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abril2013

Petrotecnia

Revista

delInstitu

to

Argentino

delPetrleo

y

delGas.

Ao

LIV

N2

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3Petrotecnia abril, 2013 |

Este nmero de nuestra revista est dedicado a

la Recuperacin mejorada de Petrleo, un

conjunto de tcnicas que para la industria del

petrleo y del gas de la Argentina tiene una especial

significacin, teniendo en cuenta que la mayora de

los campos productivos son maduros.Todos tenemos claro que el desafo de mejorar

la produccin e incorporar reservas ser un trabajo

duro y a largo plazo. Los recursos provenientes de

formaciones no convencionales aparecen como el

horizonte a seguir por la industria, pero sabemos

tambin que esta opcin no es de corto plazo y

que es necesario an mucha inversin para poder

lograr resultados en estas formaciones. Es ac

donde la recuperacin mejorada de petrleo,EOR

por sus siglas en ingls o comnmente llamada

recuperacin terciaria, cobra gran importancia,

ya que la aplicacin de estas tcnicas es tambin

un camino cierto y seguro para mejorar la pro-duccin. Ambos, los no convencionales y la

recuperacin mejorada, son el futuro y es este

el camino por el cual las empresas productoras

estn trabajando seriamente y con importantes

inversiones.

En esta edicin queremos brindarles un

panorama del grado de avance que la industria tiene en lo que respecta a la

recuperacin mejorada de petrleo. En las distintas notas y trabajos tcnicos correspondientes

al tema de tapa se pueden apreciar casos prcticos de aplicacin de distintas metodologas en

yacimientos productivos, y descripciones de los distintos procesos utilizados. Aprovecho esta

ocasin para poner nuevamente en relieve el trabajo especfico que se realiza en el IAPG por

medio del convenio firmado con el Ministerio de Ciencia, Tecnologa e Innovacin Productiva

de la Nacin, que permiti la creacin de un grupo de trabajo en el cual participan empresas

socias y las universidades nacionales de Cuyo, Comahue y Buenos Aires, con el fin de desarrollar

aplicaciones especiales de recuperacin mejorada, por medio del uso de polmeros, adecuadas a

las caractersticas de los yacimientos argentinos. Incluimos una nota con el estado de situacin

al da de hoy del proyecto.

Quiero destacar tambin la nota al Gerente de tecnologa en refineras de Emerson, Doug

White, que se refiere a la Refinera del futuro, temtica importante para tener en cuenta, ya

que el ao pasado fue uno de lo principales ejes del Congreso de Refinacin que nuestro Institu-

to realizara.

Hasta el prximo nmero.

Ernesto Lpez Anadn

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Tema de tapa

Estado de situacin de la recuperacin asistida en la ArgentinaPor Ing. Jorge M. Buciak(Capsa-Capex)

Una fotografa que describe el state of the artde esta prctica, de la cual

ya existen proyectos piloto exitosos en el pas, como as tambin los recursos

materiales y humanos.

Diseo, ejecucin, monitoreo y expansin de un proceso EORmediante la inyeccin de geles de dispersin coloidalPor Gustavo Maya yRubn Hernn Castro Garca(Ecopetrol S.A.)

Descripcin del primer proyecto de recuperacin qumica realizada en Colombia

a travs de la inyeccin de Geles de Dispersin Coloidal (GDC).

Terminacin y produccin de yacimientos de arenas no consolidadasde la Formacin CentenarioPor Ing. Mariano Montiveros, Ing. Lucas Echavarra, Ing. Damin Fernandez,

Ing. Marcelo Saez eIng. Roco Ortiz Best(Pluspetrol S.A.)

Anlisis de las tcnicas de terminacin y produccin utilizadas en pozos productores

e inyectores, en yacimientos de arenas no consolidadas en su fase inicial.

Inyeccin de geles en el Yacimiento El Tordillo.Desde los pilotos hasta la masificacinPor Ing. Federico Menconi, Ing. Fabin Giaccaglia, Ing. Jorge Ramirez e

Ing. Carlos Berto(Tecpetrol)

La bsqueda de alternativas de recuperacin asistida en un yacimiento que ha alcanzado

la madurez en la aplicacin de tratamientos de conformance; y la adaptacin a

condiciones de incertidumbre creciente.

Recuperacin de pozos canalizados en reservorio no consolidado,mediante la reconstitucin de la matriz porosa y el empleo de modificadoresde permeabilidad relativaPor Gustavo Kruse(Halliburton) e Ing. Hernn Paponi, Ing. Ral Puliti

e Ing. Andrs Cremonini(Pluspetrol)

Los tratamientos aplicados para remediar la canalizacin que se produce entre pozos

inyectores y productores, para evitar la acuatizacin de estos ltimos.

Tecnologas qumicas para recuperacin o mantenimiento de la inyectividad y dela integridad en sistemas de inyeccin como estrategia complementaria a EORPor Ing. Damin Ruiz Preze Ing. Javier Ros(Nalco Champion, de Ecolab)

La importancia de la limpieza de las lneas de conduccin y de los sistemas de inyeccin

necesarias antes de implementar una estrategia de recuperacin.

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Sumario

Tema de tapa |Recuperacin mejoradade petrleo

EstadsticasLos nmeros del petrleo y del gasSuplemento estadstico

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El Proyecto EORimpulsa la recuperacin mejorada en la ArgentinaPor Ing. Carlos Berto(Tecpetrol), Ing. Daniel Avagnina (Pan American Energy),

Ing. Diego Palmerio (YPF), Lic. Gastn Oriozabala(Chevron Argentina), Ing. Ral Puliti (Pluspetrol),

Ing. Walter Ariel Romera(Petrobras Argentina) e Ing. Fabin Akselrad(IAPG)

El consorcio formado por seis importantes empresas, tres universidades, el Ministerio de Ciencia y

el IAPG, para impulsar la instrumentacin de la recuperacin asistida en las cuencas del pas.

Notas tcnicas

El sistema del Price-capy la suspensin de la actualizacin automticaen las tarifas del gasPor Lic. Mariano Humberto Bernardi

Anlisis del sistema de fijacin de precios mximos por parte de la autoridad regulatoria por un

perodo de tiempo determinado.

Decisiones de financiamiento en la industria del petrleo y del gasPor Lic. Leandro Del Regno

El funcionamiento de los mercados de capitales, los activos financieros y dems variables

especficas de la industria de los hidrocarburos: todo lo que debe saberse para obtener los recursosfinancieros para desarrollar el upstreamo el downstream.

Actividades

Congresos y JornadasLos que se vanEl IAPG marca su tendencia en los principales simposios dentro y fuera del pas para traer los

ltimos adelantos en estrategias y tecnologas.

Convocatoria a Asamblea General Ordinaria

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Novedades de la industria

Novedades del IAPG

Novedades desde Houstonndice de anunciantes

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Petrotecniaes el rgano de difusin del Instituto Argentino del Petrleo y del Gas.

Maip 639, (C1006ACG) - Buenos Aires, Argentina

Tel./fax: (54-11) 5277 IAPG (4274)

[email protected] / www.petrotecnia.com.ar

StaffDirector:Ernesto A. Lpez Anadn

Editor general:Martn L. Kaindl

Editora:Guisela Masarik, [email protected]

Asistentes del Departamento de Comunicaciones y Publicaciones:

Mirta Gmez y Romina Schommer

Departamento Comercial:Daniela Calzetti y Mara Elena Ricciardi

[email protected]

Estadsticas:Roberto Lpez

Corrector tcnico.Enrique Kreibohm

Comisin de Publicaciones

Presidente:Eduardo Fernndez

Miembros:Jorge Albano, Vctor Casalotti, Carlos Casares, Carlos E. Cruz, Eduardo Fernndez,

Eduardo Lipszyc, Enrique Mainardi, Guisela Masarik, Enrique Kreibohm, Martn L. Kaindl,

Alberto Khatchikian, Fernando Romain, Romina Schommer, Gabino Velasco, Nicols Verini

Diseo, diagramacin y produccin grfica integral

Cruz Arcieri & Asoc. www.cruzarcieri.com.ar

PETROTECNIA se edita los meses de febrero, abril, junio, agosto, octubre y diciembre, y se

distribuye gratuitamente a las empresas relacionadas con las industrias del petrleo y del

gas, asociadas al Instituto Argentino del Petrleo y del Gasy a sus asociados personales.

Ao LIV N 2, abril de 2013

ISSN 0031-6598

Tirada de esta edicin: 3.300 ejemplares

Los trabajos cientficos o tcnicos publicados en Petrotecniaexpresan exclusivamente

la opinin de sus autores.

Agradecemos a las empresas por las fotos suministradas para ilustrar el interior de

la revista.

Adherida a la Asociacin de Prensa Tcnica Argentina.

Registro de la Propiedad Intelectual N 041529 - ISSN 0031-6598.

Hecho el depsito que marca la Ley 11.723.

Permitida su reproduccin parcial citando a Petrotecnia.

Suscripciones(no asociados al IAPG)

Argentina: Precio anual - 6 nmeros: $ 420

Exterior: Precio anual - 6 nmeros: US$ 300

Enviar cheque a la orden del Instituto Argentino del Petrleo y del Gas.

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La revista Petrotecniay el Suplemento Estadsticose imprimen sobre papel con cadena de

custodia FSC.

