TESIS by Hector Sebastian Guerrero Rodriguez

Nota de aceptaci贸n ________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________

________________________________ Firma orientador.

________________________________ Firma del Jurado.

Bogot谩, 4 de Noviembre de 2011 3

Las directivas de la Universidad de AmĂŠrica, los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento. Estos corresponden Ăşnicamente a los autores. 4

Este trabajo se lo dedico a mis padres, por su esfuerzo, guĂa y amor durante toda mi vida y en especial en esta etapa; a mis hermanas por brindarme siempre apoyo y ĂĄnimo; a SebastiĂĄn Guerrero por su apoyo incondicional en el desarrollo de este trabajo. A toda mi familia que estuvo presente ayudĂĄndome a alcanzar esta meta. 5

AGRADECIMIENTOS Agradezco a la Compañia Pacific Rubiales Energy, por darme la oportunidad de hacer parte de su equipo y realizar mi trabajo de grado, con su soporte y apoyo. A los ingenieros Ysidro Araujo, Wilson Parra, Jorge Ramirez, Libia Landaeta y Mónica Niampira por su tiempo, guía y colaboración en el desarrollo de esta tesis; a todo el quipo del área de yacimientos, geología y petrofísica por estar siempre con puertas abiertas y colaborarme en lo necesario. A las empresas Weatherford y Schlumberger Ltd por toda la información y herramientas brindadas a lo largo del desarrollo de mi trabajo. Al profesor Edgar Cedeño por sus enseñanzas, disposición y guía durante el desarrollo de la tesis. A Sebastián Guerrero, por su ayuda, paciencia y colaboración en la culminación de este trabajo. A la Universidad de América por darme los conocimientos necesarios para obtener el título de Ingeniera de Petróleos. Por último le agradezco a mi familia y todos aquellos que me han acompañado con su amor y apoyo a lo largo de mi vida universitaria y en el desarrollo de este trabajo.

CONTENIDO

LISTA DE ECUACIONES pág. Ecuación 1. Índice de inyectividad. 40 Ecuación 2 Presión de pozo fluyendo. 40 Ecuación 3. Presion de fondo transcurrida una hora de inyección. 41 Ecuación 4. Pendiente de la recta en prueba de inyectividad 41 Ecuación 5. Coeficiente de almacenamiento de un pozo. 41 Ecuación 6. Inicio de efectos de almacenamiento. 42 Ecuación 7. Permeabilidad de la formación en prueba de inyectividad. 43 Ecuación 8. Factor de daño presente en la formación en prueba de inyectividad. 43 Ecuación 9.Caída de presión en un periodo de tiempo. 44 Ecuación 10. Pendiente de la recta en prueba de fall off. 44 Ecuación 11. Permeabilidad de formación en prueba de fall off. 45 Ecuación 12.Factor de daño de formacion en prueba de fall off. 45 Ecuación 13. Tiempo de inyección antes de cierre 45 Ecuación 14. Pendiente de la recta en gráfico de Hall 46 Ecuación 15. Transmisibilidad. 47 Ecuación 16. Transmisibilidad promedio en la zona 47 Ecuación 17. Factor de daño en gráfica de Hall. 48 Ecuación 18. Caída de presión dado un daño en la zona 48 Ecuación 19. Presión de yacimiento – flujo Darcyano. 48 Ecuación 20. Radio de daño. 48 Ecuación 21. Eficiencia de flujo 48 Ecuación 22. Aumento mínimo de inyección una vez removido el daño (S). 48

LISTA DE FIGURAS pág. Figura 1. Localización del Campo Rubiales. 26 Figura 2. Columna estratigráfica de Campo Rubiales 31 Figura 3. Semi-log de presión de pozo fluyendo vs tiempo de inyección 40 Figura 4. Diferencia de presiones (Pwfi-pi) contra el tiempo de inyección. 42 Figura 5. Esquema de prueba de fall-off. 43 Figura 6.Gráfico de Horner de la prueba de fall off. 44 Figura 7. Gráfico de Hall. 46 Figura 8. Esquema de transmisibilidad en las zonas cercanas al pozo. 47 Figura 9. Esquema de análisis con Diagrama de Tickell. 53 Figura 10. Esquema de análisis con Diagrama de Reistle. 54 Figura 11. Esquema de análisis con Diagrama de Stiff. 54 Figura 12. Facilidades de superficie del sistema de Inyección de Campo Rubiales. 61 Figura 13. Mapa estructural del área del pozo RB-008 a tope de areniscas Basales 62 Figura 14. Correlación estratigráfica de pozos presentes en el área del pozo RB008. 63 Figura 15. Mapa estructural del área del pozo RB-083 a tope de Arenas CIntermedia 66 Figura 16. Correlación estratigráfica de pozos presentes en el área del pozo RB008 67 Figura 17. Ubicación geográfica de los PAD’S de inyección en Campo Rubiales 68 Figura 18. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 1 69 Figura 19. Correlación estratigráfica de pozos cercanos al PAD 1 70 Figura 20. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 2. 74 Figura 21. Correlación estratigráfica de pozos cercanos al PAD 2. 75 Figura 22. Configuración de superficie del PAD 2 76 Figura 23. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 3. 82 Figura 24. Correlación estratigráfica de pozos cercanos al PAD 3. 84 Figura 25. Configuración de superficie del PAD 3. 85 Figura 26. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 4. 91 Figura 27. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 5. 97 Figura 28. Diferencia entre uniformidad de granos. 130 Figura 29. Tipos de asimetría en los granos de formación. 131

LISTA DE GRÁFICAS pág. Gráfica 1. Campañas de perforación del Campo Rubiales Gráfica 2. Producción de Aceite y agua en Campo Rubiales a lo largo del desarrollo de las campañas de perforación Gráfica 3. Mantenimiento de presión encampo Rubiales vs Producción Gráfica 4. Clasificación de índices de estabilidad coloidal. Gráfica 5. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-001 Gráfica 6. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-002H Gráfica 7. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-003HST2 Gráfica 8. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-008. Gráfica 9. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-009H Gráfica 10. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-010H Gráfica 11. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-011H Gráfica 12. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-012H Gráfica 13. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo RB-083 Gráfica 14. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-004H Gráfica 15. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-005H Gráfica 16. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-006H Gráfica 17. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-007H Gráfica 18. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-013 Gráfica 19. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-014H Gráfica 20. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-015H Gráfica 21. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-016H. Gráfica 22. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-017H. Gráfica 23. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo RB-087. Gráfica 24. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-018H. Gráfica 25. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-019H. Gráfica 26. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-020H. Gráfica 27. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-022H. Gráfica 28. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-022H. Gráfica 29. Datos de presión y caudal contra tiempo en la prueba de fall off. Gráfica 30. Gráfico de Horner de la pueba de fall-off para el DW-001 Gráfica 31. Desempeño de inyección del PAD 1 en gráfico de Hall. Gráfica 32. Desempeño de inyección del PAD 2 en gráfico de Hall. Gráfica 33. Desempeño de inyección del PAD 3 en gráfico de Hall. Gráfica 34. Desempeño de inyección del PAD 4 en gráfico de Hall.

27 28 33 38 71 72 73 77 78 79 80 81 86 87 88 89 90 92 93 94 95 96 98 99 100 101 102 103 106 107 108 109 110 111

Gráfica 35. Desempeño de inyección del PAD 5 en gráfico de Hall. 111 Gráfica 36. Comparación de caudal y presión contra tiempo para los pozos inyectando en Areniscas Basales. 114 Gráfica 37. Comparación de caudal y presión contra tiempo para los pozos inyectando en Intermedia sin tubería de inyección. Y sometidos a tratamiento químico. 115 Gráfica 38. Comparación de caudal y presión contra tiempo para los pozos inyectando en Intermedia sin tubería de inyección. 116 Gráfica 39. Comparación de caudal y presión contra tiempo para pozos inyectando en Intermedias sin intervenciones. 117 Gráfica 40. Comparación de caudal y presión contra tiempo para los pozos inyectando en C-1. 118 Gráfica 41. Comparación de sección horizontal contra el índice de inyectividad. 119 Gráfica 42. Diagrama de Stiff característico del agua de inyección. 126 Gráfica 43. Valores de porosidad para los pozos inyectores. 135 Gráfica 44. Valores de saturación de agua para los pozos inyectores. 136 Gráfica 45. Valores de volumen de arcilla para los pozos inyectores. 137 Gráfica 46. Valores de volumen de arcilla para los pozos inyectores. 137

LISTA DE TABLAS pág. Tabla 1. Programa de vertimiento de Agua en Campo Rubiales 29 Tabla 2. Información básica del yacimiento en Campo Rubiales 35 Tabla 3. Análisis de cromatografía de credo de Campo Rubiales 36 Tabla 4. Resumen de análisis SARA del crudo de Campo Rubiales 37 Tabla 5 Resumen de análisis de índice de estabilidad coloidal del crudo de Campo Rubiales. 37 Tabla 6. Resumen de las propiedades fisicoquímicas del agua en Campo Rubiales. 39 Tabla 7. Plan de inyección del PAD 1 en Campo Rubiales 68 Tabla 8. Plan de inyección del PAD 2 en Campo Rubiales 76 Tabla 9. Plan de inyección del PAD 3 en Campo Rubiales 85 Tabla 10. Plan de inyección del PAD 4 en Campo Rubiales 91 Tabla 11. Plan de inyección del PAD 5 en Campo Rubiales 97 Tabla 12. Índices de Inyectividad para los pozos que no han tenido intervenciones. 104 Tabla 13. Índices de Inyectividad para los pozos sometidos a intervención inyectores de Campo Rubiales. 105 Tabla 14. Ratas de inyección editadas para la prueba de fall-off 106 Tabla 15. Parámetros calculados a partir del análisis de los gráficos de Hall. 112 Tabla 16. Tabla comparativa de los caudales y presiones máximos en los pozos inyectores. 113 Tabla 17. Distribución de inyección de agua según unidad de flujo objetivo. 121 Tabla 18. Valores límite de los índices de estabilidad de Langelier. 122 Tabla 19. Análisis fisicoquímico del agua de formación de la unidad Areniscas Basales. 123 Tabla 20. Análisis fisicoquímico del agua de formación de la unidad Intermedia.124 Tabla 21. Análisis fisicoquímico del agua de formación de la unidad C-1. 125 Tabla 22. Análisis fisicoquímico del agua de formación del agua d einyección. 127 Tabla 23. Valores de los parámetros de calidad del agua de inyección. 128 Tabla 24. Valoración del agua según su contenido de sólidos suspendidos. 128 Tabla 25.Clasificación de tamaño según el numero de Sieve. 129 Tabla 26. Rangos de uniformidad de los granos. 130 Tabla 27. Rangos de asimetría en los granos. 130 Tabla 28. Valores de granulometría para la unidad Intermedia. 131 Tabla 29. Valores de granulometría para la unidad C-1. 132

Tabla 30. Valores de granulometría para la unidad Areniscas Basales. 132 Tabla 31. Análisis composicional para las tres unidades de flujo. 134 Tabla 32. Profundidad y unidad de flujo de las muestras de agua. 139 Tabla 33. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-118 @2529 pies de profundidad. 141 Tabla 34. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-118 @2627 pies de profundidad. 141 Tabla 35. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-144 @2586 pies de profundidad. 141 Tabla 36. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-144 @2646 pies de profundidad. 141 Tabla 37. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-144 @2755 pies de profundidad. 142 Tabla 38. Clasificación de tendencia a la precipitación según los valores de los índices de estabilidad para los minerales de interés. 142 Tabla 39. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB118 @2529 pies de profundidad. 143 Tabla 40. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB118 @2627 pies de profundidad. 143 Tabla 41. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB144@2586 pies de profundidad. 144 Tabla 42. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB144 @2646 pies de profundidad. 144 Tabla 43. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB144 @2755 pies de profundidad 145 Tabla 44. Comparación entre unidades de factores determinantes en prueba de compatibilidad. 146

LISTA DE ANEXOS pรกg.

GLOSARIO ACEITE CRUDO: es aquel proveniente del yacimiento después de realizarse la separación de cualquier gas asociado, comúnmente conocido como crudo. ACUÍFERO: zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. ACUIFERO ARTESIANO: es aquel que ha acumulado presión en su interior. Esta presión es el resultado del área de recarga del acuífero que está a un nivel más alto que el resto de la región del acuífero. La fuerza de gravedad jala al agua más elevada hacia abajo lo que crea presión adicional adentro del acuífero. Esto es por lo que los pozos artesianos fluyen por sí mismos; la presión empuja el agua hacia afuera del pozo. AGUA DISPOSAL: también conocida como agua de desecho, está asociada a la producción de aceite en un campo petrolífero, que no tiene no tiene ningún objetivo más de desecho o sobrante ANÁLISIS PVT: consiste en someter un fluido, en este caso al crudo a condiciones de yacimiento, simulando el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico. ANTICLINAL: ondulación de una capa de la corteza terrestre, de amplitud y forma variable, en la que los estratos más antiguos se encuentran en el núcleo del pliegue. ARCILLOLITA: roca sedimentaria, compuesta principalmente por hidróxidos de hierro y aluminio. Posee una textura clástica, y el más del 50% de su composición es arcilla. ARENISCA: roca sedimentaria, de textura clástica, posee más del 50% de los granos entre 2 y 0.06 mm y menos del 25% de arcilla. ASFALTÉNOS: moléculas polo cíclicas de elevado peso molecular, no poseen una estructura cristalina, se descomponen al ser calentadas generalmente a mas de 200 °C. BARRIL: medida estándar para el crudo y otros productos derivados, equivale a 35 galones imperiales, 42 galones o 159 litros. BARRILES POR DÍA: medida de caudal de flujo de un pozo, en términos de producción es el número de barriles que se produce en un periodo de 24 horas, puede ser barriles de fluido total, de aceite o agua.

CLUSTER: para el Campo Rubiales se entiende como grupo de pozos que comparten las facilidades de superficie. COILED TUBING: Consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que permite que se lo trate como a un tubo de PVC (cloruro de vinilo polimerizado), pero que posee las mismas características físicas de una tubería convencional de similar diámetro. COLOIDE: sustancia cuyas partículas son muy finas, de tal manera que no se suspenden y no son solubles y no pueden ser vistas por un microscopio ordinario. COMPLETAMIENTO DE POZO: se refiere a la instalación de un equipo permanente en el pozo que permita la producción de gas o aceite CONSECIÓN: área determinada a una compañía para la exploración de petróleo y/o gas bajo términos y condiciones específicas. CONDICIONES ESTÁNDAR: de presión @ 14,7(Psi) y temperatura @ 60ªF. CUENCAS SEDIMENTARIAS: son unidades morfo-estructurales que corresponden a sectores de plataforma recubiertos de sedimentos tras una prolongada subsidencia DARCY: unidad estándar de medida de la permeabilidad. Un Darcy describe la permeabilidad de un medio poroso a través del cual pasa un centímetro cúbico de líquido que tiene un centi-poise de viscosidad que fluye en un segundo bajo una diferencia de presión de una atmósfera donde el medio poroso tiene una sección transversal de un centímetro cuadrado y una longitud de un centímetro. Un millidarcy (md) es una milésima de Darcy y es una unidad de uso común para las rocas reservorio. ESPESOR BRUTO: se refiere al presente en el total de la formación, puede o no contener hidrocarburos almacenados. ESPESOR NETO: intervalo perteneciente al espesor bruto que posee almacenados hidrocarburos, sin tener en cuenta los valores de porosidad de la formación. FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO (Bo.): relación entre el volumen del petróleo más el gas disuelto a condiciones de yacimiento, dividido entre el volumen de petróleo a condiciones estándar.

