los pozos que drenan de los yacimientos invadidos. Esto representa una vida mínima del proyecto con menores costos de operación, mientras se logra el máximo recobro de petróleo.

9. Balance de los Arreglos8. La definición aproximada del flujo de fluidos en los yacimientos es un elemento clave en el seguimiento de yacimientos sometidos a inyección de agua. Si se logra reducir la migración de petróleo a través de los límites del arreglo aumenta la captura del petróleo movilizado y reduce el volumen del agua reciclada. El balance de los arreglos, por lo general, aumenta la eficiencia del barrido y la oportunidad de recobrar petróleo. La distribución del flujo de fluidos lo gobiernan las propiedades del yacimiento, las condiciones de los pozos y las prácticas operacionales. Un programa de pruebas de presiones bien planificado y ejecutado provee información de los pozos y el yacimiento muy valiosa que no se pueden obtener por otros medios. Si la distribución del agua inyectada es anómala pueden tomarse medidas correctivas, tales como ajustes en las de inyección y producción, cierre intermitente de pozos, conversión de pozos de producción a inyección, modificación de los perfiles de inyección y la revisión de los arreglos de pozos.

El flujo direccional desigual en el yacimiento durante la inyección de agua puede ser por causa natural como las condiciones del yacimiento o bien causadas por el hombre, tales como las condiciones de los pozos y la operación. Las condiciones naturales incluye las variaciones de la permeabilidad direccional, las fallas, los lentes, los acuíferos activos, los cierres por permeabilidad o bien originadas por el hombre, como son el daño en los pozos, las tasas de inyección y producción desbalanceadas y la pobre calidad del agua de inyección. Sea cual fuese la causa, la dirección desigual del flujo puede ser reconocida, cuantificada y corregida.

Chapman y Thompson 9 presentaron un análisis computarizado de los arreglos de pozos durante un proyecto de inyección de agua donde llevan a cabo el seguimiento arreglo por arreglo, utilizando los principios de balance de materiales mediante un programa computarizado para determinar los volúmenes de fluidos inyectados y producidos en cada área del yacimiento y efectuar los pronósticos del comportamiento futuro del proyecto para alcanzar los mayores beneficios del proceso. Este trabajo es un buen modelo a seguir para el análisis de los diferentes proyectos de inyección de agua.

10. Análisis del Agua Producida. La ruptura del agua inyectada se puede detectar mediante el monitoreo del contenido de cloruros en el agua producida, si existen diferencias significativas en la salinidad con el agua connata.

11. Mediciones con Perfiles de Inyección. Las medidas periódicas de los perfiles de los fluidos que entran en los pozos de inyección, permiten detectar taponamiento de la formación, la

4

inyección fuera de la zona objetivo así como zonas bajo inyectadas. La inyección de los volúmenes de los fluidos con los datos obtenidos de los perfiles en los pozos permite un seguimiento más preciso de las historias de invasión de agua en cada zona.

POZOS

1. Problemas comunes. El taponamiento de la formación, la inyección de agua fuera de la zona objetivo y los perfiles no uniformes debido a la estratificación son los problemas mas comunes y por lo general originan baja eficiencia areal y vertical. Las capas finas con alta permeabilidad son altamente conductivas, generando canales para el agua inyectada. Las heterogeneidades, el daño, las fracturas o las pobres completaciones son las causas mas frecuentes de los problemas referidos. El taponamiento puede ser consecuencia de pobres prácticas de perforación y la mala calidad del agua inyectada. Los perfiles no uniformes están relacionados con heterogeneidades, fracturas, fallas o taponamiento selectivo de las perforaciones. La inyección de agua fuera de la zona de interés es consecuencia de las malas cementaciones y fracturas. Las pruebas y registros de pozos son las herramientas más utilizadas para detectar la causa de los problemas y por consiguiente determinar la solución a cada uno de ellos.

2. Completación de los Pozos. Las condiciones del revestidor y el cemento juegan un rol importante en el seguimiento a los proyectos de inyección de agua puesto que un cemento pobre permite que el agua se mueva detrás del revestidor . Igualmente, los pozos productores e inyectores a hueco abierto, así como los pozos fracturados con altos volúmenes de tratamiento no son recomendables, puesto que por lo general tienen un efecto negativo en la eficiencia del barrido requiriendo esfuerzos adicionales en el seguimiento.

3. Pruebas en los Pozos de Inyección y Producción. Estas pruebas se llevan a cabo para optimizar el comportamiento de los proyectos de inyección de agua, maximizando la presión diferencial, reducir el daño al mínimo, asegurar la distribución del agua en la formación apropiada y monitorear la extensión de las fracturas. Entre las pruebas de pozos y registros que se utilizan con más frecuencia en el monitoreo de invasiones de agua se encuentran las pruebas de restauración y declinación de presiones, las pruebas de inyectividad, los perfiles de flujo, las pruebas con múltiples tasas, las pruebas de interferencia y pulsación, las presiones y temperaturas de fondo, los trazadores entre pozos, los registros de cementación y rayos gamma.

4. Calidad de los Productores. Los malos productores son malos inyectores, no se recomiendan salvo que se le efectúen trabajos de fracturamiento o estimulación.

5. Conversión de Productores. Los productores con alta RAP se convierten a inyectores y los pozos con alta RGP se cierran para acelerar el tiempo de llene.

6. Contrapresiones. Si los pozos de producción no se bombean, se origina una contrapresión que genera flujo cruzado y como resultado las zonas de baja presión no producen.

5

7. Cambio en los Perfiles de Inyección. Esto puede lograrse con equipos de inyección selectiva, la perforación selectiva, la cementación a bajas presiones, la acidificación, el bloqueo de zonas ladronas a través de tratamiento con geles, cementos, microbios, químicos, entre otros.