1 Premio a la mejor revista tcnica 1993 y 1999

1 Premio a la mejor revista de instituciones 2006

1 Premio a la mejor nota tcnica 2007 1 Premio a la mejor nota tcnica-INTI 2008

1 Premio a la mejor nota tcnica-INTI 2010

1 Premio a la mejor nota tcnica-CONICET 2011

1 Premio a la mejor nota cientfica 2010, 2011

1 Premio al mejor aviso publicitario 2010, 2011

Accsit 2003, 2004, en el rea de producto editorial de instituciones

Accsit 2005, en el rea de diseo de tapa

Accsit 2008, nota periodstica

Accsit 2008, en el rea de producto editorial de instituciones

Accsit 2009, en el rea publicidad

Accsit 2009, nota tcnica

Accsit 2010, 2011, notas de bien pblico

Accsit 2010, notas tcnicas-INTI

Accsit 2011, notas tcnicas-CONICET

2 Accsit 2010, 2011 notas de bien pblico

2 Accsit 2010, en el rea de revistas pertenecientes a instituciones

Premio Apta-Rizzuto

Comisin Directiva 2012-2014CARGO EMPRESA Titular Alterno

Presidente Socio Personal Ing. Ernesto Lpez Anadn

Vicepresidente 1 YPF S.A. Dr. Gonzalo Martn Lpez Nardone S ra. Silvina Oberti

Vicepresidente UpstreamPetrleo y Gas PAN AMERICAN ENERGY LLC. (PAE) Ing. Rodolfo Eduardo Berisso Sr. Javier Gutirrez Aranz

Vicepresidente DownstreamPetrleo AXION ENERGY ARGENTINA S.R.L. Ing. Pedro Caracoche Ing. Andrs A. Chanes

Sr. Hernn Trossero

Vicepresidente DownstreamGas METROGAS S.A. Ing. Andrs Cordero Lic. Jorge Hctor Montanari

Secretario TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. (TGN) Ing. Daniel Alejandro Ridelener Ing. Jos Alberto Montaldo

Pro-Secretario TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. (TGS) Cont. Javier Gremes Cordero Ing. Daniel Alberto Perrone

Tesorero PETROBRAS ARGENTINA S.A. Dr. Carlos Alberto Da Costa Ing. Marcelo Gerardo Gmez

Dr. Diego Saralegui

Pro-Tesorero CHEVRON ARGENTINA S.R.L Ing. Ricardo Aguirre Ing. Guillermo Rocchetti

Vocales Titulares TOTAL AUSTRAL S.A. Sr. Javier Rielo Sr. Jos Luis Fachal

Dra. Gabriela Rosell

TECPETROL S.A. Cont. Gabriel Alfredo Snchez Ing. Hctor Ral Tamanini

PLUSPETROL S.A. Ing. Juan Carlos Pisanu Lic. Marcelo Eduardo Rosso

CAPSA/CAPEX - (COMPAIAS ASOCIADAS PETROLERAS S.A.) Ing. Sergio Mario Raballo Ing. Jorge M. Buciak

GAS NATURAL BAN S.A. Ing. Horacio Carlos Cristiani Ing. Martn Yaez

SINOPEC ARGENTINA EXPLORATION AND PRODUCTION, INC. Sr. Horacio Cester

APACHE ENERGA ARGENTINA S.R.L. Ing. Daniel Nstor Rosato Sr. Fernando G. Araujo

Ing. Julio Shiratori

WINTERSHALL ENERGA S.A. Cont. Gustavo Albrecht Lic. Gustavo Oscar Peroni

COMPAA GENERAL DE COMBUSTIBLES S.A. (CGC) Dr. Santiago Marfort Ing. Carlos Gargiulo

SIDERCA S.A.I.C. Ing. Guillermo Hctor Noriega Ing. Daniel N. Blanco

PETROQUMICA COMODORO RIVADAVIA S.A. (PCR) Ing. Miguel Angel Torilo Lic. Mariano Gonzlez Rithaud

SCHLUMBERGER ARGENTINA S.A. Ing. Abelardo Gallo Ing. Hermes Humberto Ronzoni

Sr. Jorge Meaggia

BOLLAND & CIA. S.A. Ing. Adolfo Snchez Zinny Ing. Ignacio Javier Neme

REFINERA DEL NORTE (REFINOR) Ing. Daniel Omar Barbera Ing. Gustavo Rafael Mirra

TECNA S.A. Sr. Jorge Sgalla Ingr. Gerardo Francisco Maioli

DLS ARGENTINA LIMITED - Sucursal Argentina Ing. Eduardo Michieli Ing. Jorge Ismael Snchez Navarro

Vocales Suplentes CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. Ing. Juan Jos Mitjans Lic. Roberto Meligrana

DISTRIBUIDORA DEL GAS DEL CENTRO-CUYO S.A. (ECOGAS) Sr. Enrique Jorge Flaiban Cont. Daniel Rivadulla

HALLIBURTON ARGENTINA S.A. Ing. Ral Bonifacio Lic. Miguel Guillermo Euwe

GASNOR S.A. Lic. Rodolfo H. Freyre Ing. Jaime Patricio Terragosa Muoz ENAP SIPETROL ARGENTINA S.A. Sr. Claudio Aldana Muoz Dr. Hernn D. Flores Gmez

LITORAL GAS S.A. Ing. Ricardo Alberto Fraga Ing. Jos Mara Gonzlez

Revisores Cuentas Titulares ASTRA EVANGELISTA S.A. (AESA) Ing. Alberto Francisco Andrade Santello

BAKER HUGHES COMPANY ARGENTINA S.R.L. Ing. Eduardo Daniel Ramrez

SOCIO PERSONAL Ing. Carlos Alberto Vallejos

Revisores Cuentas Suplentes BUREAU VERITAS ARGENTINA S.A. Cont. Alexis Varady

CESVI ARGENTINA S.A. Ing. Gustavo Eduardo Brambati

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Produccin de petrleo vs. importacin y exportacin Produccin de gas natural vs. importacin y exportacin

Ventas de los principales productos Precio del petrleo de referencia WTI

Pozos perforados Cantidad de equipos en perforacin

www.foroiapg.org.arIngrese al foro de la

industria del petrleo y del gas!

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La Argentina tiene un gran potencial en recuperacin

asistida. Esto se fundamenta en hechos concretos,

entre los cuales se destacan: las caractersticas de sus

cuencas productivas y los factores actuales de recupera-

cin de petrleo promedio que no superan el 25%.

Cuando se comenta esto ltimo, siempre surgen las

preguntas: cmo podremos recuperar el resto del pe-

trleo del reservorio? Podremos incrementar al menosun 5-10% ms estos factores de recuperacin con algn

mtodo? La recuperacin asistida intenta dar respuestas a

estos interrogantes.

Temadetapa

Estado de situacinde la recuperacin asistidaen la ArgentinaPorIng. Jorge M. Buciak

El gerente de Ingeniera de Capsa-Capex

destaca las ventajas de esta prctica, de la cual

ya existen proyectos piloto exitosos en el pas,

y para la cual tenemos el recurso y, lo que es

ms importante, la materia gris.

Foto: gentileza NALCO

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Cuando se habla de recuperacin asistida, existen dis-

tintos tipos de procedimientos, entre los que se destacan

los mtodos trmicos y qumicos.

Al mismo tiempo, existen diferentes etapas en la im-

plementacin de un proyecto:

1- La caracterizacin de los reservorios;

2- La seleccin del mtodo asistido que se va a utilizar;

3- Los estudios en laboratorio y simulaciones;4- El piloto que se realiza en el yacimiento para probar

la viabilidad tcnica (el piloto generalmente no busca

un resultado econmico positivo);

5- Finalmente, la masificacin: la idea es que en el pilo-

to se desarrolle el expertisenecesario para luego, en la

masificacin, lograr la viabilidad econmica.

Pese a las demostradas virtudes tericas de la recupe-

racin asistida, son pocos los yacimientos a nivel inter-

nacional con proyectos implementados de este tipo, que

sean de magnitud, destacndose China y Canad. Esto se

repite en nuestro pas, donde existen pocos proyectos en

etapa piloto y casi ninguno en la etapa de masificacin.Los motivos por los cuales no se avanz tanto en los

ltimos aos son diversos; entre ellos se destacan:

El gran boomdel desarrollo de yacimientos no con-

vencionales, que eclips la atencin. Es de esperar

que cuando esta moda inicial pase y esos proyectos

sean considerados desarrollos normales, se retome la

implementacin de proyectos piloto de asistida en

mayor nmero.

A nivel de los grupos tcnicos, existe una tendencia

a efectuar estudios de laboratorios y simulaciones

muy extensas y onerosas; en contrapartida, hay una

baja predisposicin a pasar a la etapa de piloto en el

yacimiento. El contar con una industria madura de gas (gasoduc-

tos principales de grandes extensiones) ha atentado

contra el desarrollo de proyectos trmicos.

El hecho de no tener en el pas parte de la materia

prima para los productos qumicos hace que se de-

penda de la importacin de estos productos, que son

muy caros.

Es as que los altos costos en instalaciones y productos

qumicos ocasionan que sea prcticamente imposible

masificar proyectos de recuperacin asistida con los

precios actuales percibidos del petrleo. Eso reduce el

inters por la implementacin de proyectos piloto.

Quiero destacar que en la Argentina hay personal

tcnico de primersimo nivel y laboratorios calificados,

tanto en las universidades

como en el sector privado.

Nosotros, en una primera

instancia, comenzamos los

estudios en laboratorios y

universidades de EE.UU.;

luego decidimos trabajar

con universidades y labo-

ratorios locales.

Para ello, lo que hi-

cimos fue buscar gruposde estudios calificados y

los incorporamos a los

proyectos; rpidamente se

adaptaron. Hoy existen en la Argentina al menos tres gru-

pos ya calificados. Adicionalmente, este ao ayudaremos

a desarrollar un nuevo centro en la Universidad Nacional

de la Patagonia San Juan Bosco.

Es asimismo muy valiosa la labor de instituciones

como el IAPG (Instituto Argentino del Petrleo y del Gas)

y la SPE(Society of Petroleum Engineers), que vienen traba-jando mucho y muy bien en la realizacin de eventos para

el intercambio de la experiencia adquirida. Estos eventos

son de suma importancia y tienen efectos multiplicadores

en la transmisin del conocimiento, imprescindible para

escalar el nmero de proyectos y reducir riesgos.

Para incrementar la cantidad de proyectos piloto de

recuperacin asistida y llegar a la masificacin, a mi juicio

necesitamos:

Que las empresas operadoras traten los proyectos pi-

loto como de exploracin y que comiencen un mayor

nmero de nuevos proyectos.

Que los tcnicos involucrados efecten menos estu-

dios de laboratorio y simulaciones y ms proyectos

piloto en los yacimientos.

Que las instituciones promuevan ms intercambio de

experiencias y ms grupos de estudio.

Que las universidades busquen integrarse ms en la

industria de los hidrocarburos.

Que las autoridades gubernamentales otorguen, por

un plazo determinado, por ejemplo diez aos, un me-

jor precio del petrleo para estos proyectos.

La recuperacin asistida debe ser considerada como

un vector importante en la recuperacin del autoabaste-

cimiento. La buena noticia es que ya tenemos proyectospiloto exitosos en el pas; tenemos el recurso y, lo que es

ms importante, la materia gris necesaria para llevar ade-

lante estos proyectos.