GRÁFICA DE HORNER: gráfica producto de las pruebas de Build-up, útil para el análisis de yacimientos, específicamente para los datos de permeabilidad y el factor de daño. GRAVEDAD API: medida estándar usada por la American Petroleum Institute, para determinar la calidad del crudo mediante su gravedad específica. GRAVEDAD ESPECÍFICA DE LÍQUIDOS: relación entre el peso de un fluido líquido y el peso de un volumen igual de agua a las mismas condiciones de presión y temperatura. HIDROCARBURO: compuestos de carbono e hidrógeno que tienen determinadas propiedades, pueden encontrarse acumulados en las rocas del subsuelo, bien sea de forma sólida, líquida, o gaseosa. LIMOLITA: es una roca sedimentaria constituida por un tamaño de partícula correspondiente al limo, más del 50% de los granos menores de 0.06 mm y menos del 25% de arcilla. LINER RANURADO: tipo de completamiento de pozo en hueco abierto, consta de una rejilla con ranuras que permite un control de arena, se sugiere que esta sección se lo más larga posible, LUTITA: tipo de roca sedimentaria Las rocas que contienen cantidades importantes de arcilla se les denomina genéricamente como Lutitas, y a ellas pertenecen las limolitas, arcillolitas y lodolitas OPERADOR: compañía u organización con autoridad legal para perforar y producir pozos petroleros. PARAFINA: material sólido o semi-sólido precipitados derivados de destilados o residuos. Sus principales características son ser incoloras, inodoras y traslúcidas. PERMEABILIDAD ABSOLUTA (Ka): aquella que se mide cuando un fluido satura 100% el espacio poroso. PERMEABILIDAD EFECTIVA (Ke): medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. PERMEABILIDAD RELATIVA (Kr): relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. PINCH OUT: es un tipo de trampa estratigráfica. La terminación mediante adelgazamiento o disminución las de un depósito en una roca porosa de sellado

crea una geometría favorable para atrapar hidrocarburos, sobre todo si la roca adyacente de sellado es una roca de origen. POROSIDAD ABSOLUTA Y/O TOTAL: aquella que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. POROSIDAD EFECTIVA: relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de la roca. POZO: perforación en la roca desde superficie de un yacimiento a efecto de explorar, inyectar o extraer fluidos. PRESIÓN: el esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por gravedad o mediante el uso de fuerza, se le mide como fuerza entre área. PRESIÓN ABSOLUTA: la suma de la presión manométrica y la presión atmosférica. PRESIÓN ATMOSFÉRICA: el peso de la atmosfera sobre la superficie de la tierra, a nivel del mar es 1,013 bar, 14,7 lb/pul2 o 30 pulgadas de mercurio. PRESIÓN DE ENTRADA DE LA BOMBA (PIP): aquella que está presente en la entrada o succión de una bomba de subsuelo provocada por el fluido circundante que es impulsado. PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (Pwf): aquella presente en el fondo de la formación en la vecindad del pozo productor mientras éste se encuentra produciendo. PRESIÓN DE FORMACIÓN (Pyto): aquella a la que encuentran los fluidos de un yacimiento. Es la energía que tienen los fluidos en un medio poroso a una profundidad determinada. PRESIÓN HIDROSTÁTICA: la ejercida por una columna de fluido en reposo y es una función de la densidad y la altura de la columna de fluido, generalmente expresada en libras por pulgada cuadrada (Psi). PRESION MANOMÉTRICA: la que registra un dispositivo de medición, este registra la presión en exceso de la manométrica. PRODUCCIÓN: Fase de la industria petrolera que se ocupa de traer los fluidos de pozo a la superficie y separarlos, almacenarlos, medirlos y otras actividades destinadas a preparar el producto para la tubería.

PRUEBA DE BUILD-UP: análisis de presiones para un pozo productor, sometido a un cierre donde se monitorea la recuperación de presión. PRUEBA DE DRAW DOWN: análisis de presiones para un pozo productor, en se monitorea la caída de presión a medida que el pozo opera. PUNTO DE BURBUJA: presión a la cual sale en solución la primera burbuja de gas a una temperatura dada. PUNTO DE ROCIO: instante donde está temperatura constante donde un incremento de la presión provocara una condensación de vapor formando una gota de líquido. RADIO DE DRENAJE: distancia desde la que se tiene flujo de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega la influencia de las perturbaciones ocasionadas por la caída de presión. RELACIÓN GAS PETRÓLEO (RGP): medida del volumen de gas producido con el petróleo, expresada en (SCF/STB). REVESTIMIENTO: tubería de acero que se coloca en un pozo de petróleo o gas a medida que avanza la perforación para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y para extraer petróleo si el pozo resulta ser productivo. SCALE: depósito de sales minerales que puede ocurrir en las tuberías del pozo y algunos de sus componentes mientras la saturación de agua producida es por el cambio de condiciones de presión y temperatura en el conducto de producción. Puede llegar a restringir o incluso tapar por completo las tuberías de producción. SIDE-TRACK: ventana alternativa para la trayectoria de un pozo horizontal. SKIN: factor de daño de formación, manifestado por un cambio de presión en fondo. SHALE: se denominan así a las limolitas y arcillolitas mejor consolidadas. SURGE TANK: se trata de un dispositivo adicional a un sistema de presión diseñado para adaptarse a los cambios de la misma. Tiene como propósito neutralizar subidas y bajadas en la presión para evitar los fallos del sistema, explosiones y otros problemas. TEXTURA: se refiere a la manera en la cual los granos individuales o minerales se encuentran en la roca.

TEXTURA CRISTALINA: ocurre en las rocas intactas donde todos los granos son parte del proceso de cristalización. TEXTURA HIPOCRISTALINA: corresponde a rocas intactas, incluyendo algunas rocas volcánicas, las cuales también contienen minerales amorfos vidriosos. TEXTURA CLÁSTICA: propia de rocas en las cuales los granos o minerales se han formado de la desintegración de otros materiales y forman la mayoría de las rocas sedimentarias. TUBERIA (TUBING): completamiento de pequeño diámetro que se corre en un pozo como conducto para el pasaje de petróleo y gas hacia la superficie. VISCOSIDAD: oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales también puede entenderse como la medida de la fluidez a determinadas temperaturas. YACIMIENTO: se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso.

ABREVIATURAS API = Instituto Americano del Petróleo. B/C = Relación Beneficio Costo. BHP = Bore hole pressure. BHT = bore hole temperature. Bbls = Barriles. Bbl/día = Barriles por día. Bbl/m = Barriles por mes. Bo = factor volumétrico del crudo (RB/STB). BOPD = Barriles de petróleo al dia. Bw = factor volumétrico del agua. BWPD = Barriles de agua al día. BSW = Cantidad de agua presente en el petróleo. Cm = Centímetros. Corp = Corporación. cP = centiPoise. CPF = Centro de Producción y facilidades. Datum = Profundidad del plano de referencia (Pies). Ft = Medida longitud, pies. GOR = Relación gas aceite. Hz = Herzt. IC = Ion Chromatography. ICP = Instituto Colombia del Petroleo. 22

ICP = Inductively Coupled Plasma. Ka = Permeabilidad absoluta del yacimiento (Darcys). Ke = Permeabilidad efectiva (Darcys). Kr = Permeabilidad relativa. MDT = probador de formaciรณn modular dinรกmico MD = Profundidad media. Md = Mili Darcys. Meq/l = Mili equivalente por litro. Mg/l = Miligramos sobre litro. Mol = Unidad de cantidad de sustancia. MW = Molecular Weight/ peso molecular. Np = Petrรณleo acumulado. P = Presiรณn. Pb = Presiรณn de burbuja (Psi). PIP = Presiรณn en la entrada de la bomba (Psi). Psi = Mediciรณn de presiรณn en sistema inglรฉs (libra por pulgada cuadrada). Ppm = Partes por millรณn. PVT = Presiรณn, volumen y temperatura. Qo = Caudal de aceite. Qw = Caudal de agua. WOC = Contacto agua-petrรณleo. Pyto / Pe = Presiรณn de yacimiento (Psi).

Pwf = Presión de fondo fluyente (Psi). Qo = Caudal de aceite (Bls). Qw = Caudal de agua (Bls). RB = Barriles a condiciones de yacimiento. RGP = Relación gas petróleo (SCF/STB). Rs = Relación gas-petróleo en solución (SCF/STB). SCF = Standard cubic feet/ pie cubico estándar. STB = Stock tank barrels/.Barriles en superficie. Sw = Saturación de agua. T = Temperatura (ºF) TDH = Altura total dinámica. TDS = Total Dissolved Solids/ Sólidos totales disueltos. THP = Tubing head pressure./ Presión de tubing en el cabezal. THT = Tubing head temperature./ Temperatura de tubing en el cabezal. TVD = Profundidad vertical verdadera. μ = Viscosidad (cP). Vcl = Volumen de arcilla. WOC = Contacto agua-aceite. Z = factor de desviación del gas a la presión inicial de yacimiento (adimensional).

RESUMEN

1. GENERALIDADES DEL CAMPO En este capítulo se exponen las generalidades del Campo Rubiales; su historia, desarrollo y ubicación. También están explicadas las características geológicas con las que cuenta el campo, al igual que las propiedades del yacimiento y los fluidos producidos. 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO El Campo Rubiales, como se aprecia en la figura 1, está ubicado en la Cuenca de los Llanos Orientales en el Departamento del Meta, Colombia. Se encuentra al Este de la Ciudad de Villavicencio, a 465 Km de Bogotá y a 167 Km del Municipio de Puerto Gaitán.1 Figura 1. Localización del Campo Rubiales.

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Reporte anual. [En línea]. <http://www.pacificrubiales.com.co/archivos/Reportes/anual%20reports/AnnualReport2009.pdf>. Modificada por autor.

1.2 HISTORIA DEL CAMPO El Campo Rubiales fue descubierto en el año 1982 por la compañía Intercol subsidiaria de la Exxon; en ese año se perforó el Pozo Rubiales-1. En el año 1988 ECOPETROL firma los contratos de Participación de Riesgo Rubiales y Asociación Pirirí con las compañías asociadas Tethys Petroleum, Tumsector y Astralstake. En el año 1995 éstas inician la operación de perforación de manera autónoma bajo la modalidad conocida como “Sólo Riesgo”. En el año 1997 se cierra el Campo Rubiales debido a los numerosos problemas de orden público y no se vuelve abrir sino hasta el año 2000.2 1 2

Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Área de Yacimientos. Informe Técnico Anual, 2008, p 4. Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Área de Yacimientos. Historia de pozos Campo Rubiales, 2009, p 7.

En el año 2002 los grupos Elliot y Synergy entran en participación como accionistas y fiscalizadores de las Asociadas dejando a la empresa Tethys Petroleum la función de operadora del Campo Rubiales. En el año 2003 se lleva a cabo la primera campaña de perforación con éxito y las compañías Coplex, Rubiales y Tumsector se fusionan y pasan a ser parte de la compañía Metapetroleum Corp. la cual toma la función de Operadora del Campo con el 80% y le concede a Tethys Petroleum el 20% restante. En el año 2005 se desarrolla con éxito la segunda campaña de perforación y para el año 2006 se cumple con el objetivo del proyecto de 12K o 12000 barriles de petróleo por día (12000bpd) y se comienza la tercera campaña de perforación. En el mes de abril del 2006 se inicia también la Operación Conjunta y finaliza la etapa de explotación de Solo Riesgo, lo que trae como resultado el inicio de la participación de ECOPETROL en la operación del campo. Para el año 2007 Petro Rubiales, predecesora de Pacific Rubiales Energy adquiere la empresa Metapetroleum; la fusión entre Petro Rubiales y Pacific Stratus Energy se realiza en el año 2008, adquiriendo también la compañía Kappa Energy Holdings; dando como origen a Pacific Rubiales Energy Corporation.3 1.2.1 Campañas de perforación. En el Campo Rubiales se realizaron perforaciones de pozos desde el año 1981, pero no fue hasta el 2003 que se iniciaron formalmente las llamadas campañas de perforación. En la Gráfica 1, se puede apreciar dichas campañas a lo largo del desarrollo del Campo Rubiales. Gráfica 1. Campañas de perforación del Campo Rubiales

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de estado de pozo. [Hoja de Excel].Modificado por autor.

Schlumberger, Integrated reservoir study Rubiales Field. Final Report, Bogotá, Agosto 2006 p2

En el año 2003 se llevó a cabo la primera campaña de perforación con 14 pozos verticales productores; en la del 2008 se terminaron 69 pozos aumentando las operaciones de operación en un 340%, y teniendo hasta ese año un total de cinco pozos inyectores en total y en la del 2009 se siguió con el aumento de las perforaciones llegando a completar 107 pozos de los cuales ocho fueron inyectores. Para el año del 2010 el Campo Rubiales contaba con un total de 408 pozos de los cuales 24 son pozos inyectores de agua. 1.2.2 Historia de Producción. En el Campo Rubiales se produce principalmente petróleo pesado, de 12,5ºAPI, asociado a éste se obtiene también grandes volúmenes de agua proveniente de la Formación Areniscas Basales debido a la presencia de un acuífero activo fuerte, el cual cumple la función de fuente de energía para el yacimiento. En la Gráfica 2, se puede apreciar como la producción de aceite y de agua aumenta a medida que se perforan pozos el desarrollo del campo aumenta.

180

1000000000

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Barriles de Aceite / Barriles de Agua

Número de Pozos

Gráfica 2. Producción de Aceite y agua en Campo Rubiales a lo largo del desarrollo de las campañas de perforación

1 1981

1982

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Año

Campañas de Perforación

Producción Anual de Petróleo

Producción Anual de Agua

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de estado de pozo. [Hoja de Excel].Modificado por autor.

Parte del volumen de agua producido en Campo Rubiales es vertido en corrientes naturales bajo las normatividades ambientales pertinentes, las cuales regulan el caudal máximo autorizado cada año como se muestra en la Tabla 1

Tabla 1. Programa de vertimiento de Agua en Campo Rubiales

Año 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Caudal Autorizado (litro por segundo) 17 17 30 30 110,4 110,4 110,4 110,4

N° de puntos de vertimiento 3 5 5 5 5 5 5 5

Modo de vertimiento por todos los puntos de vertimiento por todos los puntos de vertimiento por todos los puntos de vertimiento por todos los puntos de vertimiento en cada punto de vertimiento en cada punto de vertimiento en cada punto de vertimiento en cada punto de vertimiento

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Correo electrónico. Hoja de Excel. Modificado por autor.

Actualmente el vertimiento se realiza de acuerdo a la Resolución 1586 del 2008, la cual permite un caudal máximo de 900000 Barriles de agua al día (BWPD) 4 . Debido al incremento de producción de agua, que actualmente es de #### BWPD, el volumen de agua permitido a verter es menor que el que se está produciendo; por esta razón la inyección de agua de producción es precisa realizarse en el Campo Rubiales; es decir que el agua que no se alcanza a verter tiene como destino ser reinyectada en el sub-suelo. Es en esta operación en dónde se presentan dificultades, ya que hay una pérdida progresiva de inyectividad en los pozos. Ésta se evidencia cuando se tiene una presión constante de inyección y el caudal inyectado disminuye progresivamente, dejando ver que la formación receptora ya no está recibiendo más agua. 1.3 GEOLOGÍA DE CAMPO RUBIALES A continuación se encuentra las generalidades de la geología en el Campo Rubiales, haciendo especial énfasis en la geología estructural, estratigrafía y geología del petróleo; con el fin de conocer a fondo las propiedades de la roca yacimiento y sus principales características. 1.3.1 Geología Estructural. El Campo Rubiales es un extensor monoclinal de rumbo NNE-SSW, localizado en una parte de la cuenca Antepaís y en el subdominio de la Cuenca de los Llanos de Meta; este subdominio es de fallas normales convergencia hacia el Oeste y de sus correspondientes fallas antitéticas hacia el Este, causadas por la flexión como respuesta a la carca tectónica impuesta por la Cordillera Oriental5.