8. Limpiezas Regulares de los Pozos

9. Técnicas de Completaciones y Reparaciones de Pozos. El cañoneo diseñado especialmente, la limpieza de las perforaciones, el uso de fluidos de reparaciones y las empacaduras son métodos para optimar el proceso de completación y reparaciones de pozos.

10. Inhibición y Remoción de Escamas.

11. Las Tuberías de Producción y el Control de la Corrosión. Elementos importantes en el seguimiento de los proyectos.

12. Recomendaciones Específícas para los Pozos de Inyección y Producción. Revisar los cabezales, fuentes de agua y otros problemas operacionales.

13. Control de los Perfiles. Uso de geles, cemento, químicas, microbios y otros.

FACILIDADES SUPERFICIALES Y PROBLEMAS OPERACIONALES.

El seguimiento a proyectos de inyección de agua en la mayoría de los casos se limita al comportamiento de los yacimientos; sin embargo, en la mayoría de los casos los mismos son seriamente afectados por los problemas operacionales diarios. Mientras que los ingenieros de petróleo, los geólogos y los geofísicos están dedicados al análisis del comportamiento de los yacimientos, los ingenieros mecánicos, eléctricos y químicos están diagnosticando y resolviendo los problemas operacionales donde todos deben trabajar en equipo.

Los equipos de superficie deben incluir las consideraciones sobre los sistemas de bombeo, la recolección y el tratamiento de los fluidos producidos, el tratamiento y el bombeo del agua de inyección, la separación del agua, petróleo y gas, los problemas de corrosión y escamas, el manejo de los productos contaminantes y otros.

MANTENIMIENTO DE LA CALIDAD DEL AGUA.

La calidad del agua es muy importante para evitar que se requieran altas presiones para mantener las tasas de inyección requeridas; asimismo, la corrosión del sistema de inyección generalmente se incrementa cuando se usa agua de baja calidad para lo cual es necesario proteger el sistema de inyección para mantener la integridad física de las instalaciones y prevenir la generación de los productos de la corrosión que pueden generar daños en la formación productora.

El tratamiento ideal del agua de inyección es aquel que permite mantener constante la inyectividad durante la vida del proyecto; sin embargo, esto puede tener la limitación del costo por lo cual se acostumbra a establecer un equilibrio entre la calidad y costo, de tal manera que los requerimientos de reparación de los pozos producto del taponamiento se

6

encuentre en equilibrio con los costos del tratamiento del agua. Las formaciones menos permeable requieren agua de mejor calidad, lo cual puede ser compensado mediante la inyección a través de fracturas; pero, ello puede generar reducción en la eficiencia del barrido.

MONITOREO1. Yacimiento. Presiones. Pruebas de presiones en los pozos de inyección y producción (restauración,

declinación, multitasas), presiones en el yacimiento total, gradientes de presiones para balanceo de las tasas de producción e inyección.

Tasas. Medidas del petróleo, agua y gas, el corte de agua, la RGP, la localización de la producción e inyección.

Balanceo de arreglos. El control del vaciado del yacimiento, la eficiencia areal y vertical.

Realineación de arreglos invadidos con agua. Pozos de observación y monitoreo. Yacimiento barrido y petróleo sobrepasado. Fracturas comunicadas. Canales y zonas ladronas. Conificación, adedamiento y sobrepaso por gravedad.

2. Pozos. Registros de producción e inyección (hoyo abierto y entubado, temperatura,

producción, trazadores, otros.) Inyección de agua en las zonas objetivos. Gráficos de Hall (taponamiento y estimulación de pozos inyectores) Trazadores para un pozo y entre pozos. Medidores de corrosión. Integridad del cemento. Equipo en el fondo del pozo. Equipos de superficie. Fracturas en el pozo. Daño en la formación y taponamiento de las perforaciones. Condiciones de bombeo. Inhibición y residuos de corrosión y escamas.

3. Facilidades. Monitoreo de equipo y mantenimiento. Producción e inyección.

4 El Sistema Agua. Presencia de gases corrosivos disueltos (CO2 , H2S, O2), los minerales, el crecimiento de

bacterias, el aumento en el porcentaje de sólidos disueltos, los sólidos suspendidos, la concentración y composición, el análisis de iones y el pH.

Corrosividad. Los cupones de corrosión y el monitoreo de la tasa de corrosión, el contenido de petróleo, las emulsiones y el sulfuro de hierro.

Análisis in situ y en el laboratorio. Toma de datos en la fuente de agua y en varios puntos del sistema de inyección.

7

5. Registro y Monitoreo de los Datos.

El éxito de un proyecto de inyección de agua es el resultado las operaciones de campo día a día. Mientras que el ingeniero de yacimientos dedica su atención al comportamiento del yacimiento y a la optimización de la invasión de agua, los ingenieros de producción y de operaciones están dedicados a la gerencia diaria de las operaciones de campo, con la identificación y diagnóstico de los problemas existentes y potenciales. Los problemas de campo mas comunes se pueden dividir en mecánicos, electricos y químicos. El trabajo en equipo de los ingenieros de yacimientos y de operaciones son esenciales para la gerencia de un proyecto de inyección de agua.

Cada campo es particular por consiguiente es difícil establecer un procedimiento único para el monitoreo de la información, en general cada empresa establece la forma como presentar los sistemas para manejar los datos. Moore10 discute el uso de computadores personales para el seguimiento de campos petrolíferos y a pesar que el trabajo se refiere a un caso de inyección de vapor, buena parte del contenido puede aplicarse a proyectos de inyección de agua. Recientemente está disponible el sistema gerencial Oil Field Manager (OFM) para el seguimiento a yacimientos que lo está usando extensivamente la industria petrolera. EXPERIENCIAS RECIENTES A NIVEL MUNDIAL

Recientemente se han publicados algunas experiencias del uso de la gerencia de yacimientos para el seguimiento a proyectos de inyección de agua que se considera conveniente comentar.