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La inyeccin de agua es uno de los procesos de recupe-

racin de petrleo ms conocidos y ejecutados a nivel

mundial. Sin embargo, la aplicacin de esta tcnica

no es totalmente eficiente en el barrido. Por tal motivo,

se hace necesaria la implementacin de mtodos de reco-

bro mejorado (EOR, por las siglas en ingls deEnhanced

Oil Recovery), con el objetivo de incrementar la eficienciavolumtrica, eficiencia de desplazamiento, y aumentar de

esta manera el factor de recobro o recuperacin.

Desde 1957, en Colombia se han llevado a cabo 19

proyectos comerciales de inyeccin de agua, junto con

seis pilotos que se ejecutan actualmente; la recuperacin

mejorada ha tenido un desarrollo incipiente. Por ello, se

encuentra abierta la oportunidad para la implementacinde procesosEORcon el fin de incrementar el factor de

recobro, que se halla en promedio en 18% en los campos

del pas, y as contribuir a alcanzar las metas del Grupo

Temadetapa

Diseo, ejecucin, monitoreo y

expansin de un proceso EORmediante la inyeccin de gelesde dispersin coloidal

Por Gustavo Mayay Rubn Hernn Castro Garca(Ecopetrol S.A.)

El presente trabajo describe la implementacin

del considerado primer proyecto de

recuperacin qumica realizada en Colombia a

travs de la inyeccin de Geles de Dispersin

Coloidal (GDC).

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Empresarial Ecopetrol, de 1,3 MMBO/d (millones de ba-

rriles de petrleo por da) en el ao 2020.

Los Geles de Dispersin Coloidal (GDC) son una mez-

cla de polmero de alto peso molecular con un agente

entrecruzador. Esta tecnologa se ha convertido en una

alternativa a los procesos de inyeccin de polmero, y tie-

ne la ventaja de lograr mayores viscosidades con menores

concentraciones de polmero, debido a la generacin demicrogeles, alcanzando una mayor eficiencia volumtrica.

El proyecto de recobro qumico de Ecopetrol S.A.

invirti un ao y medio desde el screeninghasta la instru-mentacin en el campo Dina-Cretceo de un piloto de re-

cobro mejorado mediante inyeccin de GDC. El piloto se

inici el 9 de junio de 2011 con una inyeccin de 1.500

BPD, con una concentracin de 400 ppm de polmero y

relacin polmero/entrecruzador 40:1 en el pozo DK-3.

Durante el primer ao de inyeccin, se asimilaron leccio-

nes aprendidas y buenas prcticas para el mejoramiento

continuo en la operacin de este tipo de proyectos.

En particular, la infraestructura montada en el sur del

pas tiene como principal objetivo incrementar el fac-tor de recuperacin en un 5%. Los resultados del piloto

muestran un aumento en la eficiencia de barrido volum-

trica, debido principalmente a la mejora en la relacin de

movilidad, dando lugar a un incremento en la produc-

cin de petrleo de un 300%, y la disminucin de los cor-

tes de produccin de agua en los pozos de primera lnea

del 10%. Basado en los resultados de este piloto, se inici

la etapa de expansin del mismo, que contempla la apli-

cacin de la tecnologa en tres pozos adicionales del cam-

po. Se estima que en un corto plazo se pueda expandir el

uso de esta tecnologa en otros campos de Colombia.

Este trabajo presenta el procedimiento implementado

durante el diseo, ejecucin, monitoreo y expansin de unproceso de inyeccin de Geles de Dispersin Coloidal en el

campo Dina Cretceo, que se puede considerar como el pri-

mer proyecto de recobro qumico realizado en Colombia.

El Campo Dina Cretceo, localizado en la Cuenca del

Valle Superior del Magdalena (figura 1), fue descubierto en

1969. Es operado por Ecopetrol S.A., a una profundidad de

entre 5.000 y 7.000 pies (1.524 a 2.133,6 m) con una pre-

sin inicial de 2.800 psi y una temperatura de 152 F

(66,6 C); posee un rea productiva de 790 acres y un pe-

trleo original en sitio (OOIP) de 154.4 MMBO.La principal formacin productora del campo es la

Formacin Monserrate, Arenas del Cretceo Superior

(MaestrichtianoCampaniano), de un ambiente de depo-sitacin marino, subdividida en cuatro unidades de flujo

A, B1, B2 y B3, cuya contribucin a la produccin general

del campo es del 94%. Los espesores de las unidades son

continuos en todo el campo, aunque las unidades A, B1

y B2 presentan una tendencia de engrosamiento hacia el

norte y un aumento de las facies costa afuera de menor

calidad de roca (lodolitas).

Estas unidades de flujo son muy heterogneas, pues

son arenas de grano muy fino a medio, algunas con lodo-

litas intercaladas o parches de cemento calcreo; sus per-

meabilidades promedio se encuentran entre los 50 y 200

md y las porosidades estn en el rango de 14 a 18%. La

roca tiene mojabilidad mixta, pero existe una leve prefe-rencia hacia el petrleo.

El proceso de inyeccin de agua del campo se ve afec-

tado por altos cortes de agua (alrededor del 96%, figura 2),

contrastes de permeabilidad y relaciones de movilidad

desfavorables (M>4). Por lo anterior, y como una opcin

ante la situacin del campo, se hizo una bsqueda de

nuevas estrategias de explotacin que permitieran optimi-

zar la recuperacin de petrleo.

La opcin seleccionada es la implementacin de m-

todos de recobro mejorado (EOR), como la inyeccin de

Geles de Dispersin Coloidal (GDC), el cual se constituye

como una alternativa a los procesos de inyeccin de so-

luciones polimricas que permiten el incremento de laeficiencia de barrido volumtrico.

La seleccin de esta tecnologa es producto del anlisis

geolgico (correlaciones estratigrficas, mapeo de pro-

piedades petrofsicas, determinacin del coeficiente de

variacin de permeabilidad), anlisis de ingeniera (mapas

Figura 1. Localizacin del Campo Dina Cretceo.

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tipo, anlisis de historia inyeccin/produccin, prue-bas ILT, arenas abiertas, presin de fractura), anlisis de

eventos de pozo (estados mecnicos, influjos), screening,simulacin conceptual y anlisis de laboratorio, con los

cuales se pudo concluir la factibilidad tcnico-econmica

de la inyeccin de GDC mediante un estudio realizado en

el ao 2010 por parte de la compaa.

La seleccin de la formulacin GDC ptima se realiz

a partir de pruebas de laboratorio y, a su vez, la determi-

nacin de los parmetros que influyen en los mecanismos

que operan en el proceso, como factores de resistencia

residual (FRR), entrampamiento mecnico, retencin y

adsorcin del fluido (ensayos de tiempo de gelificacin,

viscosidades dinmicas versus tiempo de maduracin del

gel, desplazamientos en corefloodingy slim tube); con estos

se evalu, mediante simulacin numrica, el desempeo

de esta tecnologa en laboratorio, que tiene como objeti-

vo bloquear las gargantas de poro acuatizadas en la roca

matriz con los microgeles y, a su vez, mejorar la relacin

de movilidad con la ayuda del polmero que los transpor-

ta, incrementando as el factor de recobro.

En forma paralela a la seleccin de la formulacin

ptima se construy un modelo de simulacin numrica,

que permiti predecir el comportamiento del piloto bajo

la inyeccin de GDC. Esta fase incluy un anlisis de sen-

sibilidad para la identificacin de las variables que tienenmayor impacto sobre la eficiencia del proceso, tomando

como base los datos obtenidos en el laboratorio para el

modelamiento fluido / fluido y fluido / roca, los cuales

son una parte fundamental para representar el comporta-miento del GDC en el yacimiento.

Con el modelamiento numrico full field modelsecorrobor que esta tecnologa es la ms eficiente para

el campo, desde el punto de vista tcnico-econmico,

puesto que con ella se obtienen factores de recobro incre-

mentales de alrededor del 5%, con tiempos de respuesta

inicial que oscilan entre 6 y 9 meses. Finalmente, inici

la ejecucin del piloto en junio del ao 2011; los indica-

dores operacionales, como calidad de agua de inyeccin,

generacin elctrica, paradas no programadas, etctera,

mejoraron constantemente, logrando la inyeccin con-

tinua a la fecha de 437.000 barriles de GDC sin mayores

inconvenientes operacionales ni de seguridad, higiene o

ambiente; y a la fecha se ha obtenido un incremento del

factor del recobro de 1% en el primer ao de tratamiento.

Ensayos experimentales

La seleccin de la formulacin GDC ptima se realiz

con pruebas estticas y dinmicas a nivel de laboratorio

fluido/fluido y fluido/roca. A continuacin se describen

los procedimientos principales que se implementaron des-

pus de un control de calidad de los productos qumicos:

Pruebas Fluido/Fluido:Se desarrollaron ensayosde tiempo de gelificacin y viscosidades dinmicas versus

tiempo de maduracin del gel para diferentes concen-

1969 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 992000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

0

6.000

12.000

18.000

24.000

30.000

0

12

24

36

48

60Axis 1 Campo: DK

Caudal de petrleo (bbl/d)

Caudal de lquido total (bbl/d)

Axis 2Produccin acumulada de petrleo (MMbbl) Campo: DK

1969 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 992000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

0

20

40

60

80

100

Fecha

Tasadeproduccin

(B

bl/D)

C

ortedeagua(%)

Axis 1 Campo: DKCaudal de agua (bbl/d)

Inyeccin de agua (bbl/d)

Axis 2Corte de agua (%fraccin) Campo: DK

Figura 2. Historia de produccin de Campo Dina Cretceo.

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15/116


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traciones de polmero y entrecruzador. Los resultados

de estas pruebas permitieron seleccionar la formulacin

GDC con mejores caractersticas en consistencia y compa-

tibilidad con las propiedades del yacimiento.

Ensayos de tiempo de gelificacin:Tambin co-nocidos como pruebas de Velocidad de Flujo del Gel, se

realizan en el equipo de TGU, que consta de un tubo, unempaquetamiento que est compuesto por cinco tamices

de 100 mesh (N. de la R: la escala mesh es la cantidad de

orificios que tiene una unidad de superficie),ubicados en la

parte inferior del cuerpo cilndrico, y un sistema para con-

trolar la presin a la cual se hace fluir la solucin de trabajo.

Estas pruebas permiten analizar la consistencia del GDC

despus de 24 horas, una o dos semanas y un mes despus

de la preparacin, para unas condiciones especficas.