4 5

Ministerio de medio ambiente, Resolución 1586 del 2008. Regulación de vertimiento de agua. Schlumberger, Integrated reservoir study Rubiales Field. Final Report, Bogotá, Agosto 2006 p7

1.3.2 Estratigrafía. La secuencia estratigráfica en el Campo, está constituida por rocas que van desde el Paleozoico Inferior hasta el Terciario, separadas por discordancias regionales, como se aprecia en la Figura 2. 1.3.2.1 Precámbrico. En el Precámbrico se constituyó el Escudo Guayanés, la Serranía de la Macarena y algunas áreas del sur de la cuenca de los Llanos Orientales. 1.3.2.2 Paleozoico. La litología perteneciente a esta Edad es principalmente areniscas cuarcitas muy compactas, micropiritas con inclusiones de glauconita y limolitas silíceas. 1.3.2.3 Mesozoico. Los sedimentos de Triásico, Jurásico y Cretáceo no se depositaron o fueron erosionados. 1.3.2.4 Cenozóico. En Campo Rubiales no se identifican sedimentos del Terciario inferior ya sea por no denostación o erosión, sólo se presentan las formaciones Carbonera, León Shale, Guayabo y Necesidad.  Formación Carbonera. Es la formación principal del Campo, se divide en cuatro Unidades: C-1, C-2, Carbonera Intermedia y Areniscas Basales.  Unidad Areniscas Basales: Su depositación se dio en el Eoceno Superior en un ambiente continental. Se constituye de cuarzo arenitas, arenitas sub-acrósicas de grano fino a grueso muy friables. El espesor de esta Unidad varía entre 130 a 200 pies, descansa en discordancia erosional sobre el Paleozoico y tiene como formación suprayacente la Unidad Carbonera Intermedia.  Unidad Carbonera Intermedia: También denominada como C-Intermedia. Su depositación se dio en el Oligoceno-Mioceno inferior en un ambiente costanero. Se constituye de shale compacta con delgadas intercalaciones de Carbón. El espesor de esta unidad varía entre los 360 y 415 pies, descansa en la Unidad Arenisca Basales tiene como formación suprayacente la Unidad C-2.  Unidad C-2: Su depositación se dio durante el Mioceno Temprano en un ambiente marino somero. Se constituye de Shale moderadamente compacto con inclusiones de pirita. El espesor de esta unidad varía entre los 100 y 110 pies, descansa sobre la Unidad Carbonera Intermedia y tiene como formación suprayacente la Formación Unidad C-1.  Unidad C-1: Esta Unidad corresponde al tope de la Formación Carbonera, su depositación se dio durante el Mioceno Inferior en un ambiente costanero bajo. Se constituye de areniscas de grano fino a grueso, friables con delgadas intercalaciones de lutitas muy astillosas. El espesor varía entre los 70 a 80 pies, 30

descansa sobre la Unidad C-2 y tiene como formación suprayacente con un contacto gradacional a la Formación León Shale. Figura 2. Columna estratigráfica de Campo Rubiales

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe Técnico Anual, 2008

 Formación León Shale. Su depositación ocurre en el Mioceno Medio en un ambiente marino somero. Se constituye de una secuencia de arcillas laminares, moderadamente compactas. El espesor varía entre los 550 y 580 pies, descansa sobre la Formación Carbonera y tiene como formación suprayacente a la Formación Guayabo.

 Formación Guayabo. Esta Unidad está dividida por dos partes diferentes; la parte superior se depositó en el Mioceno Superior en un ambiente continental, constituido por areniscas de grano grueso, friable con escalas de arcillolitas y limolitas moteadas. Para la parte inferior de la formación se tiene depositaciones constituidas por arcillolitas y limolitas con intercalaciones de areniscas y carbón. El espesor de la formación en total caría entre los 1100 y 1200 pies.  Formación Necesidad. Su depositación ocurre en el Plioceno-Pleistoceno en un ambiente continental. Se constituye por una secuencia de conglomerado poco consolidado en una matriz arcillosa, alternado con areniscas. Su contacto con la formación infrayacente Guayabo es discordante. 1.3.3 Geología del Petróleo. A continuación se explica la formación del petróleo en el Campo Rubiales, contando con la roca generadora, la migración desde ahí, y la roca que sirve actualmente como reservorio. 1.3.3.1 Roca generadora. Gracias al análisis geoquímico del aceite producido se logró establecer que la roca que genera el petróleo almacenado en el Campo Rubiales es la Formación Gachetá la cual es de origen marino y edad Cretáceo Superior que se ubica hacia el Occidente en el área del Piedemonte Llanero donde alcanzó el enterramiento y madurez térmica necesaria para la generación y expulsión de hidrocarburos. 1.3.3.2 Migración y empaquetamiento. El petróleo ubicado en la zona central y oriental de la Cuenca de los Llanos Orientales migró desde el Piedemonte al sitio de acumulación. El hidrocarburo migró de manera lateral siguiendo el buzamiento regional hasta alcanzar las condiciones estructurales y/o estratigráficas adecuadas para la acumulación. El petróleo de los llanos representa dos fases de migración. La primera durante el Oligoceno-Mioceno Superior y la segunda durante el Mioceno Superior – Plioceno. Los hidrocarburos del Campo Rubiales migraron desde el Occidente hasta encontrar el pinch-out de las Areniscas Basales de la Formación Carbonera contra el Paleozoico. 1.3.3.3 Reservorio. En el Campo Rubiales la formación reservorio es la unidad superior de la Formación Carbonera, Areniscas Basales, la cual está constituida por cuarzo arenitas, arenitas sub-arcósicas gris claras, de grano fino a grueso regularmente seleccionadas, friables con porosidades entre el 25 y el 32% y permeabilidades del orden de 5 a 50 Darcys. El espesor petrolífero de la Unidad Areniscas Basales en el campo varía de 10 a 80 pies. Esta unidad también contiene el acuífero del yacimiento; el tipo de grano presente de esta parte de la formación es de medio a fino con permeabilidades que rodean los 17000 md y una porosidad aproximada de 20%.

1.4 PROPIEDADES DEL YACIMIENTO. Para entender el comportamiento del yacimiento en Campo Rubiales, se exponen sus propiedades básicas tales como son: su método de empuje y sus propiedades petrofísicas. 1.4.1 Método de empuje. El mecanismo de empuje existente en el Campo Rubiales es hidráulico debido a la presencia del acuífero altamente activo tipo artesiano. Este mecanismo de empuje es el resultado de la evidente intrusión de agua del acuífero que hace parte del sistema. A medida que se reduce la presión, el agua empuja e invade el yacimiento, reemplazando parcialmente los hidrocarburos extraídos. Para este tipo de yacimiento la capa de gas no existe y la producción de agua inicia muy temprano y aumenta con el tiempo en cantidades considerables. La presión del yacimiento entonces permanece estable por la mencionada fuente. La presencia de un empuje hidráulico activo se reafirma con los registros eléctricos, donde es evidente identificar el contacto agua-aceite, con el mantenimiento de presión y el comportamiento del corte de agua comparada con la producción acumulada de los pozos como se aprecia en la Gráfica 3. Gráfica 3. Mantenimiento de presión encampo Rubiales vs Producción 70,00

y = -0,0035x + 1214,3

Presión al Datum, lpc

1.200

60,00

1.000

50,00

800

40,00

600

30,00

400

20,00

200

10,00

Petróleo Acumuladda, MMBls

1.400

0,00

Presión

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum .Data Presiones Campo. [Hoja de Excel].2008.

La recuperación del petróleo para este tipo de mecanismos usualmente varía entre el 30 y el 60% del petróleo original en sitio, dependiendo también de la calidad del petróleo y de la roca.6 1.4.2 Propiedades Petrofísicas. En el análisis petrofísico del Campo Rubiales se utilizan las curvas tomadas de los registros eléctricos y pruebas de núcleos, con estos es posible estimar las propiedades petrofísicas como la porosidad, la permeabilidad y la saturación. El propósito primordial de estimar los parámetros como el volumen de arcilla (VSH), porosidad efectiva (PHIE), saturación de agua y contacto agua petróleo (WOC) radica en integrar los datos obtenidos con el modelo tridimensional para calcular el petróleo original en sitio. 1.4.2.1 Unidad Areniscas Basales. En el Campo Rubiales mediante el análisis de los registros eléctricos petrofísicos, corazonamiento y la correlación de estos mismos, se señala que el área de interés es la unidad Arenisca Basales de la Formación Carbonera conocida como la formación productora tanto de aceite como de agua y también receptora de parte de la inyección de agua de producción, la cual se halla en una profundidad media de 2788 – 2855 pies. Generalmente presenta una buena calidad de roca con una porosidad aproximada del 30 y 34% y una saturación de agua que varía entre el 20 y 80%. Dada la interpretación de los registros petrofísicos fue posible obtener una caracterización petrofísica para la unidad de Areniscas Basales, siendo identificados los rangos de porosidad, permeabilidad y saturación presentes a lo largo del Campo Rubiales. Las permeabilidades de la formación van desde 7000 hasta 80000 md en algunos intervalos, con un promedio de 10000 md, y la resistividad del agua oscila entre los 20 y 30 ohm-m. Basados en los registros eléctricos y en las pruebas de presión se aprecia que el gradiente de la temperatura oscila entre 0.017 y 0.030 ºF/pie y que en promedio el gradiente es tomado como 0.025 ºF/pie, la temperatura ambiente del campo es de 72,5 ºF (22,5 °C) y la profundidad media a la formación es de 2700 pies TVD, y si se multiplica el gradiente de temperatura promedio por la profundidad de formación y se le añade la temperatura ambiente del campo, el resultado de extrapolación de la temperatura para la formación es de 140 °F. Con estos datos, fue posible determinar el tipo de arcilla que predomina en el Campo Rubiales, la cual resultó ser caolinita. La arena que corresponde a la unidad de Areniscas Basales por lo general presenta una muy buena calidad, como se observa en la Tabla 2, cuenta con porosidades que van del 20 a 34 % para porosidad total y permeabilidades desde 8 a 10 Darcys. Adicionalmente se estima un espesor neto petrolífero entre 10 -70 pies7.

6 7

Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe Técnico Anual, 2008 p 15 Ibíd., p 30

Tabla 2. Información básica del yacimiento en Campo Rubiales

Formación productora Formación Areniscas Basales Profundidad promedio de la 2700 pies TVD unidad Areniscas Basales Porosidad total 20 - 34 % Porosidad efectiva 25 - 32% Promedio 28% Permeabilidad 8 a 10 Darcys Espesor de la formación 130 a 200 pies Espesor neto petrolífero 10 a 70 pies Gravedad API del crudo 12,5ºAPI Saturación de agua Sw 15 a 30 € Presión de burbuja 80 psi Temperatura de yacimiento 145ºF Vscosidad 730,98 cP @ Tyo y Pb Caracteristicas de la formación Resistividad agua de formación 5,85 Ohm-m @ 60ºF Salinidad agua de formación 900 - 1000 ppm Características del petróleo Resistividad zona del petróleo 60-2000 Ohm-m Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum .Departamento de Petrofísica.

1.4.2.2 Unidad C-Intermedia. Esta formación sirve actualmente como receptora de la inyección de agua. Está compuesta de granos de tamaño medio a grueso. Las permeabilidades encontradas están alrededor de los 1500 md, con porosidades de 29% aproximadamente. Se tiene una presión calculada al datum de unos 957 psi. El espesor neto de esta arena es de unos 110 pies. Es una unidad libre de Hidrocarburos y está aislada hidráulicamente con la superficie, gracias a la formación León Shale, y con el yacimiento en la Unidad Areniscas Basales. 1.4.2.3 Unidad C-1. Esta formación sirve actualmente como receptora de la inyección de agua. Está compuesta de arena de granos de tamaño medio a fino. Las permeabilidades encontradas están alrededor de los 300 md con porosidades de 28% aproximadamente. Se tiene una presión calculada al datum de unos 957 psi. El espesor neto de esta arena es de unos 100 pies. Es una unidad libre de Hidrocarburos y está aislada hidráulicamente con la superficie, gracias a la formación León Shale, y con el yacimiento en la Unidad Areniscas Basales. 1.5 PROPIEDADES DEL FLUIDO En el Campo Rubiales se presenta producción de crudo y de agua y con el fin de determinar las características de estos fluidos se desarrollaron pruebas de laboratorio y físicas.

1.5.1 Análisis de crudo. La producción del Campo Rubiales es sometido a constantes análisis expuestos a continuación para determinar los mejores métodos de producción y tratamiento. 1.5.1.1 Composición del crudo. Se llevaron a cabo análisis de cromatografía del petróleo producido. En la Tabla 3 se muestran los resultados de dicho análisis a un pozo perteneciente al campo. Tabla 3. Análisis de cromatografía de credo de Campo Rubiales

Componente C₁ - C₆ C₇ -C₁₀ C₁₁ - C₂₉ C₃₀ - C₃₆ + Total

% Molar 0,88 1,54 70,92 26,66 100

% Peso 0,2 0,47 47,35 51,98 100

ρ <gr/cc> P.M <gr/mole> Heptanos Más 0,9842 414,6 Undecanos Más 0,986 420,8 Eicosanos Más 1,0265 530,4 Triacontanos Más 1,1317 806,6 Hexatriacontanos más 1,2201 1060 Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Departamento de Yacimientos. Análisis de fluidos. [Hoja de Excel] 2009. Tabulado por autor.

Se puede apreciar la abundante existencia de fracciones pesadas de hidrocarburos en las muestras. En total el crudo en Campo Rubiales contiene un promedio de 70% de componentes pesados y un mínimo porcentaje de componentes volátiles. 1.5.1.2 Análisis PVT. El petróleo producido por el Campo Rubiales fue sometido a un análisis PVT, con muestras de fondo a condiciones de presión y temperatura de yacimiento (Tyto 145ºF y Pyto 1145 psi) con el fin de identificar las principales características de los fluidos producidos en el campo. Según el estudio de PVT se identifica que el aceite presente en el yacimiento del Campo Rubiales entra en la clasificación de crudo pesado con una gravedad promedio de 12,5ºAPI. A condiciones de yacimiento (Presión y Temperatura) se tiene que el crudo cuenta con una presión de burbuja de 80psi, con una solubilidad de gas de 5SCF/STB, el factor volumétrico inicial fue de 1.013 Bls/STB y una viscosidad promedio de 731 cP. 1.5.1.3 Análisis SARA. Gracias a este análisis se identifica que el crudo tiene los resultados mostrados en la Tabla 4.

La cantidad de asfáltenos es considerable y puede que sea un elemento que controla la viscosidad del petróleo de Campo Rubiales por lo que es importante tener en cuenta la estabilización de asfáltenos como agente viscosificante. Tabla 4. Resumen de análisis SARA del crudo de Campo Rubiales ANALISIS SARA Relación hidrocarburos / no hidrocarburos Hidrocarburos

No hidrocarburos

1,3

Fracción de saturados

14,1

Fracción aromáticos

41,6

saturados/aromáticos

0,3

Fracción de resinas

13,5

Fracción de asfáltenos

30,8

Resinas / asfáltenos

0,4

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. .Análisis de fluidos. [Hoja de Excel] 2009. Tabulado por autor.