El campo Guntong11 es el proyecto de inyección de agua mas grande que se lleva a cabo costa afuera en la península de Malasia con un petróleo in situ de 200 MM de M3 (1 bbl = 0.1589 M3 ) y que está produciendo desde 1985. El campo posee 13 yacimientos con pequeñas capas de gas y limitado soporte de acuíferos. Una combinación de inyección de agua periférica y en arreglos de 5 pozos se llevó a cabo para lograr el cubrimiento areal requerido y los yacimientos fueron producidos en conjunto a través de dos grupos operacionales. La clave de la gerencia de yacimientos aplicada al seguimiento a yacimientos fue la determinación de la presión objetivo del yacimiento y un programa basado en PC para alcanzar los objetivos de inyección y producción asi como lograr el balance de los arreglos. La respuesta a la gerencia de yacimientos ha sido muy favorable lográndose alcanzar una tasa de producción de petróleo de 14000 M3 por día en 1994.

Se diseño un programa completo de actividades de seguimiento a yacimientos necesarias para llevar a la práctica el plan de gerencia de yacimientos. Estas actividades se pueden clasificar en tres áreas principales como son la planificación y monitoreo del balance de los arreglos tanto areal como vertical, las medidas de presiones tanto iniciales como periódicas y el monitoreo del agua inyectada y la calidad. El balanceo técnico de la invasión de agua permite mantener la tasa de petróleo y la eficiencia operacional, un mal balanceo origina el uso ineficiente de la invasión con la tendencia al reciclo del agua y a dejar mucho petróleo en la zona no invadida. Se midieron las pruebas de restauración y declinación de presión en la mayoría de los pozos de producción e inyección conjuntamente con los perfiles de producción e inyección. Se observaron daños apreciables en los primeros pozos que se perforaron que luego se disminuyeron en los pozos siguientes. Asimismo, se llevaron a

8

cabo medidas de presiones de cierre cada 6 a 9 meses para determinar el nivel de presiones y entre otras acciones, para evitar que la presión fuese mayor a la necesaria para que se originara la saturación de gas crítica por lo que ello significa para el recobro final. Se utilizaron varias herramientas de seguimiento entre los cuales los mapas de burbuja complementados por la simulación de los frentes de invasión, el comportamiento del corte de agua, los niveles de cloruros en el agua producida, las herramientas para el monitoreo continuo del frente de agua, los PLT completos, los registros de temperatura y los registros de activación del oxígeno se utilizaron para determinar la conformación vertical y las completaciones conjuntas. Se utilizaron los gráficos de Hall para estimar las condiciones de inyectividad de los pozos.

Ninian12 ubicado en el Mar del Norte es un campo gigante con 2588 MMBNP in situ, un recobro estimado de 1220 MMBNP, una presión inicial de 6500 lpc a 9750 pies y una temperatura del yacimiento de 215 ° F, donde se ha utilizado la gerencia de yacimientos para el seguimiento. La producción se inició en 1978 alcanzando la producción pico en 1982 con 307 MBPND, a mediados de 1995 la producción fue 60 MBPND mientras que se estaban inyectando 600 MBAPD y produciendo 550 MBAPD, el campo es muy heterogéneo, la ruptura del agua se produjo antes de lo estimado y el corte de agua incrementó más rápido que lo proyectado. La inyección de agua periférica y buzamiento abajo se inició 6 meses después del comienzo de la producción como consecuencia de la falta de un acuífero que pudiese soportar la extracción de fluidos del yacimiento y lograr mantener la presión entre 5000 y 5500 lpc, lo cual se ha incrementado con la inclusión de un arreglo de 5 pozos modificado. La estrategia ha sido incrementar la tasa de inyección para maximizar las tasas de producción y el recobro final.

La inyección de agua ha sido evaluada continuamente con el fin de alcanzar una alineación óptima entre inyectores y productores. Un buen programa de seguimiento debe buscar continuamente por áreas en el yacimiento donde se encuentre petróleo no desplazado mediante una aproximación proactiva de una buena gerencia de los pozos. En este yacimiento se utilizaron inicialmente completaciones sencillas, pero a medida que aumentaba la producción de agua fue necesario utilizar completaciones múltiples que permitiera producir de varias zonas en forma selectiva, redistribuir los fluidos en el yacimiento e inyectar el agua de manera que mejorara la eficiencia del barrido en base a los datos de los pozos y las facilidades en la superficie. Se utilizó la técnica del gráfico X para estimar el recobro siendo el límite económico cuando el corte de agua alcance el 97%. Una de las dificultades mayores del proyecto fue la corrosión que se logró resolver mediante el uso de tubería de aleaciones con cromo puesto que las de acero carbono tuvieron una vida útil muy corta debido a la severidad de la corrosión.

NUEVAS TECNOLOGIAS

Las empresas de servicio13 están ofreciendo soluciones globales para mejorar la eficiencia del barrido en proyectos de inyección de agua que incluye registros de cementación, videos en el pozo para detectar entradas de agua, uso de trazadores así como también químicas como geles, aditivos sellantes y equipos para la operación de estas soluciones. Asimismo, Wyatt y Crook14 han detallado los perfiles claves para resolver problemas de producción de agua, lo cual refleja el carácter integral como se están manejando estas situaciones. Igualmente se están utilizando formas gráficas15 para diagnosticar el origen de agua en los

9

pozos de producción que pueden ser útiles en el seguimiento de proyectos de inyección de agua.