La prueba consiste en aplicar presin al lquido para

forzarlo a pasar a travs del arreglo de mallas; de este

ensayo se obtienen y grafican los datos de velocidad de

flujo del gel versus presin, y la interseccin entre las dos

curvas determina la presin de transicin. Esta presin esproporcional a la fuerza del gel y se utiliza para calificar

la formacin de los microgeles. Aquellos geles cuya pre-

sin de transicin sea mayor a cinco psi son considerados

como geles capaces de desviar el flujo del fluido de inyec-

cin para mejorar la eficiencia de barrido.

Los resultados del TGU observados a lo largo del tiem-

po para los GDC preparados a partir de poliacrilamidas

parcialmente hidrolizadas y citrato de aluminio en agua

sinttica del campo a temperatura ambiente, indican

formacin de microgeles estables en concentracionescomprendidas entre 400 ppm y 600 ppm y en relaciones

polmero/entrecruzador 20:1 - 60:1, con presiones de

transicin que oscilan entre 6.9 y 8.6 psi. Los resultados

del TGU a condiciones de yacimiento y a las mismas con-

centraciones y relaciones polmero-entrecruzador, tam-

bin en salmuera, indican tambin formacin de micro-

geles, pero con la diferencia de que estos geles son ligera-

12 20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

10

8

6

4

2

00 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

Tiempo (min.)

Viscosidad a temperatura ambiente

Share rate

Viscosida

d

(cP)

Velocidad

de

distribu

cin

(Sharerate)(1/S)

Viscosidad de polmero @ Velocidad de distribucin fija

(share rate) (10 1/s)

Figura 3. Reologa Polmero a 600 ppm.

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18/116


mente ms dbiles que los geles evaluados a temperatura

ambiente; la presin de transicin vara de 5.3 a 5.9 psi.

De acuerdo a los resultados, se puede afirmar que los

GDC preparados en salmuera sinttica del campo son

estables y generan una presin de transicin superior a

5 psi, suficiente para desviar el flujo del fluido de inyec-

cin para mejorar la eficiencia de barrido volumtrica;

por lo tanto, los GDC preparados son buenos candidatospara su implementacin en yacimiento.

Pruebas Reolgicas para los GDC (preparados).Posterior a la preparacin de los GDC, se realizaron

pruebas reolgicas para evaluar el comportamiento de la

viscosidad de estos geles en comparacin con una solu-

cin de polmero de 600 ppm a share rateconstante de10s-1. Las curvas reolgicas (figura 3 y figura 4) evidencian

un claro incremento de la viscosidad de los GDC versus

la solucin de polmero, debido a diferentes variables

experimentales, dentro de las cuales se puede nombrar

el aumento de la concentracin del polmero en las solu-

ciones de GDC, el tiempo de maduracin del GDC y latemperatura de la solucin, la cual simula la temperatura

de yacimiento.

Ensayos de Compatibilidad Fluido - Fluido.Sellevaron a cabo ensayos de compatibilidad de los fluidos

involucrados en la inyeccin de GDC del piloto (agua de

inyeccin, produccin y crudo) para evaluar la compati-

bilidad del agua de inyeccin disponible. Los resultados

obtenidos indican que no hay presencia de slidos y la

solubilidad es buena, en presencia del inhibidor de corro-

sin al 0.05% y el biocida al 0.1% en la solubilidad de las

soluciones tambin es satisfactoria (condiciones normales

de tratamiento).

Por otra parte, para concentraciones de inhibidor de

corrosin de 0.5% y biocida al 1% (10 veces ms con-

centrados) en las soluciones de los geles, la solubilidad

es deficiente. Se observa presencia de slidos y una alta

turbidez en las soluciones. Sin embargo, concentraciones

tan altas de inhibidor de corrosin y biocida solo seran

posibles en casos extremos de baches aplicados desde la

batera del campo.La compatibilidad de las soluciones GDC (400 a 600

ppm) con una relacin (20:1) polmero-entrecruzador

frente al crudo del yacimiento no presenta una buena se-

paracin de fases; por consiguiente, no se puede apreciar

una interface bien definida, indicando la formacin de

una emulsin. Por el contrario, las soluciones GDC (400 a

600 ppm) con una relacin (40:1) polmero-entrecruzador

frente al crudo del yacimiento mostr una interfase bien

definida e indicio de que no habr formacin de ningn

tipo de emulsin. Con los resultados anteriormente ex-

puestos se decide seleccionar como solucin ptima losGDC preparados a concentracin entre 400 y 600 ppm y

relacin polmero entrecruzador de 40:1.

Pruebas Roca-Fluido.Una vez formulado el fluidose procedi a iniciar con las pruebas preliminares de des-

plazamiento, las cuales tienen como objetivo determinar

el Factor de Resistencia (FR) y el Factor de Resistencia

Residual (FRR) de la solucin de GDC.

Prueba Esttica Adsorcin.Uno de los factoresrelevantes para el modelamiento y evaluacin de este

tipo de proceso es la adsorcin, la cual es un indicativo

cuantitativo de la cantidad de polmero que puede quedaradsorbida y/o retenida por la roca durante la inyeccin,

por los diferentes mecanismos, principalmente adsorcin,

entrampamiento mecnico y/o retencin hidrodinmica,

como se observa en la figura 5.

Para el desarrollo de esta prueba se tomaron cinco

gramos de material slido de roca del pozo inyector a

profundidades de inters. Los resultados de la prueba se

presentan en la tabla 1.

1.000

100

10

1

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

Tiempo (min.)

Viscosidad

(cP)

Viscosidad de GDC @ Share rate fijo (10 1/s)_24 horas

GDC: polmeros 900 ppm & P:CXL 40:1_Tyac

GDC: polmeros 900 ppm & P:CXL 40:1_Tamb

Figura 4. Reologa GDC a 600 ppm.

Figura 5. Mecanismos de Retencin Geles de Dispersin Coloidal.

Entrampamiento hidrodinmico

en zonas estancadas.

Adsorcin del GDC

Entrampamiento mecnico de

una garganta estrecha de poro.

Muestra Masa Total Masa Concentracin Ads

roca (gr) solucin (gr.) solucin residual (ppm) (MG/G)

6408-1 5,05 25,07 20,02 6,66 0,014

6408-2 5,02 25,34 20,32 7,14 0,012

6499-1 5,02 25,13 20,11 5,18 0,020

6499-2 5,02 25,10 20,08 4,91 0,021

Tabla 1. Resultados Adsorcin Esttica.

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19/116


5/26/2018 Petro_2-13

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Pruebas Dinmicas.Inicialmente se realiza undiseo de las pruebas experimentales en muestras conso-

lidadas y no consolidadas, posteriormente se procede al

desarrollo de los experimentos, donde se establecen las

condiciones especficas y mejores formulaciones de siste-

mas GDC para una aplicacin dada, y mediante desplaza-

mientos en Coreflooding(berea sinttica, longitud 1 ft) y

Slim Tube(arena ottawa mesh 80/100, longitud de 20 iny 40 ft) se genera el anlisis del comportamiento del sis-

tema GDC. Su objetivo fue evaluar el mecanismo de des-

plazamiento, determinar factor de resistencia (FR), factor

de resistencia residual (FRR), eficiencia de desplazamiento

y verificar retencin del polmero en Slim Tubey Corefloodingpara alimentar el modelo de simulacin numrica.

En los diferentes ensayos la solucin GDC fue pasada

a travs de filtros de 45 y 20 micras para retirar el polme-

ro que no se hidroliz completamente. Despus de pasar

las soluciones por el filtro de 20 micras no se observaron

grumos. La figura 6 presenta un ejemplo del procedimien-

to realizado en un coreflooding,donde se realiz medicin

de la permeabilidad absoluta a la salmuera de yacimiento;posteriormente se realiz inyeccin de polmero (se in-

yectaron 5 volmenes porosos de GDC madurado a cau-

dal de 1.0 cm3/min, recolectando los efluentes cada 0.56

volmenes porosos inyectados, obteniendo un aumento

en la presin de inyeccin en 450 psi en promedio) y

finalmente, se realiz la inyeccin de salmuera sinttica

equivalente al agua de yacimiento hasta obtener estabili-

dad y as calcular FR y FRR (tabla 2).

En los desplazamientos de corefloodingse realiz lamedicin de diferencial de presin en dos puntos de la

muestra y en los desplazamientos de slim tubese realiz lamedicin de diferencial de presin en cinco puntos de la

muestra.

110

100

0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Diferencialdepresin

(psi)

Volmenes porosos inyectados

Salmuera sintticaDina DK-6

5,9 Vp

Salmuera sinttica Dina DK-614 Vp

Inyeccin de GDC5,5 Vp

Figura 6. Diferencial de presin durante los desplazamientos GDC.

Tabla 2. Clculos de FR y FRR despus de inyectar el polmero.

Clculos FR y FRR

Punto de medicin (cm) 30,8 13,8

Factor de Resistencia (FR) 33,0 22,0

Factor de Resistencia Residual (FRR) 12,0 16,0

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En todos los ensayos se realiz medicin de la concen-

tracin del polmero inyectado y la concentracin de los

efluentes para inferir la adsorcin/retencin dinmica del

proceso. La figura 7 presenta el resultado de la medicin,

donde se observa que la mayor cantidad de polmero

inyectado es adsorbido/retenido por el medio poroso.Finalmente, se realiz inyeccin de trazadores con

0.2 VP de cloruro de amonio (NH4Cl al 3%), y se analiz

el comportamiento del trazador inyectado para deter-

minar la dispersin del medio. La figura 8 presenta el

resultado de una medicin donde se observa un cambio

importante en el medio poroso.

Modelacin numrica

Posteriormente a la seleccin de la formulacin p-

tima, se realiz la construccin de un modelo numrico

que permiti predecir el comportamiento del piloto bajo

la inyeccin de GDC. Esta fase incluy anlisis de sensibi-

lidad con las variables que tienen mayor impacto sobre la

eficiencia del proceso, tomando como base los datos ob-

tenidos en el laboratorio para el modelamiento, los cuales

son una parte fundamental para representar el comporta-

miento del proceso en el yacimiento.

Modelamiento del proceso inyeccin GDC.La

simulacin numrica fue desarrollada usando simuladorcomercial. El modelo numrico fue construido bajo una

formulacin completamente implcita, dadas las condi-

ciones del yacimiento del campo Dina Cretceo, el cual es

un yacimiento subsaturado, de aceite negro de 23.7 API.