1.5.1.4 Análisis de estabilidad coloidal. En éste se parte de la consideración del petróleo como un sistema de tipo coloide compuesto de fracciones de saturados aromáticas, resinas y asfáltenos. El índice provee entonces una idea del grado de gelificación de los asfáltenos o del cambio de la estructura coloidal y la susceptibilidad térmica. En la Tabla 5 se presentan los resultados arrojados por el análisis para una muestra de crudo de Campo Rubiales. Tabla 5 Resumen de análisis de índice de estabilidad coloidal del crudo de Campo Rubiales.

Saturados

Aromáticos

Resinas

Asfáltenos

Total

14,1

41,6

13,5

30,8

100,0

Saturados + Asfáltenos

Aromáticos + Resinas

Total

Asfáltenos/Resinas

Índice de Estabilidad Coloidal

44,9

55,1

100,0

2,3

0,8

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. .Análisis de fluidos. [Hoja de Excel] 2009. Modificado por autor.

Según la Gráfica 4 y los resultados del análisis se puede concluir que el crudo del Campo Rubiales llega a clasificar en la región de índice estable, esto se debe a que la precipitación de asfáltenos en crudos como el de Rubiales, pesado, es mínima o nula es decir se mantiene estable a lo largo del proceso de producción del mismo.

Gráfica 4. Clasificación de índices de estabilidad coloidal.

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Área de Yacimientos.

1.5.2 Análisis de Agua. En la Tabla 6 se muestran los resultados del análisis fisicoquímico al que se somete el agua de producción en el Campo. Se puede apreciar que el agua es de tipo bicarbonato sódica acompañada de altos valores potasio y cloruros; 1,4 mg/l de sólidos disueltos totales. Un pH de 7,55, resistividad de 6,81 Ohmio-metros a 77ºF, una gravedad especifica de 1,0015 y una salinidad de 819 mg/l. Cuenta con índices de estabilidad negativos que indican que el agua no está saturada con carbonato cálcico, y tiene la tendencia a eliminar las láminas de éste presente en las tuberías que protegen los equipos.

Aniones

Cationes

Tabla 6. Resumen de las propiedades fisicoquímicas del agua en Campo Rubiales.

Barium Calcium Iron (dissolved) Magnesium Potassium Sodium Alkalinity (as Bicarbonate) Bromide Carbonate Chloride Iodide Sulfate Sulfide Nitrate

(mg/l)

Valence

Meq/l

<0.005 13 <0.01 3,5 52 405 740 <1.0 0.0 195 <2.0 <1.0 0.0

137,34 40,08 55,85 24,31 39,10 22,99 61,02 79,90 60,01 35,45 126,90 96,06 32,06

2,0 2,0 2,0 2,0 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0 1,0 1,0 2,0 2,0

0,00 0,65 0,00 0,29 1,33 17,62 12,15 0,00 0,00 5,44 0,00 0,00 0,00

Total Cation Meq's Total Anion Meq's TDS (mg/l) TDS (ppm) Ion Balance

20 18 1.409 1.408 0,061

7,55 6,81 1468 1,0015

pH Resistivity (Ohm-Meter) at 77 °F Conductivity, microSiemens/cm Specific Gravity 60 / 60 °F Stability Index at 100 °F Stability Index at 200 °F

-2,51 -0,72

% Deviation in Meq. Bal. % Deviation in TDS

6,12 0,58

SALINIDAD (mg/l)

819

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. .Análisis de fluidos. [Hoja de Excel] 2009. Modificado por autor.

2. TEORÍA DE ANÁLISIS DE INYECTIVIDAD, COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS Y AGUAS DE PRODUCCIÓN. Para un buen entendimiento de la información expuesta en el presente trabajo de grado, se presenta en este capítulo la teoría necesaria para entender los resultados de las pruebas de inyectividad, el hallazgo del daño de formación, la prueba de fall-off, el grafico de hall y las características fisicoquímicas del agua de inyección y formación. 2.1 PRUEBA DE INYECTIVIDAD. La prueba de inyectividad es la prueba de presión transitoria realizada durante la inyección a un pozo, la cual permite determinar la capacidad de admisión del reservorio receptor. Para esta prueba el pozo se debe hallar inicialmente cerrado y la presión debe estar estabilizada a la presión inicial de la formación; en un tiempo cero comienza la inyección a un caudal constante q. La presión entonces va aumentando a medida que progresa la inyección en la formación. De esta prueba se puede obtener suficiente información para evaluar un pozo de inyección: 2.1.1 Índice de inyectividad. Esto es posible cuando se grafica la información de presión (estabilizada) contra el caudal; de esta gráfica se obtiene una línea recta y la inversa de la pendiente de dicha recta presenta entonces el índice de inyectividad de un pozo expresado en BPD/psi, que indica la cantidad de barriles que se pueden inyectar con cada 1 psi de presión que se imprima. También se puede expresar dicho índice como se observa en la Ecuación 1, donde éste se calcula tomando la presión estática del acuífero, la presión a la que se realiza la inyección y el caudal inyectado durante un periodo de flujo a esa presión. Ecuación 1. Índice de inyectividad.

Fuente: Análisis de Inyección. Pacific Rubiales Energy – Metapetroleum. Área de yacimientos, 2009.

2.1.2 Daño del pozo (skin). Para determinar este factor es necesario realizar el gráfico de inyección constante, y se tiene también que la Pwf (presión de pozo fluyendo) está dada por la Ecuación 2. Donde P1hr, es la presión de inyección a una hora de iniciada la misma, m es la pendiente y t es el tiempo. Ecuación 2. Presión de pozo fluyendo. Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert Earlougher, Jr.1977.

Una vez se determina la presión de fondo, esta se grafica contra el logaritmo del tiempo de inyección (en horas) y dará como resultado una línea recta con pendiente m, como se observa en la Figura 3. Figura 3. Semi-log de presión de pozo fluyendo vs tiempo de inyección

Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert Earlougher, Jr.1977.

Una vez realizado este gráfico se tiene el intercepto de P1hr, está dada por la Ecuación 3. Donde Pi es la presión inicial, m es la pendiente, k es la permeabilidad,  es la porosidad, Ct es la compresibilidad total, rw es el radio del pozo y S es el factor de daño. Ecuación 3. Presión de fondo transcurrida una hora de inyección.

(

)

Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert Earlougher, Jr.1977

Y la pendiente m, de esta recta viene dada por la Ecuación 4. Donde q es el caudal de agua, B es el factor volumétrico, μ es la viscosidad y h el espesor. Ecuación 4. Pendiente de la recta en prueba de inyectividad

Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert Earlougher, Jr. 1977.

Como en la prueba de draw-down, el almacenamiento del pozo tiene gran importancia en la prueba de inyección. A menudo la presión de la formación es lo suficientemente baja que hay una superficie libre en el pozo cerrado. En dicho caso, el coeficiente de almacenamiento está dado por la Ecuación 5 y se puede esperar que sea relativamente grande.

Ecuación 5. Coeficiente de almacenamiento de un pozo.

Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert Earlougher, Jr. 1977

Por lo tanto, se recomienda que todos los análisis de inyectividad se inicien a partir del gráfico (Pwf –Pi) contra el logaritmo del tiempo, para que así la duración del efecto de almacenamiento pueda ser estimado adecuadamente. Como se observa en la Figura 4, el efecto de almacenamiento puede aparecer como una línea recta si se pone el Pwf contra el logaritmo de tiempo; si dicha recta se analiza se obtendría bajos valores de permeabilidad, y los cálculos del factor de daño “skin” cambiarían en dirección negativa. Figura 4. Diferencia de presiones (Pwfi-pi) contra el tiempo de inyección.

Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert Earlougher, Jr.1977

La Ecuación 6 es usada para estimar el inicio de la recta semi-logarítmica trazada en la gráfica anterior. Ecuación 6. Inicio de efectos de almacenamiento.

(

) (

)

Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert Earlougher, Jr. 1977.

Una vez determinada la recta semi logarítmica, la permeabilidad intrínseca de la formación se calcula con la Ecuación 7. 42

Ecuación 7. Permeabilidad de la formación en prueba de inyectividad.

Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert. 1977.

El factor de daño skin se determina mediante la Ecuación 8: Ecuación 8. Factor de daño presente en la formación en prueba de inyectividad.

[

(

)

]

Fuente: Advances in well testing analysis. SPE, Volume 5. Robert Earlougher, Jr.1977.

2.2 PRUEBA FALL-OFF También conocida como prueba de caída de presión; como se observa en la Figura 5, consiste en la inyección constante, q, hasta que el pozo es cerrado en un tiempo, tp. Figura 5. Esquema de prueba de fall-off.

Fuente: Aplicación de técnicas especiales al estudio hidrológico de zonas de baja permeabilidad. Instituto Tecnológico GeoMinero de España, 1991.

Se registran los datos de presión inmediatos antes y durante el cierre; se analizan de modo análogo como se realiza en la prueba de Build-up. La caída de presión está expresada tanto para medio infinito como finito mediante la Ecuación 9. Ecuación 9.Caída de presión en un periodo de tiempo.

(

)

Fuente: Aplicación de técnicas especiales al estudio hidrológico de zonas de baja permeabilidad. Instituto Tecnológico GeoMinero de España, 1991.

En un medio infinito la presión, p*, es la misma presión inicial. Como se puede ver en la Figura 6 de Pws contra el logaritmo de ((tp+p)/t) debe representar una línea recta con coordenada p* a tiempo de cierre infinito ((tp+t)/t = 1) y pendiente negativa, -m, dada por la Ecuación 10. Ecuación 10. Pendiente de la recta en prueba de fall off.

Fuente: Aplicación de técnicas especiales al estudio hidrológico de zonas de baja permeabilidad. Instituto Tecnológico GeoMinero de España, 1991.

Como en la prueba de Build-up el gráfico de Horner es realizado con una escala horizontal la cual aumenta de derecha a izquierda. Entonces a pesar que la pendiente aparece negativa, es de hecho positiva debido a la escala inversa. Figura 6.Gráfico de Horner de la prueba de fall off.

Fuente: Aplicación de técnicas especiales al estudio hidrológico de zonas de baja permeabilidad. Instituto Tecnológico GeoMinero de España, 1991.

Una vez se haya determinado la recta correcta, la permeabilidad y el factor de daño pueden ser estimados con las Ecuaciones 11 y 12, respectivamente. Ecuación 11. Permeabilidad de formación en prueba de fall off.

Fuente: Aplicación de técnicas especiales al estudio hidrológico de zonas de baja permeabilidad. Instituto Tecnológico GeoMinero de España, 1991. Ecuación 12. Factor de daño de formación en prueba de fall off.

[

(

)

(

)

]

Fuente: Aplicación de técnicas especiales al estudio hidrológico de zonas de baja permeabilidad. Instituto Tecnológico GeoMinero de España, 1991.

Si se llega a presentar el caso de una tasa de inyección variable antes de realizar la prueba de fall-off, el tiempo de inyección puede ser aproximarse con la Ecuación 13. Ecuación 13. Tiempo de inyección antes de cierre

Fuente: Aplicación de técnicas especiales al estudio hidrológico de zonas de baja permeabilidad. Instituto Tecnológico GeoMinero de España, 1991.

El mayor inconveniente que puede presentarse en la realización de este ensayo es que el pozo pueda quedarse en vacio, originando un mayor efecto de almacenamiento de pozo y llegando a imposibilitar un análisis correcto de los datos. 2.3 ANÁLISIS DE GRÁFICO DE HALL Esta técnica es una aproximación gráfica a la evaluación de los cambios de la capacidad de inyección de un pozo. Las capacidades de inyección son difíciles de evaluar debido a los cambios que se presentan de manera simultánea en la presión y tasa de inyección. Este análisis parte de las asunciones que la presión de yacimiento, el radio de inyección permanecen constantes. Se indica que la relación entre la sumatoria de la presión de la cabeza de pozo, multiplicada por el tiempo de inyección y la tasa de inyección acumulativa es proporcional a la capacidad del pozo ( ); cuando estos dos parámetros se grafican en la ordenada y la abscisa respectivamente; como se observa en la Figura 7, se evidencia una disminución en la pendiente, indica que hay algún tipo de mejora en la capacidad del pozo; de manera contraria si la pendiente muestra

un aumento, esto indica algún tipo de daño en el pozo. Ésta pendiente se calcula con la Ecuación 14. Ecuación 14. Pendiente de la recta en gráfico de Hall (

)

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988.

Se puede ver que los cambios de esta pendiente están relacionados a las propiedades del fluido inyectado y de la capacidad de inyección con la que cuenta el pozo. Figura 7. Gráfico de Hall.

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988.

En cualquier evaluación de daño de formación, el propósito principal es determinar la disminución de inyectividad debido a una pérdida de presión adicional a través de un daño. Por consiguiente el factor de daño de Van Everdingen se calcula en orden de conocer la verdadera severidad del daño presente y poder cuantificar dicha pérdida de presión. Una vez se tenga cuantificada la presión se puede determinar el éxito o fracaso de una estimulación o trabajos de work-over en el pozo. En el estudio de la Ecuación de la pendiente, se puede observar que la recta de la pendiente es inversamente proporcional de la transmisibilidad (Tm). La transmisibilidad se presenta en la Ecuación 15; teniendo en cuenta que la pendiente se está dando en psi/meses por barril y la transmisibilidad se desea expresar en md/pie es necesario el uso de la constante de conversión 29,2. 46

Ecuación 15. Transmisibilidad. (

(

)

)(

(

)

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988.

Es así que cuando se está examinando el gráfico de Hall y se evidencia un

aumento de pendiente, se puede asumir que existe algún grado de daño en el pozo. Las pendientes son halladas para las condiciones antes y después de la ) El valor de la transmisibilidad ( aparición del daño ( ) encontrado en la primera pendiente es la perteneciente a la porción del yacimiento sin daño .El valor de la segunda pendiente es el promedio de las dos zonas, la que no presenta daño y la que sí, como se observa en la misma Figura 8.Con esos dos valores de transmisibilidad ( ), se encuentran todas las características del daño que son necesarias para el diseño de un tratamiento. Figura 8. Esquema de transmisibilidad en las zonas cercanas al pozo.

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988.

Una vez se hayan hallado los valores de transmisibilidad ( ), el paso a seguir es asumir el radio de la zona dañada ( ), el cual no debe superar los tres pies. A parti de este radio de daño, la transmisibilidad de la zona ( ) de daño pude ser hallada con la Ecuación 16. Ecuación 16. Transmisibilidad promedio en la zona

( ) ( )

( )

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988.

Con este valor de ( ) y el radio que se asumió anteriormente ( ), se llevan a la Ecuación 17 que calcula el daño (s). Ecuación 17. Factor de daño en gráfica de Hall.

(

)

( )

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988.

Con este valor de s, la caída de presión a través de la zona que presenta daño de transmisibilidad puede ser calculada con la Ecuación 18. Ecuación 18. Caída de presión dado un daño en la zona (

)

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988.

Seguidamente se requiere saber el radio del daño, la eficiencia de flujo, el factor del daño y el mínimo aumento que se daría en la inyección una vez se remueva el skin. Para poder hacer esto primero se debe tener la presión del yacimiento (Pe), y esta presión se halla partiendo de la condición que se tiene un flujo Darcyano en un yacimiento radial, tal como se aprecia en la Ecuación 19. Una vez se tiene la Pe es posible calcular los parámetros anteriormente mencionados con las Ecuaciones 20, 21, 22 y 23. Ecuación 19. Presión de yacimiento – flujo Darcyano. (

)

(

)

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988. Ecuación 20. Radio de daño.