Ehlig-Economides y asociados16 presentaron recientemente un estudio de simulación para determinar la forma mas conveniente de completar un pozo productor con fuerte empuje de agua de fondo donde concluyen que la forma tradicional de cañonear la parte superior de la arena productora con empuje de agua de fondo no es lo mas recomendable en cuanto al petróleo total recobrado sino que las completaciones totales o duales o sea completar toda la zona o en el tope y la base, recobran mayor cantidad de petróleo aún cuando deben manejar mayor cantidad de agua; asimismo, consideran que no existen tasas críticas de producción y el tratamiento con geles es, en el mejor de casos de beneficio marginal en este tipo de pozos. Los autores discuten muchos otros casos de fracturamiento, pozos horizontales que permiten una mejor comprensión del fenómeno de conificación que permita un mejor control.

Taber y Seright17 discuten como los pozos horizontales, tanto para inyección como producción, en proyectos de invasión con agua pueden originar importantes beneficios dependiendo del tipo de yacimiento, aumentando la inyectividad hasta por un factor de 10 y la eficiencia areal entre 25 y 40%, siendo mayores las ventajas para arenas delgadas. Estas ventajas pueden extenderse para proyectos de recobro mejorado como en el caso de soluciones micelares y otros.

En resumen cada día aparecen nuevas tecnologías que permiten lograr un seguimiento más preciso y eficiente a los proyectos de inyección de agua.

CASOS DE CAMPO 18-25

Maraven para septiembre del 1996 mantenía 29 proyectos de inyección de agua, 4 combinados de agua y gas, y solo 3 de inyección de gas, donde se estaban inyectando 328.4 MBAPD. La totalidad de los proyectos se han llevado a cabo con el propósito de mantener la presión y tienen una producción asociada de 123.7 MBPD con una recuperación del 81.8% de las reservas recuperables. Los proyectos aportan aproximadamente el 33% del potencial de producción de las segregaciones del Lago de Maracaibo. En todos los proyectos se ha llevado a cabo un esfuerzo importante de ingeniería que se concentra en el seguimiento y control mediante la recolección sistemática de información que permita tomar las mejores decisiones para optimar la explotación de los yacimientos.

Un programa detallado de seguimiento se lleva a cabo para cada uno de los yacimientos que incluye el monitoreo de la producción (petróleo, agua y gas) e inyección de agua, controlando el volumen de agua inyectada para mantener una adecuada eficiencia volumétrica del reemplazo en la mayoría de los proyectos y conservando los niveles de fluidos por bombeo para evitar las contrapresiones en los pozos de producción. Se mantienen actualizados los gráficos del avance del frente de invasión de agua para controlar la invasión e incrementar la eficiencia del barrido, utilizando programas computarizados. Actualmente se encuentra en marcha el uso del sistema OFM (Oil Field Manager) que permite el control computarizado del seguimiento de la información básica tales como producción, los mapas de burbuja y otros. Igualmente se miden las presiones por pozo y el yacimiento con regularidad; se corren registros para determinar los perfiles

10

de inyección; sinembargo, se requiere mayor esfuerzo de seguimiento en esta dirección para determinar nuevas oportunidades en el balanceo de la inyección y producción para mejorar la eficiencia del barrido. Asimismo, puede incrementarse el esfuerzo en el trabajo integrado para lograr mayor efectividad en el seguimiento a los proyectos.

En todos los proyectos se utiliza agua del Lago de Maracaibo, salvo el caso del proyecto piloto en el campo La Paz que se usa el agua producida de los yacimientos; la calidad del agua del Lago es suficiente buena para inyectarla con solo filtrarla y tomando en cuenta que los yacimientos poseen, en general, buenas permeabilidades. Se lleva control de la corrosión tanto en las plantas como en las facilidades de la superficie e incluso se está investigando la posibilidad de utilizar tuberías de fibra de vidrio para reducir los problemas en esta materia.A continuación se describen algunos casos del seguimiento a yacimientos sometidos a la inyección de agua en Maraven para referir las tecnologías utilizadas y las oportunidades de mejoras con el fin de incrementar el recobro de petróleo.

El yacimiento Laguna18, VLG-3528 (fig.N°1) posee 164.5 MMBNP de petróleo in situ con unas reservas recuperables de 63.3 MMBNP, de las cuales 44.4 MMBNP son primarias y 18.9 MMBNP se estiman por la inyección se agua que se inició en 1977.

FIGURA N°1

ME000807.DGN

3647

3532

3596

3509

3652

3606 3587

3515

3670

3593

3643

3595

36193545

3528

3679

3598

3689

3712

35943608

3584 36443530

36043503

3781

3557

3658

363436393522

3705

INACTIVOS

INYECTOR

maraven Ing. de Petr.

AUTOR: FECHA:

DIBUJADO POR: DIBUJO ARCHIVO:

Maracaibo

LAGUNA/VLG-3528

MAPA ESTRUCTURAL

TOPE DE LAGUNA

ACTIVOS EN OTRO YAC.

3661

3565

3649

3568

3635

3554

3646

3645

3673

36843597

3681

3564

3547

36633641

3558

36323592

3560

36683700

3550

3662

3654

3656

3569

3546

ND

ND

ND

ND

ND

8686'

8972'

9085'

9131'

9115'

8847'

8064'

8842'

8921'

8950'

3651

8949'

8685'

9125'

9036'

9064'

8933'

8841'

9258'

9078'9079'

8859' 9090'

9062'

9039'

9148'9232'

9089'

9076'9335'

9425'

9150'

9123'

9176'

9237'

9451'

9380'

9439'

9284'

9240'

9178'9168'

9120'

9240' 9329'

9490'9404'9398'9159'

9220'

3601

9100'

9100'

9500'

9200'

9000'

8500'

9000'

9000'

9493'

ACTIVOS

9036'

3602

3698

9369'

3620

35498958'

3766

3642'

3561'

3697

El yacimiento se divide estratigráficamente en tres unidades independientes y estructuralmente se define como un anticlinal asimétrico intensamente fallado con el contacto agua-petróleo hacia el sureste. Hasta el presente se han producido 52.9MMBNP (83.6% de las reservas) quedando por recuperar 10.4 MMBNP. El yacimiento tiene una producción de petróleo de 1700 BPPD de 7 pozos productores activos y la inyección es 5000 BAPD habiéndose inyectado 47.8 MMBA (fig.N°2).