Cuenta con un grid tipo Corner Point y un modelo geoes-

tadstico para las distribuciones de las propiedades pe-

trofsicas. Las fases presentes son petrleo, agua y gas. El

modelo est dividido en diferentes regiones: una regin

PVT, seis regiones de saturacin, las cuales se encuentran

caracterizadas con una curva de permeabilidad relativa

para cada unidad de flujo, una regin de equilibrio yocho sectores, cada una de las cuales presenta un grupo

de propiedades especficas con el fin de garantizar la me-

jor representacin del yacimiento (figura 9).

El modelo cuenta con un total de 37 pozos, de los

cuales se encuentran 13 productores y 11 inyectores ac-

tivos. La temperatura del yacimiento es 152 F. El sector

piloto se denomin DK-03 y cuenta con un pozo inyector

y 3 productores. El volumen de tratamiento a inyectar

representa el 5% del volumen poroso del sector a concen-

tracin 400 ppm, relacin polmero entrecruzador 40:1

y tasa de inyeccin de 1.000 a 1.500 Bbl/d. Actualmente

la malla presenta un refinamiento de 2 x 3 en direccin

i, j, en las cuales se encuentran ubicados los pozos perte-

necientes al piloto DK-03; dicho refinamiento equivale a

13.230 celdas para un total de 83.230 celdas.

El refinamiento fue construido con el objetivo de

representar con mayor exactitud el comportamiento del

frente de desplazamiento del fluido entre el pozo inyector

y los productores del piloto DK-03. El proceso de inyec-

cin de GDC se simula a partir de mayo de 2011, a tasa

de 1.000 Bbl/da y concentracin de 400 ppm; posterior

al ao de inyeccin del gel se contina con la inyeccin

de agua a tasa de 2.500 Bbl/da, para hacer finalmente

prediccin del proceso hasta mayo de 2021 (10 aos).

El modelamiento de la viscosidad del GDC se realizcon dos metodologas. En la primera, la viscosidad en

la cara del pozo inyector es cercana a la viscosidad del

agua, y en el resto de yacimiento es de 30 cP de acuerdo

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

00 1 2 3

(P

olmero,

C/0C)

Volumen poroso

Polmero en efluentePolmero inyectado

Figura 7. Adsorcin/retencin dinmica durante los desplazamientos GDC.

Figura 8. Salinidad antes y despus de la inyeccin del GDC.

Figura 9. Permeabilidad (mD).

23.500

21.500

19.500

17.500

15.500

13.500

11.500

9.500

7.500

5.5000 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2,4

Salinidad(PP

M)

Volmenes porosos inyectados

Salinidad antes de inyeccin GDC

Salinidad despus de inyeccin GDC

Trazador (NH4CL 3%)

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a la concentracin del GDC y su naturaleza de fluido

viscoelstico. En la segunda, se integraron y desarrollaron

estrategias de simulacin numrica que combinan esque-

mas de inyeccin de dos o ms componentes (reactivos)

que generan el GDC (producto), incorporando cintica de

gelificacin y el ajuste numrico de los ensayos de labora-

torio obtenidos en las fases previas.

Como resultado al tratamiento, se espera un incre-mento en la presin de inyeccin, incluso usando la

misma tasa de inyeccin de agua que se inyectaba antes

del tratamiento (debido al mejoramiento de la eficiencia

volumtrica), lo cual en la mayora de los casos es indica-

tivo de la divergencia generada en el proceso de despla-

zamiento. Finalmente, el banco de petrleo que va a ser

desplazado por la redistribucin de la inyeccin de agua,

se ver reflejado con mayor impacto en los pozos produc-

tores que han sido confinados, presentando un aumento

en la produccin de petrleo. La figura 10presenta elFRR generado por la inyeccin de GDC y la ubicacin de

los pozos pertenecientes al piloto para la inyeccin del

tratamiento (distancia promedio de 1.000 ft entre el pozoinyector y los productores).

Anlisis de Sensibilidad para un proceso in-yeccin GDC:Dentro del anlisis realizado al modelo setuvieron en cuenta las variables principales que inciden

en la cantidad de petrleo recuperable. Sin embargo, otras

variables como la BHP traen, junto con su disminucin,

un incremento en las tasas de produccin de petrleo,

teniendo en cuenta las restricciones operacionales reales

de los pozos y el comportamiento del proceso de inyec-

cin de GDC.

Las variables seleccionadas para realizar el anlisis de

sensibilidad son producto de la evaluacin de los resul-tados experimentales y del trabajo realizado durante el

modelamiento numrico, de lo cual se pudo deducir que

los parmetros claves que mayor impacto tienen sobre

el comportamiento de la produccin con el tratamiento

son principalmente: la adsorcin mxima, el factor de

resistencia residual, el volumen poroso accesible y la tasa

de inyeccin. El comportamiento de la tasa de inyeccin

indica que a una mayor tasa de inyeccin se obtendrn

mayores tasas de recuperacin de petrleo (figura 11).

El comportamiento de la adsorcin indica que a una

mayor proporcin de adsorcin se obtendrn menores

tasas de recuperacin de petrleo. Este comportamiento se

atribuye a que el GDC est siendo en gran parte retenidopor la superficie de la roca y no alcanza a moverse dentro

del yacimiento para obtener un frente de barrido ms ho-

mogneo para el desplazamiento del crudo (figura 12).

Con el volumen de poro accesible se pudo observar

Figura 10. Sector Piloto DK-3.

Figura 11. Sensibilidad Tasa de Inyeccin.

600

500

400

300

200

100

02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Tasa

de

recuperacin

delpetrleo

SC

(bbl/da)

Tiempo (fecha)

GDC_1000 BPD

GDC_1500 BPD

Caudal de agua

5/26/2018 Petro_2-13

24/116


que la disminucin de este parmetro origin en los

pozos que se encuentran cerca del pozo inyector DK-03

tiempos de respuestas ms cortos, con un aumento signi-ficativo en la tasa de recuperacin de petrleo; la respues-

ta a esta sensibilidad est gobernada bajo la ley de Darcy,

principalmente por la longitud y el diferencial de presin,

ya que el GDC se desplaza hacia las zonas en donde se

encuentran mayores diferenciales de presiones y altas

permeabilidades.

En cuanto al comportamiento del factor de resistencia

residual, se ha podido observar que el incremento de este

valor est directamente relacionado con el aumento de

la tasa de recuperacin de petrleo; sin embargo, dicho

incremento es inversamente proporcional al tiempo de

respuesta del proceso de inyeccin, como se observa en

la figura 13,por lo cual, es recomendable realizar laspruebas de laboratorio necesarias que permitan establecer

los rangos ms reales posibles del factor de resistencia

residual de la roca, para modelar en forma ms precisa el

proceso de inyeccin de GDC.

El factor de resistencia residual se model entre un

rango de 1.5 a 10, donde con un alto FRR se obtienen

incrementales de petrleo ms altos pero con tiempos de

respuestas mayores; esto se debe a que la inyeccin de

GDC ocasiona cambios en la relacin de la movilidad del

agua antes y despus de la inyeccin de los geles de pol-

mero, por el incremento de la viscosidad del agua atribui-

da al alto peso molecular del polmero y la reaccin conel entrecruzador, que ayuda a mejorar el frente de despla-

zamiento y la eficiencia de barrido volumtrica.

Los resultados de sensibilidad indican que entre me-

nor sea la adsorcin y mayor sea el factor de resistencia

residual mayor ser la eficiencia del proceso para garan-

tizar un perfil de desplazamiento ms homogneo, que

permita barrer aquellas zonas de baja permeabilidad que

inicialmente no lograron ser alcanzadas con el proceso de

inyeccin de agua convencional, lo cual se constituye en

un incremento de la eficiencia de barrido volumtrico y

por tanto del factor de recobro.

Resultados de Modelacin numrica:los resulta-dos del piloto DK-03 de inyeccin de geles de dispersin

coloidal del Campo Dina Cretceo con corte a mayo de

2021 indican un incremento de 5.35% del factor de reco-

bro, equivalente a un volumen de produccin incremen-

tal de petrleo de 350,000 Bbl (figura 14), y una disminu-

cin en el corte de agua del 1% equivalente a 440,000 Bbl

(figura 15).

Finalmente, con el modelamiento numrico y un an-

lisis financiero se corrobor que esta tecnologa es la ms

600

400

300

100

0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Tasa

de

recuperacin

delpetrleo

SC

(bbl/da)

Tiempo (fecha)

500

200

GDC_RRF mx.

GDC_RRF mn.

Caudal de agua

Figura 13. Sensibilidad Factor de Resistencia Residual (FRR).

Figura 14. Resultados Modelamiento numrico piloto DK-3.

Figura 15. Corte de agua piloto GDC DK-03.

600

400

300

100

02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

500

200

GDC

Caudal de aguaTasa

de

recuperacin

delpetrleo

SC

(bbl/da)

Tiempo (fecha)

600

700

400

300

100

0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

500

200

GDC

Caudal de agua

Disminucin del corte de agua por inyeccin GDC439,436 bbl @ 01/05/2021

Tasa

de

recuperacin

delpetrleo

SC

(bbl/da)

Tiempo (fecha)

Figura 12. Sensibilidad Adsorcin GDC.

600

400

300

100

02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Tasa

de

recuperacin

delpetrleo

SC

(bbl/da)

Tiempo (fecha)

500

200

GDC Ads. Mn.

GDC Ads. Mx.

Caudal de agua_mayo.irf

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factible para el campo, puesto que con ella se obtienen

factores de recobro incrementales de alrededor del 5.35%

con tiempos de respuesta que oscilan entre 6 y 9 meses y

baja inversin, lo cual lo define como un proceso tcnica

y econmicamente viable.

Ejecucin del piloto en campoEl 9 de junio de 2011 se inici la inyeccin de GDC;

primer piloto de Recobro Mejorado CEORde ECOPETROLS.A., a una tasa de inyeccin de 1.500 BPD, concentracin

de 400 ppm y relacin polmero-entrecruzador 40:1 en el

pozo DK-3.

La ejecucin en campo se est llevando a cabo por parte

de una empresa especializada en la aplicacin de esta tecno-

loga. La tabla 3presenta el diseo inicial del proceso.