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988. Ecuación 21. Eficiencia de flujo

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988. Ecuación 22. Aumento mínimo de inyección una vez removido el daño (S).

(

))

Fuente: An overview of waterflood surveillance and monitoring. Journal of petroleum technology. Talash, A.W, 1988.

2.4 AGUA DE FORMACION / PRODUCCIÓN El agua es el subproducto más grande asociado a la producción de aceite. A continuación se explicarán las generalidades de las aguas de formación o producción. 2.4.1 Origen de las aguas de formación. Las rocas sedimentarias que hoy consisten en depósitos estratificados originalmente fueron depositadas como sedimentos en océanos, mares, lagos y ríos. Naturalmente entonces estos sedimentos fueron llenados con agua la cual se vendrá a conocer después como agua connata. Con el tiempo se presentaron eventos tectónicos, transgresiones y regresiones de los océanos y los mares; en alguno de esos eventos el petróleo, formado por materia orgánica, migro de la conocida roca fuente hacia una roca sedimentaria más porosa y permeable. Al ser el petróleo menos denso que el agua tiende entonces a posicionarse encima del agua aún presente. El agua presente con el petróleo entonces tiene las característica de una salmuera debido a sus iones disueltos, productos de la reacción de estos iones y la constante interacción que tienen estos iones con la roca que los contiene y los componentes de otros fluidos como es el mismo petróleo. 2.4.2 Composición del agua de formación. Depende de la naturaleza química de las formaciones geológicas que ha atravesado. Sus principales componentes son las sales minerales, gases disueltos, componentes orgánicos, etc.  Cloruros (Cl ¯). Normalmente se presentan en la siguiente concentración: en aguas dulces Los rangos de concentraciones son de 10 a 250 mg/L, en el agua de mar tiene entre 18000 y 21000 mg/L y en las salmueras naturales pueden llegar a tener 220000 mg/L (saturación). Es el ion más predominante en el agua de formación, que caracteriza a la misma, su mayor fuente es el cloruro de sodio (NaCl) por lo que la concentración de cloruros es la medida de la salinidad del agua. Se considera perjudicial si supera las 5000 ppm de concentración, por la corrosión salina que está en relación directa con la concentración.  Sulfato (SO4¯²). Se pueden encontrar en aguas dulces en un rango de 2 y 150 mg/L, mientras que en aguas salinas asociadas al calcio, puede llegar a 5000 mg/L; y asociadas al magnesio y el sodio, en salmueras, puede alcanzar hasta 200000 mg/L. Para el agua del mar se asume una concentración de alrededor de 3000 mg/L.  Bicarbonatos (HCO ₃¯) y carbonatos (CO₃¯²). Estos iones dan alcalinidad al agua en el sentido que otorga capacidad de consumo de ácido al producir el taponamiento del sistema. En aguas con pH > 8,3, la especie carbonatada dominante es el ión bicarbonato, con una concentración que suele variar entre 50 y 400 Mg/L, aunque puede llegar a alcanzar valores de 800 mg/L.

 Calcio (Ca⁺²). Su presencia en aguas dulces es frecuente y se encuentra entre 10 y 250 mg/L. En aguas de terrenos con grande cantidades de yeso las concentraciones pueden llegar a 600 mg/L y en salmueras hasta 50000 mg/L.  Magnesio (Mg⁺²). En aguas naturales el contenido de Mg⁺² no suele sobrepasar los 40 mg/L, mientras que en terrenos calcáreos pueden rebasarse los 100 mg/L y en terrenos evaporíticos pueden alcanzarse valores de 1000 mg/L.  Sodio (Na⁺). Las partículas de sodio son muy solubles y tienden a permanecer disueltas. Estas pueden ser adsorbidas por arcillas en procesos de intercambio catiónico con otros cationes, como los del calcio. En aguas naturales alcanza concentraciones hasta 120000 mg/L en zonas evaporíticas y en aguas dulces normales raramente sobrepasa 100 ó 150 mg/L.  Potasio (K⁺). Es procedente de la meteorización de los feldespatos y de la disolución de depósitos de evaporitas. En aguas subterráneas no suele sobrepasar los 10 mg/L, a excepción de algunas salmueras.  Oxígeno disuelto (O₂). Su contenido en aguas de formación puede llegar incluso a valores de saturación de 13,3 mg/L a 10 ºC y 7,6 mg/L a 30ºC.  Dióxido de carbono disuelto (CO₂). Su importancia radica en su incidencia en el sistema carbonato-bicarbonato, ya que ayuda a la formación de iones carbonato y bicarbonato, acidez del agua. 2.4.3 Propiedades del agua de formación. Para entender el comportamiento de las aguas participantes en el proceso de re-inyección es importante conocer sus propiedades; a continuación se mencionan las principales.  Compresibilidad. Ésta, a presiones superiores del punto de burbuja se define como el cambio del volumen del agua por unidad de por cada psi en el cambio de presión. En un reservorio de petróleo la compresibilidad del agua depende también de la salinidad.  Densidad. Es una función de presión, temperatura y constituyentes disueltos en ella. La densidad del agua de formación entonces está definida como la masa de la formación por unidad de volumen del agua de formación. La densidad del agua de formación se puede determinar si se conoce los sólidos disueltos en ella  Factor de Volumen de Formación (FVF). Está definido como el ocupado por un STB de agua a condiciones del yacimiento más su gas Representa el cambio en el volumen del agua de formación cuando condiciones de yacimiento a condiciones estándar. Tres efectos 50

volumen disuelto. pasa de son los

involucrados: la liberación de gas del agua a medida que la presión disminuye, la expansión del agua a medida que la presión es reducida y el “shrinkage” o encogimiento del agua a medida que la temperatura disminuye.  Resistividad. Es una medida de la resistencia que ofrece el agua a una corriente eléctrica. Puede medirse directamente o calcularse. La resistividad se expresa en Ohmios/m y su valor es usado en la interpretación de los registros eléctricos.  Tensión interfacial (IFT). Es la medida de las fuerzas de atracción actuando en las barreras entre dos fases. La tensión interfacial es medida en el laboratorio con un tensiómetro.  Viscosidad. Es una función de la presión, temperatura y los sólidos disueltos. En general la viscosidad de la salmuera aumenta con la presión, disminuye con la salinidad y disminuye con la temperatura.  Potencial de Hidrógeno (pH). Usualmente está controlado por el sistema de Dióxido de carbono/ Bicarbonato. Porque la solubilidad de Dióxido de carbono es directamente proporcional a la presión y temperatura, la medida de PH se debe realizar en el campo a condiciones naturales. El pH del agua no es medido con intenciones de realizar identificación de agua y correlaciones, sino para indicar la posible formación de scale o las tendencias de corrosión que tiene el agua. El pH también puede indicar la presencia de lodo de perforación filtrado o químicos de tratamiento.  Potencial de Redox (Eh). Puede también referirse al potencial de oxidación o potencial de óxido reducción. Se expresa en voltios y en condiciones de equilibrio está relacionado con las especies oxidadas y reducidas presentes. El conocimiento del Eh es útil es importante en los estudios de transporte de minerales como el uranio, hierro y azufre en medio del medio acuoso.  Sólidos suspendidos. Es uno de los principales parámetros usados para evaluar la agresividad de las aguas residuales domésticas y para determinar la eficiencia de las unidades de tratamiento, ya que el objetivo de las mismas es la retención de este material por medio de los procesos físico – químicos y de floculación biológica y química. Se expresa en mg/l.  Turbidez. Es causada por la materia sólida formada en su mayor parte por sólidos suspendidos y materia coloidal, tales como arcillas, materia orgánica e inorgánica finamente dividida, plantón y otros organismos microscópicos. Uno de los métodos analíticos empleados para la medición de turbidez es el de interferencia luminosa (turbidímetro), en cuyo caso la unidad de turbidez se denomina NTU. 51

2.4.4 Tipos de agua de formación. Existen varios tipos de agua de formación, estos varían según las composición de la misma, su lugar de formación etc.  Agua meteórica. Este tipo de agua está involucrado en la circulación atmosférica.  Agua de mar. Su composición varía en algo, pero en general tiene una composición relativamente fija en (mg/L): Cloruro-19.375, Bromuro-67, Sulfato2,721, Potasio-387, Sodio-10,760, Magnesio-1.294, Calcio-423, Estroncio-8.  Agua intersticial. Es aquella contenida en pequeños poros o entre espacios diminutos de granos o unidades de roca. El agua intersticial es singenésica, es decir formada al mismo tiempo que las rocas contenedoras ó epigenésica, originada por filtración subsecuente a la roca.  Agua connata. El término connata implica nacida, o producida al mismo tiempo. Entonces el agua connata se debería considerar aguan intersticial de origen singenésico. Entonces el agua connata es agua fósil, que ha estado fuera de contacto con la atmosfera por lo menos por una porción de un periodo geológico.  Agua diagenética. Es aquella que ha cambiado química y físicamente antes durante y después de la consolidación de sedimentos. Algunas reacciones que ocurren en la formación de agua diagenética son intercambio iónico y bacterial, dolomización, infiltración, y filtración de membrana.  Agua de formación. Como su nombre la define es la que ocurre naturalmente en la roca y está presente en la formación antes de la perforación.  Agua juvenil. Se encuentra en forma de magma primaria o derivada de magma primaria.  Agua condensada. Asociada con gas a veces transporta vapor a la superficie del pozo, donde se condensa y se precipita debido al cambio de presión y temperatura. Este tipo de agua es fácil de reconocer porque tiene bajas cantidades de sólidos disueltos. 2.4.5 Análisis gráficos de las aguas de formación. Un análisis grafico de los valores reactantes, se realizan para ilustrar las cantidades relativas presentes de cada radical. Estas representaciones gráficas son una ayuda para identificar rápidamente el agua y seguidamente clasificarla. Existen varios métodos:

 Diagrama de Tickell. Fue desarrollado usando un diagrama de seis ejes también conocido como diagrama de estrella. El porcentaje de los valores de las reacciones de los iones están representados en cada uno de los ejes. El valor del porcentaje de los ejes se calcula asumiendo masas equivalente de protones (EPM) de todos los iones divididos por los EPM de los iones dados por la suma de los EPM totales multiplicado por 100. Es muy útil en la identificación del agua. Se puede ver en la Figura 9 este tipo de diagrama. Figura 9. Esquema de análisis con Diagrama de Tickell.

Fuente: Graphical Interpretation of Water-Quality Data, Alezandra Zaporocec, 1972

 Diagrama de Reistle. Realiza un análisis grafico del agua a partir de la concentración iónica. La data se grafica en un diagrama vertical, con los cationes ubicados arriba de la línea central (cero) y los aniones ubicados debajo de la misma, como se aprecia en la Figura 10. Este tipo de diagrama es útil para realizar correlaciones regionales o estudiar variaciones laterales del agua contenida en una sola formación.  Diagrama de Stiff. Gráfica valores de las reacciones de los iones en un sistema de coordenadas rectangulares. Los cationes son graficados a la izquierda y los aniones a la derecha de una línea vertical (cero). Los puntos extremos están conectados por líneas rectas para formar un diagrama cerrado, llamado a veces diagrama de la mariposa, como se observa en la Figura 11. Para enfatizar un constituyente que puede ser clave para la interpretación las escalas varían cambiando el denominador de la fracción del ion, usualmente siendo múltiplos de diez. Sin embargo cuando se está considerando un grupo de aguas diferentes, las escalas deben ser iguales para todas.

Figura 10. Esquema de anรกlisis con Diagrama de Reistle.

Fuente: Graphical Interpretation of WaterQuality Data, Alezandra Zaporocec, 1972. Figura 11. Esquema de anรกlisis con Diagrama de Stiff.

Fuente: Graphical Interpretation of WaterQuality Data, Alezandra Zaporocec, 1972.

2.4.6 Parámetros de Calidad del agua en el proceso de inyección. A continuación se presentar los parámetros a tener en cuenta cuando se establece la calidad del agua que se inyecta en el subsuelo. 2.4.6.1 Composición Iónica. La mayoría de las formaciones contiene una gran variedad de materiales en granos finos que pueden ser susceptibles ya sea al movimiento (migración) o a una variación estructural (hinchamiento o dispersión) debido al contacto con fluidos de inyección no equilibrados. Una familia o grupo de estos materiales, que pueden ser especialmente reactivas debido a su afinidad catatónica, son las que se conocen como arcillas. La mayoría de yacimientos arcillosos son estabilizados a través de la atracción de cationes cargados positivamente como el Na+, K+, Ca+, Mg++, etc. Los cuales están disueltos en la solución acuosa. Evaluar la dinámica de transferencia de potencia entre el agua de inyección y la matriz existente in situ puede minimizar el choque de cationes. Este procedimiento se lleva a cabo evaluando la concentración de arcilla, la morfología y la locación mediante análisis petrográfico de la zona objetivo a inyectar por medio de un electro microscopio y un análisis de difracción de rayos X en muestras representativas de corazones o cortes de perforación de la zona objetico. Si se nota que hay presencia de arcillas hinchables se procede a realizar un análisis de desplazamiento más especializado. Los problemas causados por hinchamiento de arcillas se pueden reducir o mitigar por medio de:  Un aumento de la concentración total de mono-cationes o cationes divalentes en el agua inyectada por medio de adición y mezcla química.  Adición de agentes químicos estabilizantes como aminas, polímeros catiónicos etc., los cuales estabilizan las arcillas.  El uso de Cáusticos (KOH) en altas concentraciones para realizar un pretratamiento en la zona cercana al pozo para estabilizar las arcillas.  Alterar la mojabilidad por medio de agentes modificadores y generar una condición mojada en aceita fuerte en la zona cercana al pozo y aumentar la permeabilidad relativa de la fase del agua y aislar las arcillas reactivas para evitar su contacto directo con el agua. 2.4.6.2 Contaminantes Químicos. La inyección de agua puede contener una variedad de contaminantes químicos que pueden afectar negativamente el desempeño y la inyectividad. En general la mayoría de estos químicos con varios tipos de de-emulsificantes, surfactantes, inhibidores de corrosión e inhibidores de scale, los cuales han sido usados para facilitar el tratamiento d separación del 55

agua y el aceite. Mucho de estos aditivos tienen una naturaleza polar, la cual puede crear un estado de afinidad por la zona de mojabilidad transicional ubicada cerca al pozo. El cambio a una condición más mojada por aceite no es necesariamente desfavorable para un pozo de inyección de disposición, por el contrario puede mejorar la inyectividad y la permeabilidad de la fase de agua. Sin embargo una evaluación cuidadosa de los químicos inyectados se debe llevar a cabo antes de la implementación de una operación de inyección, ya que algunos químicos pueden promover la creación de una película bloqueadora que atrapa los hidrocarburos en la cara del pozo (asfáltenos dispersos). 2.4.6.3 Sólidos suspendidos. Un asunto importante relacionado con la calidad del agua y la reducción de inyectividad es la presencia de sólidos particulados presentes en el fluido inyectado. Los sólidos pueden ser generados en el agua de inyección por un amplio rango de fuentes incluyendo, producción de finos y arcillas, sales etc., también pueden generarse en superficie o en aguas de subsuelo superficiales, scales, presi pitados y productos corrosivos provenientes de tubulares de inyección. El taponamiento del espacio del poro en la región cercana al pozo debido a la presencia de sólidos en suspensión puede convertirse en un taponamiento severo rápidamente y depende de la distribución de tamaño, el volumen de fluido inyectado y la distribución de los tamaños de los poros de la formación. El problema se puede controlar mediante la especificación de partículas invasoras permitidas, velocidades de flujo, distribución del tamaño del poro, la mojabilidad de los finos y la formación. Una regla del dedo gordo mu común es: si el tamaño da la partícula suspendida es mayor a un 33% del espacio del poro, estas tenderán a conglomerarse y posteriormente reducir la permeabilidad. Los criterios de selección del óptimo filtrado se llevan a cabo a altas presiones y por medio de experimentos de presiones capilares con mercurio en muestras representativas de la formación. Algún material solido suspendido no va a ser removido por completo por medio de filtración convencional. Sólidos orgánicos suspendidos como asfáltenos son ejemplo de ese material; cuando se presenta este se opta entonces por el uso de dispersantes químicos que evitan que los asfáltenos se conglomeren y taponen. 2.4.6.4 Precipitados y Scale. Se pueden formar en las fuentes de agua de inyección por un sinnúmero de razones. Mezcla de fluidos incompatibles puede resultar en la formación de precipitados insolubles. También cambios en la temperatura y la presión del fluido producido mientras sube a la superficie, pasa por el proceso de tratamiento y subsecuentemente es reinyectado, puede ocasionar cambios en el pH los cuales pueden contribuir en la formación de scale (escamas) en equipos de de superficie, y en el pozo inyector. Existen una gran variedad de protocolos para evaluar la compatibilidad del agua y el potencial que tiene ésta de formar scale, así como para evaluar la efectividad de varios inhibidores comerciales.