FIGURA N°2

11

SEGREGACION LAGOTRECO (CEUTA ESTE)COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION

YACIMIENTO LAGUNA, VLG-3528

LIMITE ECONOMICO

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000

Producción Acumulada (Mbbls)

101

102

103

104

105

Lo

g Q

o

INIC

IOIN

YE

CC

ION

RECOBROPRIMARIO

RECOBROADICIONAL

Las actividades de seguimiento18 han consistido en mediciones continuas de las producciones e inyecciones de fluidos así como las presiones en el yacimiento. La presión original del yacimiento fue 4500 lpc a 10000 pies, a nivel de todas las unidades estratigráficas.

FIGURA N°3

*

5000

4000

3000

2000

1000

019601970198019902000

LA-2LA-3 LA-1

PR

ES

ION

@ 9

10

0’(L

PC

)

YACIMIENTO LAGUNA, VLG-3528COMPORTAMIENTO DE PRESION

La inyección se inició en el pozo VLG 3662 en 1978 a nivel de las tres unidades referidas observándose mas tarde mayor presión en la unidad LA-1 como consecuencia de la actividad de un acuífero asociado por lo cual se reacondicionó el pozo VLG 3652 para orientar la inyección hacia la unidad LA-2. En 1988 se suspende la inyección por problemas operacionales y no disponer de clarificadores en la planta de inyección

12

reiniciándose en 1993 con la conversión de los pozos productores VLG-3700 y VLG-3668 en inyectores. Las presiones actuales son de 2300, 1500 y 1250 lpc en las unidades LA-1, LA-2 y LA-3, respectivamente.

El seguimiento del proyecto ha permitido establecer que las reservas recuperables son mayores que las estimadas tal como se observa en el gráfico de log Qo vs Np (fig.N°4), mientras que el gráfico de recobro vs agua inyectada muestra al comienzo una pendiente de 450 lo cual indica un reemplazo completo producto en parte a la actividad del acuífero pero en los últimos años se observa una desviación producto de la recirculación del agua después de la ruptura. La declinación del yacimiento se ubica en el 11% y los mapas del frente de invasión determinados de los datos de producción de los pozos muestran un alto grado de avance concentrándose las reservas hacia el noroeste del yacimiento.

FIGURA N°4

Entre las acciones futuras se considera necesario mayor inyección en las unidades LA-2 y LA-3, revisar la estimación de la posición del frente (fig.N°5), para precisar la ubicación de las reservas remanentes en el yacimiento y asi proceder a balancear el movimiento de fluidos mediante la reubicación de los inyectores, el seguimiento independiente de las tres unidades de flujo, la revisión de las reservas a luz de los resultados de los gráficos de producción y utilizar los sistemas computarizados para mejorar el proceso de seguimiento del yacimiento.

13

FIGURA N°5Posición del Frente de agua

AC000726.DGN

3647

3532

3596

3509 3652

3606 3587

3515

3670

35933643

3595

36193545 3528

3679

3598

3689

3712

35943608

3584 36443530

36043503

3781

3557

3658

363436393522

3705

maraven Ing. de Petr.

AUTOR: MARIA ELENA BARBOZA DE NICHOLS FECHA: DICIEMBRE 1996

DIBUJADO POR: MARIA ELENA BARBOZA ARCHIVO:

Maracaibo

LAGUNA/VLG-3528

3661

3565

3649

3568

3635

3554

36463645

3673

36843597

3681

3564

3547

3663 3641

3558

36323592

3560

36683700

3550

3662

3654

3656

3569

3546

ND

ND

ND

ND

ND

8686'

8972'

9085'

9131'

9115'

8847'

8064'

8842'

8921'

8950'

36518949'

8685'

9125'

9036'

9064'

8933'

8841'

9258'9078' 9079'

8859' 9090'

9062'9039'

9148'9232'

9089'

9076'

9335'

9425'9150'

9123'

9176'

9237'

9451'

9380'

9439'

9284'

9240'

9178'9168'

9120'

9240' 9329'

9490'9404'9398'9159'

9220'

3601

9493'

3602

3698

9369'

3620

35498958'

3766

3642'

3561'

3566

MAPA DE FRENTE DE FLUIDOS LAGUNA - 1

LEYENDA:

0% a 49.0%

50.0% a 99.0%

100.0%

3699

El yacimiento C-2/VLE-030521,24 de edad Eoceno se encuentra ubicado en el Bloque V del Lago de Maracaibo (fig.N°6), presenta un petróleo original de 1527 MMBNP fue inicialmente explotado en 1958 con una presión inicial de 5500 lpc alcanzando la producción máxima de 79 MBPD en 1964 .