Durante la ejecucin del piloto de inyeccin de GDC se

han modificado parmetros operacionales para el control

del lmite de presin y la eficiencia del proceso. Si bien es

cierto que se cuenta con un estudio experimental y nu-

mrico para la implementacin de esta tecnologa (que

brinda un panorama del posible comportamiento del yaci-

miento con la inyeccin), tambin lo es que es un proceso

en el que influyen gran cantidad de variables estticas ydinmicas. Por lo anterior, se puede afirmar que el diseo

de esta clase de procesos se debe variar durante la ejecu-

cin, dependiendo del comportamiento del mismo.

Como se observa en la figura 16, los cambios opera-

cionales que se han realizado durante el desarrollo del

proyecto se resumen principalmente en la disminucin

de la tasa de inyeccin de GDC, variacin en la relacin

polmero entrecruzador y tratamientos de hipoclorito

para evitar taponamiento de la cara de la formacin en

el pozo inyector y mantenerse por debajo del lmite ope-

racional de presin. Despus de inyectar 60,000 Bbl de

GDC, se realiz mejoramiento de la calidad del agua de

inyeccin, el contenido de grasas y aceites baj de 150

ppm a 5 ppm generando estabilidad del proceso.

Resultados

El objetivo principal de la infraestructura instalada en

el sur del pas es incrementar en un 5% el factor de reco-

bro del rea intervenida, de acuerdo con los resultados de

la fase piloto que ha generado aumentos de produccinen un 300% y disminucin del corte de agua en un 10%.

La figura 17 presenta la curva base y la curva incremental

obtenida de uno de los pozos influenciados por el proceso.

A la fecha se han inyectado 436.000 Bbl de GDC y se

han producido 43,000 Bbl de petrleo incremental de los

350,000 esperados (incremento de 5.35% del factor de

recobro). Debido a los buenos resultados se tom la deci-

sin de inyectar un 5% adicional del volumen poroso en

el sector piloto DK-3; adicionalmente se dise la expan-

sin del proceso en los pozos DK-4, DK-6 y DK-32 de este

Tabla 3. Diseo inicial inyeccin GDC piloto DK-03.

Diseo inyeccin piloto DK-03 (5% vp)

# Etapa Vol. [Bbls] Conc. Polmero % Vol. del

[ppm] tratamiento

1 120,000 400 30

2 180,000 550 45

3 100,000 650 25

Total 400,000 100

Caudaldeinyeccinypresin(psi)entrecruzamiento

Concentracindepolmero(ppm)

BBI inyectados (acumulado)Caudal de inyeccin (bbl/d) BHP (psi) WHP (psi) Entrecruzamientos Presin mx. Presin DK-4 Presin DK-6 Caudal DK-4 Concentracin del polmero (ppm)

Figura 16. Proceso inyeccin GDC piloto DK-03.

Figura 17. Resultados de produccin obtenidos en el piloto DK-3.

1500

1200

900

600

300

0

2500

2000

1500

1000

500

0

250

200

150

100

50

1,00

0,95

0,90

0,85

0,80

0

Pozo DK-24

DKDK0024: Monserrate

Inicio inyeccin GDC

Reduccin de 94 a 84% BSW

+300%

Eje 1 DKDK0024: Monserrate Eje 2 DKDK0024: Monserrate

Inyeccin de agua por da (bbl/d) Caudal de lquido (bbl/d)

C au da l d e i ny ec ci n (b bl /d ) C au da l d e a gu a ( bb l/ d)

Caudal de petrleo (bbl/d)

Eje 1 Eje 2 DKDK0024: Monserrate

RGO Relacin gas/petrleo (cf/bbl) DKDK0024: Monserrate

RGO Relacin gas/petrleo (cf/bbl) DKDK0024: Monserrate

Porcentaje de agua (fraccin)

BSW

2010 2011 2012

2010 2011 2012

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campo (figura 18) y tambin en otros campos del pas.A partir de los resultados de produccin obtenidos,

utilizando los costos totales y un anlisis financiero, se

evidencian los beneficios econmicos del piloto ejecutado.

En trminos de valor presente neto y de eficiencia de la

inversin los valores resultantes son de 4.35 millones de

dlares estadounidenses y 2.9 respectivamente (4.6 dlares

por barril incremental de petrleo). La iniciativa le brinda a

Colombia nuevas herramientas para la bsqueda, seleccin,

adaptacin, desarrollo y aplicacin de tecnologasEOR.

Conclusiones

La factibilidad tcnica de un proceso de inyeccin

GDC se debe realizar incorporando ensayos de laboratorio

que incluyan pruebas de compatibilidad fluido- fluido y

roca- fluido en condiciones similares a las del yacimiento.

Desarrollar un anlisis completo de las propiedades estti-

cas y dinmicas del proceso de inyeccin GDC contribuye

a disminuir la incertidumbre asociada durante la imple-

mentacin del proceso en campo.

Desde el punto de vista de simulacin numrica, la

implementacin de procesos de inyeccin GDC es una

solucin tcnica y econmicamente viable en campos

sometidos a proceso de inyeccin de agua con alto grado

de heterogeneidad, saturaciones de petrleo considerables

y altos cortes de agua.

La funcin principal de un proceso de inyeccin GDC

es mejorar la eficiencia de barrido volumtrica al bloquear

las gargantas de poro acuatizadas en la roca matriz con

los microgeles y, a su vez, mejorar la relacin de movili-

dad con la ayuda del polmero que los transporta.

Basados en las condiciones actuales en el Campo Dina

Cretceo, se identific, dise (ensayos de laboratorio y

simulacin numrica) y se ejecuta actualmente el primer

procesoEORmediante inyeccin de GDC de Ecopetrol S.A.,con el objetivo de mejorar la eficiencia de barrido volu-

mtrica debido a la adsorcin en el medio poroso y al me-joramiento de la eficiencia de desplazamiento, producto

de una disminucin en la relacin de movilidad causada

por polmero que transporta los microgeles.

AgradecimientosLos autores agradecen a Ecopetrol S.A. por permitir la

publicacin de estos resultados y por su generoso apoyo

durante todo el proyecto, especialmente a la Gerencia

de Yacimientos (GDY), Superintendencia Huila Tolima

(SOH) y al Instituto Colombiano del Petrleo (ICP). Se

expresa tambin gratitud a la Compaa Tiorco, por el

acompaamiento, seguimiento y soporte en el diseo y

ejecucin en campo.

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Figura 18. Diseo de expansin GDC.

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Bsicamente, la tcnica de terminacin, ensayo yestimulacin de pozos consiste en la generacin depequeas cavernas radiales o huecos de gusano

(wormholes) en la zona cercana al pozo, para favorecer elaporte del reservorio. Se trata de punzar y ensayar hastaalcanzar los parmetros preestablecidos. De acuerdo conel tipo de arena y tipo de petrleo que se espera, se traba-ja en la eleccin de las cargas y caones, ya sea para favo-recer el dimetro o la penetracin.

Se busca con ello lograr una recuperacin o produc-cin controlada de arena de formacin mediante los

diferentes ensayos, para facilitar la entrada de fluidosal pozo, y obtener en principio altos porcentajes de arenahasta lograr una estabilizacin en torno a un porcentajemanejable por el sistema de extraccin.

Temadetapa

Terminacin y produccin

de yacimientos de arenasno consolidadasde la Formacin Centenario

Por Ing. Mariano Montiveros, Ing. Lucas Echavarra, Ing. Damin Fernandez,

Ing. Marcelo Saez eIng. Roco Ortiz Best(Pluspetrol S.A.)

El objetivo de este trabajo es exponer las tcnicas

de terminacin y produccin utilizadas en pozos

productores e inyectores, en yacimientos de

arenas no consolidadas en su fase inicial.

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De acuerdo con datos propios e histricos de la ante-rior operadora, ese tiempo de terminacin puede variarentre cuatro y seis das en promedio por pozo.

El mtodo de produccin corresponde a CHOPS(porla sigla de produccin de petrleo pesado en fro conarena, expresada en ingls: cold heavy oil production with

sand). Se utilizan como sistema de extraccin, mayori-tariamente bombas PCP y un piloto reciente de bombasmecnicas del tipo lubri plungery bombas Charge PCP.

En lo que respecta a pozos inyectores, se busca el mis-mo efecto, pero en sentido inverso. Es decir, generar esaspequeas cavernas mediante ensayo, para luego favorecerla inyeccin de agua.

Como conclusiones de estas tcnicas, se ha llegado aque la produccin de arena en estas reas es un compo-nente necesario. Genera estimulacin que incrementa laproductividad, dadas la viscosidad del crudo y la baja pre-sin de reservorio. Se plante que el sistema de extraccinartificial por cavidades progresivas (PCP) es el indicado

para este tipo de explotaciones. Con esta tcnica han sidoterminados los actuales 480 pozos productores y 260 po-zos inyectores, en un lapso de 6 aos, alcanzando un picomximo de produccin de 5.000 m3/d de petrleo.

Comienzo de los trabajos

Los yacimientos El Corcobo Norte y sus aledaos,Jagel Casa de Piedra, Cerro Huanul Sur, Puesto Pinto, ElRenegado y Gobernador Ayala Este, se encuentran en lasreas CNQ-7/A, CNQ-7 y Gobernador Ayala III, ubicadasal norte del Ro Colorado, en las provincias de Mendoza y

La Pampa.La compaa Petro Andina Resources Ltd. inici la

operacin en estas reas en el ao 2004, adquiriendo el50% de los bloques exploratorios en el margen NE de lacuenca Neuquina. Se conform un grupo societario conRepsol-YPF en el rea CNQ-7/A y con Repsol-YPF y Petro-bras en el bloque CNQ-7. En el 2007 obtuvo la operacinde Gobernador Ayala III en sociedad con Enarsa y Raiser.En el ao 2009 Petro Andina Resources Ltd vendi sus ac-tivos en Argentina a Pluspetrol S.A., la actual operadora.

La exploracin en estas reas comenz en 1964, y fueel pozo Jagel Casa de Piedra (JCP) .x-3, perforado porYPF en 1984, el primero en evidenciar la presencia depetrleos pesados en condiciones de subpresin y en re-servorios no consolidados, proclives a producir arena. Lamagra produccin resultante y la escasa dimensin de laacumulacin definida por 3 pozos de avanzada (JCP.a-4,a.5 improductivos, y a.6 el que ensay petrleo y agua)llevaron a que esta regin de borde de cuenca quedarafuera del inters exploratorio.