2.4.6.5 Contenidos de grasas y aceite. A pesar de que se realizan operaciones para separar el aceite del agua y efectivamente la gran mayoría de dicho aceite es separado, en muchas ocasiones queda un aceite residual contenido en el agua de inyección o disposición. La severidad de la inyección de una capa delgada o nata de aceite depende del grado de dispersión da la fase del aceite contenida en el agua inyectada. Si el contenido de aceite puede ser uniformemente dispersado como micro-burbujas de aceite formando una emulsión estable, las fuerzas capilares disminuirían al igual que el potencial de disminución de inyectividad. Si el aceite contenido forma una masa homogénea o una micro fase por separado, los problemas son más severos. La severidad de dichos problemas depende de las condiciones iniciales de saturación de la zona de inyección. 2.4.6.6 Gases no condensables. A pesar de que es bien conocido que la solubilidad de los gases en agua es normalmente baja, algunos gases(H2S, CO2, O2, aire) tienen una solubilidad finita en el agua; sin embargo esta solubilidad disminuye a medida que la temperatura. En la operación de re inyección se presenta un aumento considerable de temperatura y si hay gases presentes, esto puede conlleva a la liberación de gas libre e insoluble en la matriz que rodea el pozo, esto conlleva a una pérdida de inyectividad a medida que la saturación de dicho gas aumenta. Reducir o eliminar la presencia de gases disueltos en los fluidos de inyección, particularmente Oxígeno, es deseable no solo para evitar la pérdida de inyectividad sino también para evitar problemas de corrosión, y oxidación de aceite residual; esto puede lograrse con tratamientos términos en superficie y secuestradores de oxígeno. 2.4.6.7 Presencia de Bacterias. Un amplio tango de bacterias, aerobias y anaerobias, tienden a estar presentes en varias fuentes superficiales de agua. La introducción de bacterias en un pozo inyector puede ocurrir durante su perforación, completamiento, estimulación, operaciones de work-over y en la misma operación de inyección. Su presencia trae consigo una situación problemática por varias razones respecto a la pérdida de inyectividad, como:  Taponamiento del sistema poroso debido al taponamiento de partículas solidas de bacterias.  Taponamiento del sistema porosas por la secreción de polímeros polisacáridos, resultado del crecimiento de colonias de bacterias en la formación.  Taponamiento de la formación por productos corrosivos generados por el crecimiento de bacterias en el tubing, casing, equipos de superficie, etc.

3. SISTEMA DE INYECCIÓN EN CAMPO RUBIALES En este capítulo se presenta el sistema de de inyección existentes en el Campo Rubiales, teniendo en cuenta los completamientos típicos de pozos, las facilidades en superficie, diseño preliminar de la operación y comportamiento actual del mismo. 3.1 COMPLETAMIENTO DE POZOS. En Campo Rubiales existen dos tipos principales de pozos, los productores de petróleo y agua asociada y los inyectores de agua de producción. A continuación se amplía la configuración que tiene cada uno para cumplir su tarea. 3.1.1 Pozos productores. Actualmente en el campo hay diferentes tipos de completamiento para los pozos productores y esto depende si se trata de un pozo vertical u horizontal como se explica a continuación. 3.1.1.1 Pozos productores verticales. Generalmente se completan con un empaquetamiento de grava ya sea en hueco revestido, o en hueco abierto con ensanchamiento.  Empaquetamiento de grava en hueco revestido. Es un completamiento usado para brindar un buen control de arenas, tiene como función principal detener la producción de finos y a su vez permitir el flujo de fluidos a través de la formación de interés. Es importante el uso de una malla de tamaño adecuado ya que si se trabaja con grava se corre el riesgo de corte o daño en la misma, dañando por completo el empaquetamiento. El procedimiento a seguir en este tipo de completamiento es:  Cementar el revestimiento a lo largo de la zona de interés.  Ubicación de un tapón de cemento a la profundidad del pozo para un fácil manejo del acuífero.  Se ubica la grava.  Se realizan cañoneos en las arenas productoras, creando comunicación formación-pozo. En el Anexo 1.1, se muestra el esquema general del completamiento de grava en hueco revestido en un pozo del Campo Rubiales. Generalmente en este completamiento se emplea un revestimiento de siete pulgadas, se puede ver también que se emplea un empaquetamiento de grava de tamaño que va desde 20 a 40 y una malla de tres ½ pulgadas; los problemas más 58

comunes que se presentan con este tipo de completamiento son debido a la producción de parafinas, depositación de asfáltenos y la inclinación de los estratos. La precipitación de componentes orgánicos causa un agotamiento de presión en el yacimiento, y al presentarse estos problemas, en Campo Rubiales se realizan tratamientos químicos que rompen cualquier emulsión presente en las gargantas de poro que dificulten el flujo  Empaquetamiento de grava en hueco abierto con ensanchamiento. Buscando tener un área mayor de drenaje a la entrada de pozo, fluidos más limpios y la posibilidad de emplea un tamaño de grava un poco mayor; se implementa otro tipo de completamiento en los pozos verticales el cual requiere un ensanchamiento del hueco y dejarlo sin revestimiento como se muestra en el Anexo 1.2. En este tipo de completamiento la técnica es muy parecida a la utilizada en un hueco revestido.  Se deja la rejilla en el intervalo ampliado.  Se realiza la circulación de grava en el espacio entre la rejilla o liner y el hoyo ampliado. Actuando el liner como el que retiene la grava y el empaque como el filtro de la arena de la formación. Como se puede apreciar en el Anexo 1.2, el ensanchamiento que se realiza es generalmente hasta un diámetro de 11 a 13 pulgadas, con mallas recubiertas de unas tres ½ pulgadas; los problemas que se puedan presentar con este completamiento son generalmente debidos a un alto grado de inclinación del pozo. 3.1.1.2 Pozos productores Horizontales. Actualmente son los que más se completan en Campo Rubiales, esto se debe a que gracias a su configuración y teniendo en cuenta las propiedades de yacimiento, este tipo de pozo brinda una mejor área de drenaje y menos problemas en la producción de aceite.  Hueco abierto con liner ranurado. Éste se emplea para alcanzar una distribución uniforme de la arena. El tamaño o calibre de la ranura depende de las condicionas propias de cada pozo. Al instalarse el liner en hueco abierto es recomendable que sea lo más largo posible. El liner es instalado dentro del casing, y se tiende a utilizar diámetro de ranura mayor para evitar una disminución de la productividad debido a las arenas que quedan atrapadas entre la malla y el casing. Las rejillas y liners actúan como filtros de superficie entre la formación y el pozo, debido a que el material de la formación se suspende a la entrada del liner. Para el diseño de calibre de las rejillas, se debe realizar un dimensionamiento al grano, y el tamaño de la rejilla deberá ser de dos a tres veces el tamaño de este grano.

En el Anexo 1.3 se aprecia el esquema tradicional de este tipo de completamiento. Éste tiene una estructura donde hay revestimiento de siete pulgadas, un liner ranurado de cuatro ½ pulgadas con una longitud aproximada de 900 pies y con ranuras de 0,012 pulgadas, con 224 ranuras por pie, instalados en la sección horizontal. Al tener un alto corte de agua, varios de estos pozos con este completamiento presentan ocasionalmente un flujo no uniforme puesto que la fricción producida por el flujo en la punta del pozo restringe la producción para los lugares más alejados. Este tipo de completamiento permite tener en producción un Mayo área de drenaje y producir de tres a cinco veces más que un pozo vertical. 3.1.2 Pozos inyectores. El completamiento de estos pozos, tanto verticales como horizontales es prácticamente igual que el de los pozos productores. Con diferencia que no se emplea una bomba para extraer los fluidos dentro del pozo, sino empaque de inyección, para reinyectar el agua de disposición de subsuelo 3.1.2.1 Pozos inyectores verticales. Éstos son escasos en Campo Rubiales, estos se completan con empaquetamiento con grava y ensanchamiento del hueco. 3.1.2.2 Pozos inyectores Horizontales. En éstos usualmente se realiza una sección horizontal de unos 1400 – 1500 pies procurando que sea lo más largo posible. Se completa con liner ranurado y una tubería de unas cinco pulgadas. Algunos pozos cuentan con válvula cheque en fondo. 3.2 FACILIDADES DE INYECCIÓN. El agua producida en Campo Rubiales una vez llega a superficie se encuentra con los surge tanks, los cuales funcionan como un FWKO (Free Water Knock Out) y separa el agua libre; en esta unidad se aplica un rompedor directo para tratar la emulsión agua/aceite, de acá sale el aceite en un 20% de Bsw y el agua con 10000 ppm de grasa y aceite. Por medio de una bomba de transferencia llega ahora el agua al skim vesel o skim tank (desnatador), a la entrada de este equipo se aplica un rompedor inverso; de este equipo el agua sale con unos 100 1 1200 ppm de grasa y aceite. De nuevo en la línea de flujo se le aplica un rompedor inverso y entra a la unidad IAF donde se airea el agua y se intenta remover los sólidos suspendidos y grasas emulsificadas; agua sale con valores de 50 a 60 ppm de grasa y aceite. Seguidamente el agua pasa a los filtros, los cuales pueden ser de dos tipos, de cascarilla de palma africana (hay 8 en el Campo) y de cascarilla de nuez (14 presentes en el Campo). Una vez se ha filtrado el agua tiene dos opciones de rumbo, ir a las piscinas de agua de vertimiento o a la línea de agua de inyección donde se realiza una última aplicación de químicos, sulfito de sodio (Na2SO3) que controla el oxígeno disuelto y biocidas que controla las bacterias. Seguidamente pasa al pozo para ser inyectada.

Figura 12. Facilidades de superficie del sistema de Inyección de Campo Rubiales.

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Re-inyección de aguas industriales, 2008. [Documento Word]. Modificado por autor.

3.3 DISEÑO PRELIMINAR Al inicio de las operaciones de inyección en el campo, se realizó un estudio de Áreas; dicho estudio tenía en como fin identificar las zonas más apropiadas para llevar a cabo la tarea; los criterios que se tuvieron en cuenta a la hora de la selección de áreas potenciales fueron los siguientes: cercanía al centro de facilidades de superficie, potencial almacenador de la formación receptora (propiedades petrofísicas en general), accesibilidad para realizar trabajos necesarios en los pozos, disponibilidad de información y los costos asociados que se tendría en cada una. A continuación se presentan los resultados del estudio preliminar que se realizó 3.3.1 Área de pozo RB-008. Fue perforado en el año 1989 y se optó por su abandono con tapones de cemento debido a la ausencia de de arenas contenedoras de aceite. Este pozo presenta un buen espesor de arenas, saturadas en un 100% de agua, ubicada en un sector aislado de los canales productores de aceite en Campo Rubiales. La estructura de esta área está conformada por un monoclinal suave con un buzamiento de 1º-2º, orientado regionalmente en una dirección N50ºE, en esta zona se hallan 3 pozos ya perforados: RB-008, RN-080 y RB-081.Como se observa en la Figura 13

Los principales riesgos que presentaba esta zona eran:  Difícil acceso y desarrollo debido la distancia considerable a la que esta del CPF, unos 8,5 Km en línea recta.  Los altos costos asociados que se tendrían en los trabajos del pozo, ya que se necesitarían usar equipos de alta presión que sean capaces de vencer los efectos de fricción a lo largo de la tubería. La principal ventaja que tiene esta área para ser considerada apropiada para la inyección de agua es la presencia de arenas saturadas en un 100% de agua, lo que impide una comunicación con áreas que contienen aceite como se muestra en la Figura 14. En esta área se planeó realizar la inyección a nivel de las Arenas Basales, en el acuífero activo, donde no hay presencia de arenas contenedoras de aceite. Figura 13. Mapa estructural del área del pozo RB-008 a tope de areniscas Basales

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2008. [Documento Word]

Figura 14. Correlación estratigráfica de pozos presentes en el área del pozo RB-008.

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2008. [Documento Word]

3.3.2 Área del pozo RB-006. En el momento que se realizó el estudio este pozo se encontraba cerrado por tener un corte de agua superior a 98%. La zona de aceite en este pozo presentó un espesor de unos 60 pies y la zona de arenas saturadas de unos 120 pies. Los principales riesgos que se encontraron fueron:  Necesitaba en esos momentos trabajos de reparación (Workover).  Existían riesgos de comunicación de las zonas de aceite y agua ya que la separación que hay entre ellas no cuenta con un sello robusto; por ende es propendo a ser transgredido si llega a ser sometido a altas presiones.

 Difícil acceso y desarrollo debido la distancia considerable a la que esta del CPF, unos 7,5 Km en línea recta.  Los altos costos asociados que se tendrían en los trabajos del pozo, ya que se necesitarían usar equipos de alta presión que sean capaces de vencer los efectos de fricción a lo largo de la tubería. La principal ventaja encontrada en esta área es la presencia de una zona considerable con una saturación de agua en un 100%, lo que garantiza una buena disposición para la recepción de agua. 3.3.3 Área del pozo RB-009. Este pozo fue dejado en abandono, con dos tapones de cemento. Geológicamente este pozo presentaba arenas apropiadas para almacenar y recibir agua pero contenía un volumen de arcilla alto, lo que hace del área no propicia para inyección de agua; teniendo esto en cuenta los riesgos encontrados fueron.  Problemas asociados a los trabajos de re-perforación y de un nuevo pozo.  Al tener un volumen de arcilla elevado y una pobre relación Arena neta/ Arena bruta (Net-to-Gross) los futuros pozos de inyección podrían presentar taponamientos por caolinita que reacciona con el agua inyectada. Esto requeriría en un futuro constantes operaciones de limpieza.  Difícil acceso y desarrollo debido la distancia considerable a la que esta del CPF, unos 9,9 Km en línea recta La principal ventaja encontrada en esta área la presencia de arenas saturadas en un 100% de agua con un espesor considerable. 3.3.4 Área del pozo RB-007. En este pozo se encontró, una arena saturada por agua limpia, de un espesor aproximado de 50 pies, ubicada arriba del Paleozoico. La arena también presentaba una zona saturada por aceite de un espesor de 20 pies netos, con alto contenido de arcilla. Los principales riesgos que se encuentran son:  Posible comunicación entre las zonas de aceite y de agua, si se somete el pozo a presiones de inyección por encima de los 1000psi en cabeza.  Difícil acceso y desarrollo debido la distancia considerable a la que esta del CPF, unos 7,5 Km en línea recta.