FIGURA N°6Ubicación del Yacimiento C-2/VLE-0305

BLOQUE V BLOQUE V LAMARLAMAR

MARACAIBO

CABIMASLAGOLAGODEDE

MARACAIBOMARACAIBO

BACHAQUERO

BLQ.XIII

BLQ. VCENTRO

BLQ.VLAMAR

BLQ.VI

BLQ.XV

BLQ.VIII

CENTROCENTRO

BACHAQUEROBACHAQUERO

LAGUNILLAS LAGUNILLAS

BLQ.BLQ.XX

LAGOLAGO

BLQ.BLQ.IXIX

LAMALAMA

BLQ.BLQ.IIII

BLOQUBLOQUEEII

XIVXIV XIIXII

ZONAZONALIBRELIBRE

BLQ.BLQ.IIIIII

BLQ. BLQ. IV IV

BLQ.BLQ.VIIVII

CEUTACEUTA

BLQ.BLQ.XIXI

LAGUNILLAS

BLQ.17

ZONA LIBREZONA LIBRE

14

La inyección de agua se inicio en 1963 en la parte mas baja de estructura con el objeto de mantener la presión a 3000 lpc y en 1968 se empezó con la inyección de gas en la parte alta de la estructura (fig.N°7). El recobro total estimado fue de 43.89% de los cuales 13,89% corresponden a recuperación secundaria, resultando unas reservas totales de 672 MMBP.

FIGURA N°7Medidas de Presiones con Tiempo en el Yacimiento C-2/VLE-0305

1453

926

935

1122

1133

1247

092 092 099

101

103

105

107

212

305 305

339

346

357

369

370

378

437

489 514 514

558

575

611

616

621

653

656

664

665

666

676

687

689 689

690A

691

692 692

708

713

720 743

746

768

773

998 1020 1067

1093

1113

1138

104

575A

690

1069

1001

1168

1150 1254

1220

1206

1211 1255 1243 1123

1302

1451

1249

1460 1407 1407 1404

1452 1464 1464

1458

1459 1414

1448A1403

1415

1605 1645 1645

1657

1639

1825 1819

-12900'

-12700'

-12600'

-12500'

-12400'

-12200'

-12300'

-12400'

-12400'

-12700'

-12600'

-12800'

-13200'

-13100'

-13000'

-12400'-12500'

-12300'

-12200'

-12300'

-12300' -12600'

-12200'

-12500'

-12700'

-12800'

-12400'

-12500'

-13100'

-13000'

-12800'

-13000'

01018

1609

1118

1256

1243 (ST)1229

334

1109

1463 1463

1437

1410

1461

1413

1640

1638

343

346st

370st 1161

472

357st

424

733

373 373

106

878 878

102

1200

1412 1412 12451245

COMPORTAMIENTO HISTORICO DE PRESIONES YACIMIENTO C-2,VLE-305

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

57585960616263 646566676869707172737475767778798081 828384858687888990 91929394 9596

PR

ES

ION

AL

DA

TU

M,

LP

C

INY. DE AGUAINY. DE GAS

Para finales de 1996 se han producido 538 MMBNP y la tasa de producción era de 17 MBPD(fig. N°8), lo cual comparado con el pronóstico para 1996, muestra una diferencia de la producción acumulada en 55 MMBls y la tasa de producción diaria en 4.6 MBAPD, indicando que a pesar de que se tiene una tasa de producción mayor, el recobro a la fecha es de 80%, quedando todavía mas de 134 MMB de petróleo por recobrar.

FIGURA N°8

Debido a la baja disponibilidad de gas en los últimos tres años se ha incrementado la inyección de agua de 25 a 75 MBAPD para suplir esa deficiencia (figs.N°8 y 9).

15

FIGURA N°9

FIGURA N°10

El yacimiento sometido a inyección de agua y gas es complejo tanto desde el punto de vista estructural como estratigráfico debido a su origen fluvio deltaico lo que hace muy errática la continuidad de las arenas (fig.N°11), por lo que se identificaron cuatro unidades de flujo que permite una mejor correlación. Sinembargo, ello no fue suficiente puesto que en cada una de ellas se presentan subunidades más pequeñas por lo cual en 1992 se comenzó la perforación interespaciada a 300 m para drenar el petróleo sobre pasado entre pozos ubicados a 600 m, lográndose hasta la fecha aumentos en la producción de 6 MBPD y un petróleo acumulado de 6 MMBNP hasta la fecha.

16

FIGURA N°11Correlación Estratigráfica

VLE-1161 VLE-1138 VLE-357 VLE-1067

DATUM

C-2O

C-21

C-22

C-23

C-3

300 m.SE

C C’1161

1138

357

1067

N

La sísmica 3D conjuntamente con el monitoreo24 de las presiones unido con la toma de registros PLT en los pozos inyectores y productores asi como la colocación de medidores de presión en los pozos inyectores, ha permitido identificar cuatro regiones dentro del yacimiento lo cual ha permitido reorientar la inyección de agua por regiones y subunidades de flujo con el fin de lograr el máximo recobro de petróleo. Recientemente hacia el área central del yacimiento (fig.N°13) se detectaron bajas presiones a nivel de la base de C-22 y C-23 (1100 lpc).

FIGURA N°12Area Central del Yacimiento con baja Presión

1453

926

935

1122

1133

1247

092 099

101

103

105

107

212

305

339

346

357

369

370

378

437

489 514

558

575

611

616

621

653

656

664

665

666

676

687

689

690A

691

692

708

713

720 743

746

768

773

998 1020 1067

1093

1113

1138

104

575A

690

1069

1001

1168

1150 1254

1220

1206

1211 1255 1243 1123

1302

1451

1249

1460 1407 1404

1452 1464

1458

1459 1414

1448A1403

1412 1415

1605 1645

1657

1639

1825 1819

-12700'

-12600'01018

1609

1118

1256 1243 (ST)

1229

334

1109

1463

1437

1410

1461

1413

1640

1638

343

346st

370st 1161

472

357st

424

733

373

106

878

102

1200

339

370

743 768 1168

713

1109

370st

305

346st

Sin embargo estas sub unidades de flujo aún presentan reservas (fig.N°13), por lo que se decidió ubicar un punto de inyección de agua en dicho bloque que diera soporte de energía a las mencionadas sub unidades ya que para C-20/21 se encuentra inyectando el pozo vecino VLE-0305, ubicado a 80 m de donde se propuso el nuevo pozo.