El hallazgo de petrleo del pozo JCP.x-3, circunscriptoa un pequeo cierre estructural, fue la base de una in-tensa campaa de exploracin iniciada por Petro AndinaResources Ltd. en el 2004, que tom la ventaja de que losobjetivos son someros (~650 mbbp), obteniendo la prime-

ra etapa exploratoria resultados econmicos. En este lapsose descubrieron trampas estratigrficas que superan los550 MMBs de petrleo original in situ(POIS).

Los principales reservorios en el rea son areniscas no

consolidadas de la Formacin Centenario, con un 60% delas reservas en el Miembro Inferior y el resto en el Miem-bro Superior. Los reservorios de mejor calidad, tanto delMiembro Superior como Inferior, corresponden a dep-sitos de canales fluviales de planicie costera; la profundi-dad promedio de los reservorios es 600 m. La porosidad

promedio es 30% y la permeabilidad vara entre 0.5 y 4Darcy, siendo el promedio 1 Darcy.El espesor til promedio es 8 m, y el mayor espesor

es de 18 m. El petrleo tiene una gravedad API de 19 yviscosidad in situ entre 160 y 270 cP, si bien han sidohallados petrleos pesados de varios rangos. La presinoriginal de reservorio es de 30 kg/cm2(subhidrosttica) auna profundidad promedio de 650 m.

Desarrollo del rea

La estrategia de trabajo empleada desde el inicio de

la explotacin surgi a partir del estudio de las etapas deexploracin y desarrollo de campos anlogos del oestede Canad. Se tom la decisin de probar, en un perodomenor a 3 aos, aquellas tecnologas que haban de-mostrado ser exitosas comercialmente. De esta manera,adems de las tcnicas CHOPSe inyeccin de agua, quese describirn en detalle ms adelante, se realiz un pi-loto de inyeccin continua de vapor, cuatro pilotos deinyeccin cclica de vapor y un piloto de perforacinhorizontal, los cuales se ejecutaron en paralelo a la etapade delineacin, pero fueron desestimados para la etapa dedesarrollo.

La ubicacin geogrfica de estos yacimientos, como

se mencion lneas arriba, es al norte del Ro Colorado,abarcando parte del sur de la provincia de Mendoza (De-partamento Malarge) y el este de la provincia de La Pam-pa (Departamento Pueln). En la figura 1 puede verificarsetal ubicacin.

Las caractersticas del petrleo antes mencionadas,sumadas a la baja presin del reservorio y relativamentealtos caudales iniciales de produccin (50 m3/d de lquidoen promedio), resultaron al comienzo en fuertes declina-ciones de produccin, por lo que a fines del ao 2005 seimplement el primer piloto de inyeccin de agua paramantenimiento de presin en el yacimiento JCP.

La decisin de realizar este piloto se apoy en estudiosde petrofsica, que mostraban una roca fuertemente mo-jable al agua mediante la determinacin de propiedadespetrofsicas realizadas en una corona obtenida en el pozo

Figura 1. Recuperacin secundaria.

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JCP.x-7, nica disponible en aquel momento. Esta ca-racterstica, que luego fue confirmada en otros 19 pozoscoroneados, permiti calcular Relaciones de Movilidades(M) cercanas a 2.5 al momento de la irrupcin del frentede agua, lo que resulta en muy buenas respuestas a la in-yeccin, en las que pueden identificarse las etapas tpicasde respuesta a la recuperacin secundaria (Baker, 1997).

Mediante la combinacin de las tcnicas CHOPSe in-yeccin de agua se han logrado Factores de Recuperacinmayores al 20% en las zonas ms maduras en solo 6 aosde produccin. La configuracin de pozos empleada esmayormente 7 spot invertido con un espaciamiento de20 ac. Los yacimientos ECN, ER y CoHS estn desarrolla-

dos casi exclusivamente con esta configuracin, mientrasque el yacimiento JCP utiliza un esquema 5- spot a 40 ac,y en el yacimiento PP actualmente se usa 9-spot invertido,pero se est migrando hacia un arreglo Line Drive, con losinyectores ubicados en el eje de los canales arenosos.

La figura 2 ejemplifica estas configuraciones y muestraadems la historia de produccin de todos los yacimien-tos en estudio en conjunto. La produccin en noviembrede 2012 fue de 4,215 m3/d de petrleo con 470 pozosproductores activos. La inyeccin ascendi a 18,600 m3/ddistribuida en 269 pozos inyectores.

Metodologa CHOPS

La tcnica de CHOPS(Cold Heavy Oil Production withSand)consiste en la produccin de fluidos del reservorio conparte del mismo. O sea que la produccin de lquidos en estecaso viene acompaada de arena de formacin. Esta arenano forma parte de la matriz del reservorio sino de material

Figura 2. Historia de produccin de toda el rea. Configuraciones de pozos

empleadas para recuperacin secundaria.

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parcialmente adherido a ella, que se desprende y viaja por lasnuevas gargantas porales que se van abriendo. La produccinde esta arena genera gargantas o cavidades en el reservorio demayor tamao que las originales, las que dan lugar a la apa-ricin de los mencionados huecos de gusano o wormholes.Estas gargantas de mayor tamao son las responsables de

que los pozos puedan producir.Al irse creando estos huecos de gusano a medida queavanza la produccin, se genera una estimulacin cons-tante del reservorio, al principio en la zona cercana alpozo y luego, con el avance de la produccin, en zonasun poco ms retiradas del mismo.

A continuacin se describirn las tcnicas que se lle-van adelante para la estimulacin en la zona cercana delpozo, estimulacin que se alcanza casi en un 80% solo enla terminacin.

Estimulacin de la zona cercana

del pozo - Terminacin

Bsicamente, la terminacin est compuesta por dosetapas principales, tales como el punzado y el ensayo.

PunzadoPara la operacin de punzado de la zona de inters, en

primer lugar se lleva a cabo una preparacin del pozo. Seefecta un intercambio del fluido de perforacin rema-nente en el pozo por agua tratada con cloruro de potasio,en una cantidad del 2%. Esto se realiza para no provocarms dao a la zona de inters que el inducido durante la

perforacin del pozo.Al ser reservorios subpresurizados, al punzar, necesa-

riamente el fluido del pozo invadir el reservorio. Es poresta razn que se busca que ese fluido sea lo menos nocivoposible. Una vez que en el pozo hay fluido limpio se llevaadelante la tarea del punzado. Los caones que se utilizan,tanto para pozos entubados con tubera revestidora de 7pulgadas (177.8 mm de dimetro exterior) como de 5,5pulgadas (139.5 mm de dimetro exterior), son caonesde 4 pulgadas (101.6 mm) y las cargas son de 32 gramoscon una distribucin de 4 tiros por pie (13.3 tiros pormetro). Esta distribucin de cargas da una fase de tiros de90 grados. En ciertas ocasiones se utiliz una fase de 60grados y cargas de 39 gramos, sin observar resultados sig-nificativamente diferentes.

Para casos especiales de punzados en zonas aun mssomeras que los grupos de la Formacin Centenario, pre-cisamente del Grupo Neuqun, se han utilizado cargas deltipo Big Hole a una densidad de tiros tres veces mayor,con resultados aceptables. Estas cargas poseen una menorpenetracin, pero de un dimetro 50% mayor.

Ensayos; progresin y elementosCon el pozo punzado en sus zonas de inters se pro-

cede a la tarea del ensayo. Durante este se efecta la esti-mulacin de la zona punzada, tan solo con la produccinde fluidos del reservorio. Es decir, se provoca la mayorproduccin de arena de la fase temprana del pozo.

Pozos productoresPara pozos productores, de acuerdo a ensayos de

prueba y error, y luego de correlacionar los resultadoscon datos de coronas, prestaciones del sistema de extrac-cin y costo del equipo de torre, se lleg a que el tiempode ensayo ptimo del pozo radica en torno a las 36 horas.

Sin embargo, es necesario lograr una estabilidad en elporcentaje de produccin de arena. En un principio, seplante un porcentaje del 1% de produccin de arenadurante 6 horas consecutivas, habiendo cumplido las 36horas establecidas. Este requisito, a veces, extenda losensayos en el tiempo y no permita una optimizacin delrecurso dado por el equipo de torre. Entonces, se probaumentando este porcentaje estabilizado al 2%. Con esteantecedente, se propuso ir un poco ms all, y este por-centaje se aument al 3%; y se obtuvo una reduccin deaproximadamente 1.5 das de tiempo de equipo de torre(ver figura 3).

Aun con este ltimo porcentaje de arena en las horas

finales del ensayo no se han verificado aprisionamientosde la bomba de cavidades progresivas (Bomba PCP), porlo que se adopt esto ltimo como criterio final hasta elmomento.

En cuanto a la progresin del ensayo, en zonas endonde se presume que no se ha tenido una respuesta derecuperacin secundaria, se ensaya sin restricciones de

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

01 2 3 4 5 6 7

2010 2011 2012

8 9 1 011 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 1 2 3 4 5 6 7 8

Tiempos por tipo de terminacin (das)

Figura 3. Tiempos de terminacin.

Figura 4. Progresin de ensayo.

1003

2,5

2

1,5

1

0,5

0

80

60

40

20

01 4 8 12 16 20 24

Fluidos,volumen%

Volumenacumuladodearena(m3)

Horas de ensayo

Ensayo terminacin de pozo X-2 metros de espesor punzado

Petrleo

Arena acumulada

Agua Arena

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caudal. En cambio, en zona bajo afectacin de recupera-cin secundaria, se busca establecer un caudal mximorecomendado, aun en el ensayo, para prevenir un aporteexcesivo de arena que pueda dar lugar a la formacin deuna lnea preferencial de flujo, provocando una ineficien-cia en el barrido de los fluidos del reservorio.

En caso de que el pozo quede sin aporte de fluidos,se detiene el ensayo y se inyecta por el espacio anularun volumen equivalente a la capacidad del pozo ms10 m3de agua, al mximo caudal, sin superar los 45 kg/cm2(44.1 kPa) de presin en boca de pozo. Con este bombeode agua se busca generar un disturbio en la cara de laformacin, de forma de destapar la misma, removiendola acumulacin de arena y, de esta manera, restablecer laproduccin.

Se puede verificar en la figura 4 una progresin de unensayo de un pozo tipo de las reas en estudio.