 Los altos costos asociados que se tendrían en los trabajos del pozo, ya que se necesitarían usar equipos de alta presión que sean capaces de vencer los efectos de fricción a lo largo de la tubería. La principal ventaja es la baja relación que hay entre Permeabilidad vertical/Permeabilidad Horizontal (Kv/Kh), lo que favorece al aislamiento del agua a inyectar en la zona del acuífero. 3.3.5 Área del pozo RB-083. Se perforó en el año 2007 y se abandonó debido a la ausencia de áreas contenedoras de aceite. En el estudio se decide por realizar la inyección a nivel de las arenas C-intermedia, ya que cuenta con un espesor de unos 110 pies y una continuidad lateral a lo largo de toda la unidad, lo que la hace apropiada para recibir agua inyectada. Los principales riesgos que se encontraron son:  Difícil acceso y desarrollo debido la distancia considerable a la que esta del CPF, unos 6 Km en línea recta.  Al estar aislado el pozo RB-083, como se observa en la Figura 15, no contaba con información de pozos aledaños que ayuden a estimar la extensión areal de las arenas en esa zona.  Los altos costos asociados que se tendrían en los trabajos del pozo, ya que se necesitarían usar equipos de alta presión que sean capaces de vencer los efectos de fricción a lo largo de la tubería. La principal ventaja encontrada es la presencia de arenas 100% saturadas en agua, las cuales no tienen posible comunicación con las arenas contenedoras de aceite, como se muestra en la Figura 16. 3.3.6 Área del pozo DW-01 (CERCANO AL CPF1). Una vez se evaluadas las zonas de los anteriores pozos, se hizo una revisión de otros horizontes arenosos a lo largo de la Formación Carbonera para encontrar otras alternativas para la inyección de agua. Se procedió entonces en correlacionar los pozos cercanos al clúster de inyección (DW-01) y se revisaron las arenas ubicadas en las unidades C-1 y C-Intermedia. La zona del pozo DW-01 resulto ser bastante adecuada para el almacenamiento del agua ya que hacia el área Sur-Este se tiene una buena correlación de las arenas C-Intermedia, y hacia el Sur-Franco se tiene buena correlación y excelente extensión areal de las arenas C-1.

6 -1

RB-22H 0 66 RB-27 -1

-1 6

910400

-1640

-16

908800

-16

0 62 -1

5 -1 6

RB-65H CPF_propuesto RB-49H 80 90 5 5 1 -1570 -1

-16

6 -1

-1590

RB-10

0 55 -1

-1560

-1 5

00 -1 6

-1 58 0

10 -1 6

-1 6

80 -15

-1545

5 -1

-15

5 -1

-1563

0 -155

0 -154

0 -153 -1520

-1 5

RB-88 90 5 -1

0 -154

RB-79

30 -15

906400

-151 0

-1 5

0 60 -1

-15

6 -1

0 62 -1

-1

-15

RB-07

-1 5

907200

0 63

906400

0 67 -1

0 64 -1

907200

0 65 -1

RB-34

908000

-1510 -1560 -1630

908000

1298400

908800

0 66 -1

1297600

RB-85

0 67 -1

0 69

1296800

RUB-71_H RB 42H RB-62H

-1620

-1623

1296000

-1 5

909600

-1659 RB-25

1295200

RB-45H RB-55H

RB-38 RB-43 RB-43D -1642 -1610 -1607 -1612 RB-40 -1628 RB-30 RB-12 RB-46 RUB-76_H 80 -1639 RB-37 -15 RUB-68_H RB-44D 0 0 RB-66H RB-63H60 59 1 RUB-72_H 1 RB-48H -RB-64H 0 RUB-74_H 64 RB-58H -1 0 -1613 -163 RUB-69_HRUB-73_H RUB-75_H 0 RUB-70_H 0 1RB-33 -1600 -162 -16-1597 60 RUB-67_H -1596 -1598 -15 -1601 RB-47 -1595 RB-41 -15 90

50 -16

-1

0 70 -1

1294400

RUB-78_H RB-22

6 -1

0 68

1293600

909600

-1664

1292800

RB-57H RUB-77_H RB-56H RB-18 RB-39

-1656

RB-11

-1664

90 -16

1292000

910400

-17

1291200

80 -16

-163 0

912000 911200

-17 40 30 -1 7

0 71

-1 1290400

1289600

911200

-1

0 72 -1

6 -1

1288800

0 -1686 69 -1

-1714

-1

-1646

912000

-1719

7 -1

50 -16

-1666 -1 -1654 -1664

-172 0

1288000 00

6 -1

Figura 15. Mapa estructural0 del área -1669 del pozo RB-083 a tope de Arenas C-Intermedia 7 -1

-16

60 -16

0 67

-1697 -1697 00

7 -1

6 -1

-1 63 0

-1 6

-1

7 -1

-1718

-1 7

0 71

-1714

30 -17

-1750

-1694

-1719

0 76 -1

6 -1

-1 65 0

-1751

00 -1 7

0 -172

0 74 -1

70 -17

20 -17

6 -1

-1730

0 75 -1

6 -1

-1 69 0

6 -1

7 -1

0 -174

60 -17

7 -1

-1 6

7 -1

-17

-1761

-1 64 0

70 -17

-1 68 0

1288800

1289600

-1

1290400

1291200

1292000

1292800

1293600

RB-83

1294400

0 52 -1

1295200

-1510

1296000

500

1296800

1000

1500

-1506 1297600

2000

1298400

2500m

1:50000

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2008. . [Documento Word]

3.3.7 Área de cercana al CPF2. En la zona donde se ubico el segundo Centro de Facilidades Nº2, se realizo una evaluación para determinar un área potencial donde se podría perforar un nuevo PAD de inyección. Una vez más se tuvieron en cuenta los cuerpos arenosos de las Unidades C-1 y C-Intermedia. Se elaboró entonces las correlaciones de los pozos cercanos al CPF2 y se tomaron también las líneas sísmicas que pasan por dicha área para tener ubicación precisa de los valles incisos o valles socavados, y así determinar los espesores óptimos para la inyección.

-14 90

-1

0 56

0 57

-1 5

80 -15

904800

1288000

90 -15

0 60 -1

-1 5

-1

0 61

-1 5

-1

0 62

904800

-1

0 63

905600

-1

0 64 -1

905600

-1550

0 65

-1500

RB-52

6 -1

Figura 16. Correlación estratigráfica de pozos presentes en el área del pozo RB-008

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2008. . [Documento Word]

3.4 INYECCIÓN ACTUAL EN CAMPO RUBIALES Las inyección de agua de desecho actualmente se realiza en PAD’S de inyección, éstos son una configuración de varios pozos inyectores pertenecientes a un mismo clúster, cada. Hasta la fecha se cuentan con 5 PAD’S y su distribución geográfica en el campo se puede ver en la Figura 17.

Figura 17. Ubicación geográfica de los PAD’S de inyección en Campo Rubiales 1285000

1290000

1295000

1300000

1305000

924000

1310000 924000

DW-023HST DW-018H

920000

920000 DW-021HST DW-019H DW-020H DW-022H

DW-012H DW-025H DW-009H DW-011H DW-008 DW-010H DW-026H

916000

DW-003H ST2 DW-001 DW-002H

912000

DW-017H DW-014H

908000

DW-013 DW-016H

908000

DW-015H DW-007H DW-006H

DW-005H

DW-004H

904000 1285000

904000 1290000

1295000

1300000

1305000

1310000

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

3.4.1 PAD 1. Ubicado al centro del campo, éste se conforma de los pozos DW001, DW-002H y DW3-HST2 y su distribución se puede apreciar en la Figura 18. Este PAD cuenta con una sola bomba tipo PANTHER y tiene bombas de respaldo ni ha sido sometida a repotenciación. Como se puede ver en el mapa los pozos aledaños a este clúster son el RB-024 y el RB-016, gracias a una correlación de estos pozos, Figura 19, se pudo establecer una buena comunicación y continuidad a nivel de las arenas dispuestas a inyectar, Unidad Areniscas Basales, C-1 y C-Intermedia. Tabla 7. Plan de inyección del PAD 1 en Campo Rubiales

Pozo inyector DW-001 DW-002 DW-003HST2

Arena objetivo Basales C1 Intermedia

Presión de inyección 1050 1050 1050

Caudal de agua estimado 20000 20000 20000

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

Como se puede ver en la Tabla 7 se planeó que inicialmente el PAD tuviera un caudal de 60000 BWPD y se establecieron las 15 presiones de inyección para cada 45 pozo . Figura 18. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 1

1292501

-2040

45 45

914335

50 55

DW-003H ST2

914335 -2070

60 65

50 -2100

70 75 55 80

DW-001

35 30 25

20 25 15 30

-2070

DW-002H

912835

-2040

912835

1292501

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección 25 en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point] 60 65 70

Figura 19. Correlación estratigráfica de pozos cercanos al PAD 1

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

A continuación se presentan los pozos pertenecientes al PAD 1. 3.4.1.1 Pozo DW-001. Fue perforado en el año 2006 y fue el primero en ser perforado con objetivos de inyección, en las Areniscas Basales. Su operación inició solo hasta Noviembre del 2007, cuando estuvieron disponibles las facilidades de superficie correspondientes. Es un pozo vertical con una profundidad de 2774 pies TVD, completado desde superficie hasta 236 pies de profundidad con revestimiento de 9 5/8 pulgadas y desde ahí hasta 2741 con revestimiento de 7 pulgadas, como se aprecia en el Anexo 2. Cuenta con una tubería de inyección de 5 ½ pulgadas desde superficie con una longitud de 2627 pies. A los 2741 pies de profundidad hay un ensanchamiento del hueco a 11

pulgadas que va hasta 2770 pies, a esta profundidad se inyecta con un liner ranurado de 4½ de 40 pies de longitud. Como se puede ver en la Gráfica 5, el primer periodo de inyección va desde finales de Noviembre de 2007 hasta finales de Enero de 2008, en dicho período se alcanza a inyectar un total de 335763 Barriles de agua con un caudal máximo y promedio de 10300 BWPD y 5890 BWPD respectivamente y una presión máxima y promedio de 950 y 605 psi respectivamente. El segundo periodo de inyección inicia a mediados de Febrero de 2008, y se termina en Junio de 2009, durando año y medio en operaciones continuas. En este periodo se pueden observar que la presión varía entre los 900 y 1250 psi, evidenciando una disminución en la capacidad de inyección del pozo. Gráfica 5. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-001 1400

30000 Presión de cabeza

1200

Caudal de Inyección

25000

1000

800 15000 600

Q-Iny (BWPD)

Presiòn (PSI)

20000

10000 400

5000

200

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Una vez finalizado el segundo periodo de inyección, el pozo estuvo cerrado durante tres meses, hasta principio de Enero de 2010 donde se reinició una vez más la inyección teniendo un tercer periodo, éste fue muy corto durando apenas mes y medio. La presión inicio en 750 psi y llego a estar en 816 psi, sin tener un aumento significativo en el caudal, el cual se mantuvo alrededor de los 17500 BWPD. Se cierra nuevamente el pozo y vuelve a abrirse a operaciones a mediados de Diciembre de 2010, manteniendo operaciones ininterrumpidas hasta la fecha; en este actual periodo se inicia con presiones alrededor de los 700 y 820 psi con un caudal promedio de 12000 BWPD, posteriormente se presenta una disminución progresiva de la presión hasta llegar a los 680 psi con caudal de

12905 BWPD. El pozo se cierra a finales de Mayo de 2011 para prevenir interferencia con los pozos productores ubicados en la misma área. 3.4.1.2 Pozo DW-002H. Fue perforado en Noviembre de 2007, inició inicio operaciones de inyección en Diciembre del mismo año, teniendo como objetivo de inyección la unidad de flujo C-1. Es un pozo horizontal; con una profundidad de 3800 pies MD y 2151 pies TVD; está completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 251 pies y revestimiento de 7pulgadas que va hasta 2672 pies de profundidad, y un liner ranurado de 4 ½ pulgadas hasta el 3893 pies; no cuenta con tubería de inyección desde superficie sino que el agua fluye directamente por el casing de 7 pulgadas; como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 6 que al inicio de la inyección a pesar de que se alcanzan presiones en el orden de 1000 psi el caudal de inyección disminuye de 9000 BWPD a 6000 BWPD, a partir de Enero 2008 el caudal de inyección incrementa pasando de 4000 BWPD a 15500 BWPD. Actualmente el pozo se encuentra cerrado debido a los problemas de arenamiento que presentó desde agosto de 2008. Gráfica 6. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-002H 1400

25000 Presión de cabeza

1200

Caudal de Inyección 20000

15000

800

600

10000

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1000

400 5000 200

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Durante la parada del pozo se presentó un “backflow”, ocasionando arenamiento del pozo ocasionando no solo el taponamiento del mismo sino daño en los equipos de superficie. Se decide realizar limpieza en Mayo 2008; Durante esta operación se presentaron problemas quedando un pescado (tubería “Wash Pipe”) en el pozo de 2458 pies. La inyección en el pozo está suspendida a la fecha. 72

3.4.1.3 Pozo DW-003HST2. Fue perforado en Febrero de 2008 y las operaciones de inyección iniciaron en el mes de Marzo del mismo año, con objetivo de inyección la unidad de flujo C-Intermedia. Es un pozo horizontal, con una profundidad de 4443 pies MD y 2496 pies TVD; está completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 253 pies de profundidad, revestimiento de 7 pulgadas que va hasta 2876 pies de profundidad, cuenta con una tubería de inyección de 5½ y3 ½ pulgadas que va desde superficie y tiene una longitud de 2566 pies Tiene un liner ranurado de 4 ½ que va desde los 2876 pies hasta 4282 pies como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 7 que inicialmente se alcanzan tasas de inyección de 24000 BWPD con una presión en cabeza de 1200 psi. A principios del mes de Mayo de 2008 la presión de inyección disminuye debido a problemas en el sistema de inyección del PAD, una vez solucionados, la presión de inyección incrementa a 1250 psi y se mantiene en promedio a 1050 psi llegando a tasas de inyección promedia de 20000 BWPD. Durante finales del año 2009 y principios del 2010 el pozo presenta constantes cierres y aperturas, en este periodo se mantuvieron tasas de 18000 BWPD a 800 psi en promedio. La inyección actualmente se encuentra suspendida en el pozo debido a problemas mecánicos. Gráfica 7. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-003HST2 1400

30000

Presión de cabeza

1200

Caudal de Inyección

25000

1000

800 15000

600

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

20000

10000 400

5000

200

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.2 PAD 2. Ubicado al noreste del campo, está conformado de los pozos DW008, DW-009H, DW-010H, DW011H y DW-012H, DW-025H y DW-026H-como se observa en la Figura 20. En el área asociada al PAD 2 se observa buena continuidad de las arenas C1, Intermedias y Basales, se escogió esta zona para la inyección ya que a nivel de las Basales no presenta presencia de hidrocarburos y en toda la columna hay una buena continuidad de las arenas propicias para la inyección de agua del campo, como se observa en la correlación de la Figura 21.

-2160

El PAD 2 se conceptualizó con un sistema de siete bombas de inyección de las cuales cinco estarían en permanente funcionamiento y dos cumplirían la función de bombas de respaldo como se observa en la Figura 22.

-2130

Figura 20. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 2. 1296670

1299170 -2100

DW-012H DW-025H

DW-009H

917884

917884 DW-011H

-2070

DW-008

RB-008

DW-010H

-2040

DW-026H 35

916384

1296670

1299170

0 0

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

En el área asociada al PAD 2 se observa buena continuidad de las arenas C1, Intermedias y Basales, se escogió esta zona para la inyección ya que a nivel de las Basales no presenta presencia de hidrocarburos y en toda la columna hay una buena continuidad de las arenas propicias para la inyección de agua del campo, como se observa en la correlación de la Figura 21.