17

FIGURA N°13RFT VLE-1168

12700

12800

12900

13000

13100

0 GR 150 0 LLD 100 1000 2000PRESION (lpc)

(ft)

C-21

C-22

C-20

C-23

VLE-1168 (08/95)

Así, a comienzos de 1997 se perforó el pozo VLE-1245 completándolo en zona única de las subunidades C-22/23 (Fig.N°14). Sin embargo, al traer el pozo a producción, antes de comenzar la inyección, la respuesta de producción del pozo fue muy alta (2600 BNPD) para una presión esperada de 1100 lpc, en consecuencia se decidió tomar una presión estática en el pozo resultando 4600 lpc al datum de 12600 pies, concluyendo que el pozo se encuentra cañoneado en una arena con alta presión, posiblemente comunicada con el pozo inyector vecino VLE-0305, por detrás del revestidor. En vista a lo cual se ha programado identificar el agua producida en el VLE-1245 para estar seguros si es de inyección y tomar un registro de flujo para identificar la arena que tiene aporte, que será la de mayor presión.

18

FIGURA N°14Diagrama Mecánico VLE-1245W

12600’

12700’

12800’

12900’

13000’

13100’

C-23

C-22

C-21

C-20

12580’

12650’

12750’

12840’

12766-12786’

12811-12827’

12848-12866’

12870-12880’12884-12890’

12918-12934’

12939-12949’

12957-12963’

12974-12980’12984-12996’

13002-13012’

13022-13056’

13069-13083’

El proyecto de inyección de agua en el yacimiento C-6S, SVS-50 está ubicado en la parte sur del flanco oeste del Bloque IX campo Lama en el Lago de Maracaibo, posee un fluido subsaturado asociado a un acuífero muy activo con una presión inicial de 4275 lpc a un datum de 9700 pies, una presión de burbujeo de 933 lpc y una presión actual de 3782 lpc. La explotación del yacimiento se inició en 1961 y la inyección de agua en un pozo en 1988 con una tasa de 2000 BAPD. En 1991 se suspende la inyección y en el periodo noviembre 93 febrero 95 se producen 239 MBP del pozo SVS-0176; sin embargo, la presión se mantuvo debido a la actividad del acuífero. Esto llevó a una revisión del modelo geológico comprobándose la presencia de dos fallas internas que reducen considerablemente el área del yacimiento y las cuales fueron comprobadas mediante pruebas de restauración de presiones.

Desde el inicio del proyecto de inyección de agua hasta su suspensión, la eficiencia volumétrica del reemplazo se mantuvo por encima del 100% y luego de la conclusión de la inyección los fluidos producidos, los reemplaza un acuífero hasta en un 90 por ciento, comprobado mediante estudios de balance de materiales como una línea recta.

Se concluye que el seguimiento del proyecto del yacimiento permitió la generación de un nuevo mapa estructural del área que modifican el modelo geológico así como las reservas cuantificadas e igualmente detectar la presencia de un acuífero muy activo que no requiere soporte adicional para drenar las reservas del yacimiento.

19

FUTURO26

En los próximos años mayor atención se le dedicará en Venezuela al seguimiento de la inyección de agua como consecuencia de los planes de desarrollo de la industria, la factibilidad económica del proceso y el estado de agotamiento de muchos yacimientos. Se mencionarán las nuevas direcciones mas relevantes que está tomando la tecnología del proceso de seguimiento del proyectos de invasión con agua que se consideran.

1. Inicio Temprano del Seguimiento. El diseño cuidadoso del monitoreo de los pozos permite al equipo de seguimiento las observaciones cuidadosas, lo cual le permitirá entender la operación de la invasión de agua y tomar las acciones correctivas necesarias para lograr maximizar el barrido volumétrico y por consiguiente el factor de recobro. Existen muchos ejemplos en la literatura donde se ha logrado inclusive duplicar el recobro mediante esta práctica.

2. Automatización del Campo y Sistema de Información Gerencial. La automatización de los campos juega un papel muy importante en el seguimiento de la inyección de agua. La experticia para controlar el futuro comportamiento de dichos proyectos depende de la documentación actualizada que se disponga del pasado y el presente. Por consiguiente la automatización y los sistemas de información son claves para mejorar el análisis técnico y el control. El número limitado de personal que actualmente disponemos en la industria nacional puede ser parcialmente compensado con un buen sistema de información gerencial tal como un excelente sistema experto que no solo puede ser de gran importancia para el análisis sino que puede constituirse en un excelente instrumento de adiestramiento para los nuevos profesionales.

3. Trabajo en Equipo. El recobro económico de un proceso de inyección de agua puede ser maximizado mediante un esfuerzo integrado en equipo donde participen los geocientíficos que realizan los estudios, los ingenieros de petróleo responsables del seguimiento diario, los ingenieros de operaciones que se ocupan de trabajo a nivel de campo, los ingenieros de perforación y rehabilitación así como los profesionales que trabajan en el área administrativa y económica. Existen prácticas bien conocidas en la gerencia de yacimientos que se recomienda aplicar para alcanzar mayor efectividad en el trabajo tales como el adiestramiento cruzado, la formación en equipos de alto desempeño, el uso de la tecnología de la información, entre otros.