Pozos inyectoresPara pozos inyectores de agua para recuperacin se-

cundaria, la fase de estimulacin temprana cuenta conuna importancia aun mayor que en los productores,puesto que ser la nica vez en la que el reservorio tendrlneas de flujo hacia el pozo. Es por ello que el tiempo deensayo en este caso es de 48 horas.

Figura 5. Porcentajes de fluidos.

Figura 6 y 7. Tamao de grano y morfologa de arena.

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Tanto para pozos productorescomo para inyectores, pero princi-palmente en los segundos, se buscaproducir alrededor de 1.5 m3de are-na por metro lineal punzado. Eso,hasta el momento, garantiza unainyectividad aceptable con las insta-

laciones de superficie existentes.De una manera grfica, en lasfiguras 5, 6 y 7 se pueden observarcualitativamente los fluidos de pro-duccin y las arenas producidas.

Elementos de ensayoDadas las caractersticas de los

fluidos de reservorio, con el agre-gado de la arena de formacin, senecesitan elementos ms robustosy de mayor durabilidad que la co-

nocida copa pistn. Por ello, parael ensayo se utiliza una bombaPTS(por la sigla en ingls depump tosurface). Bsicamente, este equipode ensayo cuenta con una vlvulafija solidaria al barril de la bomba y,al mismo tiempo, a un ancla y unavlvula mvil solidaria al vstagohueco de la bomba. El vstago es deseccin cuadrada o hexagonal, parapermitir transmitir torque y poderefectuar la maniobra de fijacin delancla solidaria al barril.

En la figura 8 puede verse elorden de estos y de todos los demselementos que en su conjunto for-man la Bomba de Ensayo.

El modo de accionamiento deeste dispositivo es de forma recipro-cante, directamente con la tubera.Esta se engancha al aparejo delequipo, lo que le entrega el movi-miento reciprocante mencionado.En el extremo superior de la tuberase coloca una vlvula con un man-guerote flexible, a travs del cualse deriva a pileta la produccin delensayo para su control.

La duracin de la bomba estlimitada por la vida til de las vl-vulas, tanto fija como mvil, y porlos empaques del vstago hueco.Con la evolucin del diseo se hallegado a una duracin de alrede-dor de las 200 horas, aunque porrecomendaciones del fabricante ypor la experiencia recolectada, se lesefecta mantenimiento preventivo

cumplidas las 160 a 180 horas.

Sistemas de extraccin; tcnicas de produccinEl 100% de la zona de desarrollo se encuentra electri-

ficada, por lo que para este tipo de explotaciones la es-tabilidad elctrica es una gran ventaja. Como sistema deextraccin, en el 90% de los pozos productores se utilizala bomba PCP.

Debido a la baja presin de reservorio, en el desarrollo

temprano de estas reas se busc instalar en cada pozo unsensor de presin y temperatura en fondo. Continuandoel desarrollo y con la expansin de la inyeccin de aguasecundaria, se opt por instalaciones con sensores enalgunos pozos y sin sensor en otros, en los que el nivel seregistra peridicamente con ecmetro.

En la figura 9 se pueden observar las instalaciones de

fondo de las PCP convencionales y las PCP con sensorde fondo. En la actualidad se est estudiando la compo-sicin ptima del elastmero de la bomba, puesto que esla ltima variable que queda por explorar luego de haberestudiado la altura de elevacin de la bomba, interferen-cia del rotor y eficiencia de bombeo basado en la frecuen-cia de rotacin.

En aproximadamente el 5% de los pozos restantes,aquellos en donde la produccin de arena es mayor a lamanejable con el sistema PCP convencional, se cuentacon una aplicacin alternativa que se denomina aplica-cin PCP con bomba de carga (Charge PCP).

Esta aplicacin consiste en una instalacin de dosbombas PCP en serie. La bomba inferior, denomina-da bomba de carga, posee una capacidad volumtricaaproximadamente 3 veces la de la bomba principal,ubicada por encima de la bomba de carga. Entre mediode ellas existe un niple ranurado por donde escapar elexcedente del fluido bombeado por la bomba de carga.Ese excedente tiene como funcin mantener en agitacinpermanente el fluido en el fondo del pozo, evitando ladeposicin de la arena en l contenida.

Adicionalmente, el rotor de la bomba de carga es deTipo Paddle, lo que significa un aplastamiento de lapunta del rotor en forma de paletas, para favorecer an

ms la agitacin en el fondo del pozo y para romper po-tenciales terrones de arena que pueden llegar a formarse.En la figura 10 se observa esquemticamente una ins-

talacin del tipo charge PCP con sensor de fondo.Figura 8. Configuracin Bomba PTS.

Figura 9. PCP convencional (izq.) y PCP con sensor de fondo (der.).

Tubera

1 tubo

Niple

Niple

Niple

Tubos de cola

Niple perforado

Cuple dentada

Ancla

Bomba PTS

Vlvula

mvil

Vlvula fija

Vlvula

reservadora

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En el 5% restante de los po-zos se ha aplicado con xito elsistema de Bombeo Mecnico,con la salvedad de que la bom-ba de profundidad es del tipopistn lubricado, con agregadode anillos blandos inferiores ysuperiores para proteccin delpistn. Esta aplicacin solo se

da en aquellos pozos en dondeel aporte de la formacin noresulta constante; es decir, sibien el sistema de extraccinest en marcha todo el tiempose presume que el aporte es in-termitente. All se han probadodiferentes tipos de configuracio-nes PCP, y se ha observado lamisma falla en todos los casos,

elastmero vulcanizado, falla que se observa cuando labomba trabaja sin fluido. En cambio, la bomba mecnicapuede trabajar sin fluido un tiempo prudencial sin regis-trarse daos de consideracin, ms an siendo el rgimende baja frecuencia (menos de seis golpes por minuto) y lacarrera alta (entre ciento treinta y ciento sesenta y ochopulgadas).

En la figura 11 puede observase el detalle del pistnlubricado.

Finalmente, en los casos en los que siguen presen-tndose problemas de aprisionamientos por exceso dearena, en funcin de la severidad del problema y de laimportancia del pozo, se afecta un camin bombeadorpara efectuar bombeos peridicos programados de aguapor el espacio anular. Esta tcnica ha resultado efectiva,

puesto que con un simple bombeo de agua se han evi-tado desde la parada del pozo hasta la intervencin delmismo.

Conclusiones

En el yacimiento El Corcobo Norte y aledaos la pro-duccin de arena es un componente necesario. Generaestimulacin que incrementa notablemente la producti-

vidad, dadas la viscosidad del crudo y la baja presin dereservorio.Para manejar la produccin de arena se emplea bom-

beo PCP como sistema principal. Se continan probandoy desarrollando otros sistemas de extraccin alternativospara aplicacin en casos especiales.

Desde el inicio del desarrollo, se han completado conesta tcnica ms de 500 productores y 250 inyectores,logrndose un pico de 4.900 m3/d luego del cuarto ao deproduccin.

Actualmente, la produccin del campo se encuentraen una meseta, en torno a los 4.400 m3/d desde hace2 aos, lograda a travs de un exhaustivo monitoreo de la

recuperacin secundaria, lo que ha permitido sobreponer-se a las condiciones adversas de movilidad.

AgradecimientosEste trabajo est dedicado a todas las personas que

desarrollan tareas en las reas El Corcobo Norte, CerroHuanul Sur, Jagel Casa de Piedra, El Renegado, Gober-nador Ayala Este y Puesto Pinto. Sin su constante apoyo,esmero, dedicacin y buen humor, hubiera resultadoimposible de realizar.

ReferenciasExploracin y desarrollo del tren de petrleo pesado

del Ro Colorado, Margen Nororiental de la CuencaNeuquina, Argentina;VII Congreso de Exploracin yDesarrollo de Hidrocarburos; Autores: Martn Cevallos,Diego Vaamonde, Manuela Rivero, Christian Rojas,Hyung Joo Kim, Tania Galarza, Pablo Legarreta;Petroandina Resources Limited.

Figura 10. Charge PCP con sensor de fondo.

Figura 11. Pistn lubricado.

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La inyeccin de geles se ha convertido en una de lasherramientas ms tiles en el Yacimiento El Tordillo,al momento de intentar superar o minimizar el efecto

de la heterogeneidad del reservorio durante la inyeccinde agua: es esta una de las ms grandes dificultades que sepresentan en los proyectos de recuperacin secundaria.

El Yacimiento El Tordillo se ubica en el flanco Nortede la cuenca del Golfo San Jorge (GSJ), y cuenta con unaextensin de 117 Km2, de los cuales cerca del 80% de surea perforada est cubierta con proyectos de recuperacinsecundaria. En la actualidad, se cuenta con 21 proyectos,con ms de 250 pozos inyectores que inyectan alrede-dor de 38 Mm3/d de agua de manera selectiva en las tresformaciones productivas de la zona (Formacin (Fm) ElTrbol, Fm. Comodoro Rivadavia y Fm. Mina El Carmen),desde los 1.300 hasta los 3.000 m aproximadamente.

Desde el ao 2005 hasta la actualidad se han realizado72 tratamientos con geles en 59 pozos inyectores. Se hanutilizado tres tipos de tratamiento: Bulk Gel (BG), MicroGel (MG) o Geles de Dispersin Coloidal (GDC) y Uno

Temadetapa Inyeccin de geles

en el YacimientoEl Tordillo

Desde los pilotos

hasta la masificacin

PorIng. Federico Menconi, Ing. Fabin Giaccaglia, Ing. Jorge Ramirez e Ing. Carlos Berto (Tecpetrol)

En este trabajo se describe la bsqueda de

alternativas de recuperacin asistida en un

yacimiento que ha alcanzado la madurez en la

aplicacin de tratamientos de conformance;

y la adaptacin a condiciones de

incertidumbre creciente.

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Gel (UG). El presente trabajo describe la situacin de unyacimiento que ha alcanzado la madurez en la aplicacinde tratamientos de conformanceen inyectores someros(temperatura de reservorio menor a 90 C).

En efecto, se describe aqu cmo se fue incrementan-do la dificultad para la seleccin de mallas candidatas (es-quema de cmo se va a extender la recuperacin secunda-ria), la evolucin de los resultados y el acompaamientonecesario en el campo y en el laboratorio para adaptarse acondiciones de incertidumbre creciente.

Tambin se muestra cmo se fueron buscando di

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