4. Sísmica 4D. El desarrollo de la sísmica de producción en los últimos años ha sido de gran beneficio para mejorar la explotación de los yacimientos tanto en lo que se refiere a una mejor definición de la arquitectura como en las correlaciones geológicas y últimamente en la definición de los frentes de invasión durante los procesos de recuperación mejorada, en particular, durante los procesos de inyección de vapor. La sísmica tridimensional tomada a diferentes tiempos, sísmica 4D, en un yacimiento sometido a la inyección continua de vapor o combustión in situ ha permitido definir los frentes de calor que combinado con el uso de simuladores térmicos tridimensionales permite un seguimiento mas preciso alcanzándose recobros del orden del 60% del

20

petróleo in situ cuando en la forma convencional solo alcanza el 30%. En el caso de inyección de agua la definición de los frentes y las saturaciones mediante la sísmica 4D no es posible hoy en día, pero los desarrollos en esta tecnología son de tal magnitud que en un futuro cercano se cree puedan utilizarse con éxito.

CONCLUSIONES

1. La tecnología del seguimiento a proyectos de inyección de agua ofrece magníficas oportunidades para mejorar el recobro de petróleo debido a que es posible incrementar la eficiencia del barrido y reducir los costos mediante el uso sistemático de la información.

2. El trabajo en equipos integrados es la práctica mas utilizada para involucrar a todos los entes responsables de los estudios y la operación de los proyectos de invasión con agua por consiguiente debe ser la forma de operar el seguimiento de los proyectos.

3. Las pruebas de presiones y los registros de pozos es una herramienta de uso generalizado en la determinación de la distribución de fluidos en el yacimiento lo cual permite tomar las decisiones mas apropiadas en la operación de los campos sometidos a la inyección de agua por consiguiente son inversiones necesarias y rentables que deben ser utilizadas en el control de los proyectos.

4. La tecnología de la información a través sistemas computarizados son muy útiles para el manejo de los datos generados durante un proyecto de seguimiento a la inyección de agua; sin embargo, cada yacimiento es particular y requiere el diseño del sistema mas apropiado para su monitoreo y control.

REFERENCIAS

1. Satter, A. y Thakur, G. : Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Aproach, pg. 233, PennWell Books, Pennwell Publishing Company, Tulsa Oklahoma, 1994.

2. Cobb, W.: Inyección de Agua, Manual de Adiestramiento, pg. 3-1, Centro Internacional de Educación y Desarrollo, 1997.

3. Ershaghi, I. y Omoregie, O.: A Method for Extrapolation of Cut vs Recovery Curves, JPT ( Febrero 1978), pg. 203.

4. Ershaghi, I. y Abdassah, D. :A Prediction Tenhnique for Immiscible Processes Using Field Performance Data, Trans. AIME, Vol. 277, (1984), Pg. 664.

5. Loo, K. K., Warner Jr., H. R., y Johnson, J. B.: A Study of the Post -Breaktrough Characteristics of Waterfloods, Trabajo No. 20064 presentado en la Reunión Regional No 60 efectuado en Ventura, California, 4 al 6 de Abril, 1990.

6. Hall, H.N.: How to Analyze Waterflood Injection Well Performance, World Oil (Octubre 1963) pg. 128.

21

7. Earlougher, R. C., Jr.: Advances in Well Test Analysis, Series Monográficas SPE, Richardson, Texas (1977), pgs. 47 y 105.

8. Talash, A. W. : An Overview or Waterflood Surveillance and Monitoring, JPT, (Diciembre 1988), pg. 1539.

9. Chapman, L. R. y Tompson, R. R. : Waterflood Surveillance in the Kuparuk River Unit with Computerized Pattern Analysis, JPT (Marzo 1989),pg. 277.

10. Moore, J. B. : Oilfield Surveillance with Personal Computers, JPT (Junio 1986), pg. 665.

11. Nong Chik, A., Selamat, S., Elias, M. R., y White, J. P. : Gutong Field: Development and Management of a Multiple-Reservoir Offshore Waterflood., JPT (Diciembre 1996), pg.1139.

12. Omoregie, Z. S., King, G. R.,Strang. C., Hidgson, P., y Pressney, R. A. : Brief: Reservoir Management in the Ninian Field- A Case History, JPT (Diciembre 1996), pg. 1136.

13. Halliburton Energy Services: Solutions, Services, Products. Publicaciones Halliburton Company, 1995.

14. Wyatt, D. F. Y Crook, R. J.: Logs Key to Solving Water Production Problems, Oil & Gas Journal, Nov. 20, 1995.

15. Chan, K. S. : Water Control Dignostic, Trabajo No. 30775 presentado en la Reunión Anual del SPE celebrada en Dallas, 22 al 25 de Octubre, 1995.

16. Ehlig-Economides, C.A., Chan, K.S. y Spath, J.B. :Production Enhancement Strategies for Strong Bottom Water Drive Reservoirs, Trabajo No 36613 presentado en la Reunión Anual del SPE celebrada en Denver del 6 al 9 de Octubre de 1996.

17. Taber, J. J. y Seright, N. M. : Horizontal Injection and Production Wells for EOR or Waterflooding, Trabajo No. 23952 presentado en la Conferencia sobre Recobro de Petróleo celebrada en Midland, Texas, Marzo 18-20, 1992.

18. Barboza, M:.E.,: Comunicación personal, Maraven, 1997.

19. Parra, J.: Comunicación personal, Maraven, 1997.

20. Moreno, E.: Comunicación personal, Maraven, 1997.

21. Ramírez, L.: Comunicación personal, Maraven, 1997.

22. Palmar, R. : Comunicación personal, Maraven, 1997.

22

23. Valbuena, W. : Comunicación personal, Maraven, 1997.

24. Urdaneta, J.: Comunicación personal, Maraven, 1997.

25. Valdez, M. : Comunicación personal, Maraven, 1997.

26. Thakur, G. C.: Waterflood Surveillance Techniques - A Reservoir Management Aproach, JPT (Octubre 1991), pg. 1180.

23