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

Figura 22. Configuración de superficie del PAD 2

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point].

También se realizó un plan de inyección que muestra los caudales y presiones que tendrían cada uno de los pozos pertenecientes, como se observa en la Tabla 8. Tabla 8. Plan de inyección del PAD 2 en Campo Rubiales

Pozo inyector

Arena objetivo

DW-008 DW-009H DW-010H DW-011H DW-012H DW-025H DW-026H

Basales C1 Intermedia Basales Intermedia C1 C1

Presión de inyección 1750 1750 1750 1750 1750 1750 1750

Caudal de agua estimado 35000 50000 50000 50000 50000 50000 50000

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point].

A continuación se presentan los pozos pertenecientes al PAD 2. 3.4.2.1 Pozo DW-008. Fue perforado en Julio de 2009 y puesto en operaciones en Febrero de 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo Arenas Basales. Es un pozo vertical con una profundidad de 2831 pies TVD,

completado desde superficie hasta 245 pies de profundidad con revestimiento de 9 5/8 pulgadas, seguidamente hay un revestimiento de 7 pulgadas hasta 2665,2 pies, cuenta con una tubería de inyección de 4 pulgadas que va desde superficie y tiene una longitud de 2461 pies; a una profundidad de 2730 pies se encuentra la ventana de ensanchamiento a hueco abierto, la cual esta empaquetada con grava y tiene un diámetro de 13 pulgadas y va hasta los 2770 pies; como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 8 que la inyección inicia con caudales de 40000 BWPD con presiones de cabeza de 950 psi en promedio; seguidamente la presión de inyección es incrementada paulatinamente con espacios de estabilización hasta llegar a los 1500 psi. Durante estos incrementos de presión el caudal de inyección aumenta también pasando de 40000 hasta llegar a los 45000 BWPD; cabe anotar que una vez se alcanzaron los 1300 psi el caudal se mantuvo en 45000 BWPD sin aumentar a pesar que la presión sí lo hizo. La presión se aumenta aún más hasta llegar a un máximo de 1850 psi en Octubre de 2010, pero el caudal por el contrario disminuye considerablemente y presenta valores del orden de unos 34000 BWPD. Después de este punto máximo la presión vuelve a estar en 1675 psi teniendo caudales de 37000 y 39000 BWPD. En Febrero de 2011 al pozo se le retira la tubería de inyección dejando fluir el agua directamente por el revestimiento de 7 pulgadas, este cambio trae como consecuencia necesitar menos presión para inyectar, estabilizándose a 1305 psi inyectando unos 42800 BWPD teniendo un comportamiento bastante estable. El pozo se encuentra operando normalmente y ha inyectado un total de 18921827,6. Gráfica 8. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-008. 2000 1800

60000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

50000 1600 1400 40000

1000

30000

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

800

20000 600

400 10000 200 0

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.2.2 Pozo DW-009H. Fue perforado en Octubre de 2009 e inicio operación en Diciembre del mismo año. El objetivo de inyección del pozo es la unidad de flujo Arenas C1. Es un pozo Horizontal con una profundidad de 2051pies TVD y 4590 pies MD; completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde la superficie hasta 250 pies MD/TVD, un revestimiento de 7 pulgadas hasta 3728 pies MD/ 2049 pies TVD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas desde superficie con una longitud de 2654 pies y un liner ranurado de 4 ½ pulgadas que va desde3237 hasta 4590 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 9, el comportamiento que ha tenido el pozo; al inicio de sus operaciones; Agosto de 2010; reporta una presión de 1600 psi inyectando un caudal de 7000 BWPD, este comportamiento permanece casi estable hasta Noviembre de 2010 donde se interrumpe por unos días la inyección para realizar una limpieza y se encuentra un pescado; seguidamente se retira y se reinician las operaciones con presiones de 1200 psi y caudales de 74000 BWPD. La presión disminuye un poco quedando casi estable en los 1140 psi con caudales de 95000 BWPD. La inyección en este pozo se encuentra activa actualmente y hasta la fecha ha inyectado un volumen total de 17928795 Barriles de agua. Gráfica 9. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-009H 2000 1800

120000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección 100000

1600 1400 80000

1000

60000

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

800 40000 600 400 20000 200 0

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.2.3 Pozo DW-010H. Fue perforado en Septiembre de 2009 y entro en operaciones en Febrero del 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo Arenas Intermedia. Es un pozo horizontal con 4668 pies MD y 2461 pies TVD de profundidad, está completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde la superficie hasta 244 pies MD/TVD y después con un revestimiento de 7 78

pulgadas hasta 3261 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie y tiene una longitud de 2777 pies, seguidamente tiene un liner ranurado de 4 ½ pulgadas que va desde 3081 hasta 4660 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 10 que al iniciar operaciones, llego a alcanzar caudales alrededor de los 33000 BWPD con una presión en cabeza promedio de 950 psi. Una vez terminado el primer mes de inyección la presión fue incrementada paulatinamente hasta llegar a los 1500 psi, siempre dejando tiempo suficiente para estabilizarse, teniendo como resultado un aumento en el caudal inyectado llegando a los 42000 BWPD. Una vez alcanzados los 1500 psi se estabiliza y deja con esa presión por un periodo de tiempo considerable, observando una evidente disminución de caudal. En mes de Enero de 2011 se somete al pozo a un estimulación acida con un Sistema de Fe Acid 7.5% a través de coiled tubing. Una vez finalizada la estimulación se pudo observar un aumento del caudal inyectado alcanzando los 41500 BWPD y una disminución en un 2.8% en la presión, después de ese aumento de caudal, disminuye abruptamente llegando a 22000 BWPD, al observar este comportamiento desfavorable se realiza el retiro de la tubería de inyección a inicios de marzo de 2011, enseguida se observa una mejoría gradual y la presión se estabiliza a unos 1340 psi con un caudal también estabilizado a 29000 BWPD. Hasta le fecha este pozo ha inyectado un total de 16252387 Barriles de agua, manteniendo un comportamiento normal después de la remoción de la tubería de inyección. Gráfica 10. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-010H 2000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

45000

1600

40000

1400

35000

1200

30000

1000

25000

800

20000

600

15000

400

10000

200

5000

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1800

50000

3.4.2.4 Pozo DW-011H. Fue perforado en Septiembre de 2009 y puesto a operar en Febrero de 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo Arenas Basales. Es un pozo horizontal con 5168 pies MD y 2725 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 225 pies y un revestimiento de 7 pulgadas hasta 3728 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie y tiene una longitud de 2705 pies seguidamente tiene liner ranurado de 4 ½ pulgadas que va desde 2806 hasta 4435 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 11, que inicialmente se alcanzaron caudales de inyección de 47000 BWPD a presiones promedio de 950 psi, al igual que el pozo DW-010H la presión de inyección se aumentó paulatinamente hasta llegar a los 1500 psi, de igual forma se vio reflejado un aumento en el caudal alcanzando a inyectar un caudal de 55000 BWPD. Una vez estabilizada la presión en 1700 psi se observa una tendencia a disminuir en los caudales de inyección ¸ a pesar de esta tendencia el pozo ha tenido un buen comportamiento y actualmente opera de manera estable manteniendo tasas de 34000 BWPD a una presión de 1580 psi, hasta la fecha inyectando un total de 20294148,86 Barriles de agua. Gráfica 11. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-011H 1800

1600

60000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

50000 1400

40000

1000 30000 800

600

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

20000

400 10000 200

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.2.5 Pozo DW-012H. Fue perforado en Octubre de 2009 y puesto a operación en Junio de 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo Arenas Intermedias. Es un pozo horizontal 5140 pies MD y 2494 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 252

pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3536 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4½ desde superficie que tiene una longitud de 2884 pies seguidamente tiene liner ranurado de 4 ½ pulgadas que va desde 3397 hasta 5130 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 12, que inicialmente se alcanzaron caudales de inyección de 46000 BWPD a presiones promedio de 1350 psi, al igual que el pozo DW-010H la presión de inyección se aumentó paulatinamente hasta llegar a los 1500 psi, de igual forma se vio reflejado un aumento en el caudal alcanzando a inyectar un caudal de 48000 BWPD. La presión llego a aumentarse un poco más hasta estabilizarse en unos 1660 psi en promedio teniendo fluctuaciones en la tasa de inyección siempre tendiendo a disminuir, teniendo un promedio de inyección de 43000 BWPD, con el tiempo este caudal fue disminuyendo hasta llegar a 29600 BWPD inyectados a una presión de1400 psi. En enero de 2011 el pozo se somete al pozo a un estimulación acida con un Sistema de Fe Acid 7.5% a través de coiled tubing. Una vez finalizada la estimulación se pudo observar un aumento del caudal inyectado alcanzando los 45000 BWPD inyectado una presión de 1500 psi pero esta mejora solo es momentánea y el pozo vuelve a perder capacidad de recepción; es por eso que en marzo del 2011 se le retira la tubería de inyección obteniendo resultados inmediatos y estables con un caudal de 39000 BWPD a una presión de 1300 psi Hasta le fecha este pozo ha inyectado un total de 16252387 Barriles de agua, manteniendo un comportamiento favorable después de la estimulación. Gráfica 12. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-012H 2000 1800

60000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

50000 1600 1400

1000

30000

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

40000 1200

800 20000

600 400 10000 200 0

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.2.6 Pozo DW-025H. Debido a los resultados favorables de los pozos del PAD 2 se decide la perforación de otros dos pozos nuevos. Éste fue perforado en Diciembre de 2010 y hasta la fecha no había sido puesto en operación. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo C-1 Es un pozo horizontal con una profundidad de 4084 pies MD y 2979 pies TVD; Está completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 244 pies, revestimiento de 7pulgadas desde ahí hasta 3133 pies de profundidad medida, y un liner ranurado de 4 ½pulgadas que va desde 2307 pies hasta el 4072 pies. No tiene tubería de inyección de manera que el agua fluye directamente dentro del revestimiento de 7 pulgadas; como se aprecia en el Anexo 2 de estados mecánicos de pozo. 3.4.2.7 Pozo DW-026H. Debido a los resultados favorables de los pozos del PAD 2 se decide la perforación de otros dos pozos nuevos. Éste fue perforado en Noviembre de 2010 y hasta le fecha no ha sido puesto en operación. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo C-1 Es un pozo horizontal con una profundidad de 5035 pies MD y 2059 pies TVD; Está completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 246 pies, revestimiento de 7pulgadas desde ahí hasta 3535 pies de profundidad, y un liner ranurado de 4 ½pulgadas que va desde 3565 pies de profundidad hasta 5015 pies; No tiene tubería de inyección de manera que el agua fluye directamente dentro del revestimiento de 7 pulgadas; como se aprecia en el Anexo 2. 3.4.3 PAD 3. Ubicado al sureste del campo, está conformado de los pozos RB083, DW-004H, DW-005H, DW-006H y DW-007H, como se observa en la Figura 23. En el área asociada al PAD 3 se observa buena continuidad de las arenas Intermedias propicias para la inyección de agua del Campo, como se observa en la correlación de la Figura 24. El PAD 3 se actualmente cuenta con sistema de cinco bombas de inyección las cuales estarían en permanente funcionamiento sin tener una bomba de respaldo, como se observa en la Figura 25.

-2010

-1950

-1980

Figura 23. Ubicaci贸n geogr谩fica de pozos pertenecientes al PAD 3. 1292139

1294639

-1920

DW-007H DW-006H

906337

RB-083

DW-004H

DW-005H

904837

1292139 -1950

1294639

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de An谩lisis de Inyecci贸n en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

Figura 24. Correlaci贸n estratigr谩fica de pozos cercanos al PAD 3.

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de An谩lisis de Inyecci贸n en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

Figura 25. Configuración de superficie del PAD 3.

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

También se realizó un plan de inyección que muestra los caudales y presiones que tendrían cada uno de los pozos pertenecientes, como se observa en la Tabla 9. Tabla 9. Plan de inyección del PAD 3 en Campo Rubiales

Pozo inyector

Arena objetivo

RB-83 DW-004H DW-005H DW-006H DW-007H

Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia

Presión de inyección 1750 1750 1750 1750 1750

Caudal de agua estimado 35000 50000 50000 50000 50000

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

A continuación se presentan los pozos pertenecientes al PAD 3. 3.4.3.1 Pozo RB-083. Fue perforado inicialmente para ser un pozo productor en Noviembre de 2007, debido a su falta de prospectividad fue sometido a un Workover en Septiembre de 2008 donde se volvió inyector ; fue puesto en operaciones en Julio de 2009. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo C85

Intermedia. Es un pozo vertical con una profundidad de 2735 pies TVD, completado desde superficie hasta 245 pies de profundidad con revestimiento de 9 5/8 pulgadas, seguidamente hay un revestimiento de 7 pulgadas hasta 2735,2 pies. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas desde superficie, la cual tiene una longitud de 2022 pies; a una profundidad de 2316 pies se encuentra la ventana de ensanchamiento a hueco abierto, la cual esta empaquetada con grava y tiene un diámetro de 13 pulgadas y va hasta los 2360 pies. Más profundo se encuentran los sellos de cemento que aíslan las perforaciones que se le hicieron al pozo cuando era producto; como se aprecia en el Anexo 2. Gráfica 13. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo RB-083 1800

1600

70000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

60000

1400 50000

40000

1000

800

30000

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

600 20000

400 10000 200

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Se puede ver en la Gráfica 13 que la inyección inicia alcanzando caudales del orden de 60000 BWPD con presiones de cabeza de 1350 psi; este periodo dura solamente un mes y el pozo es cerrado. Se reinicia la inyección en Octubre de 2009 teniendo como pico una tasa de inyección de 55000 BWPD a 1325 psi, debido a dificultades en superficie no es posible mantener la presión en este punto y se disminuye a mediados de Febrero estabilizándose en 1235psi con un caudal casi estable en 45000 BWPD, estas condiciones permanecen prácticamente estables hasta Junio de 2010 donde se inicia un aumento progresivo la presión hasta llegar a 1500 psi a mediados de Septiembre de 2010, las tasas responden favorablemente a este aumento y alcanzan a tener valores de 50000 BWPD. Después de este punto se puede evidenciar una leve tendencia de disminución de la tasa a pesar de tener una presión constante, pero a pesar de esto el pozo ha mantenido un comportamiento de inyección homogéneo y estable.

Hasta la fecha el pozo está operando y ha inyectado un total de 30227542,8 barriles de agua. 3.4.3.2 Pozo DW-004H. Fue perforado en Octubre de 2008 y puesto a operar en Mayo de 2009. El objetivo de inyección del pozo es la unidad de flujo Intermedia. Es un pozo horizontal con 5044 pies MD y 2315 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 273 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3744 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 5 pulgadas desde superficie con una longitud de 1857 pies y un liner ranurado de 4 ½ pulgadas hasta 5008 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Gráfica 14. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-004H 1800

1600

80000

Presión de cabeza

Caudal de Inyección

70000

1400

60000

1200

1000

40000 800

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

50000

30000 600

20000 400

10000

200

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Se puede ver en la Gráfica 14, que inicialmente se alcanzaron caudales de inyección de 60000 BWPD a presiones promedio de 700 psi. En general el pozo ha presentado un buen comportamiento de inyección, inicio con tasas de inyección de 75000 BWPD a una presión de 1200 psi, esta tasa disminuye después de dos meses de inyección, y se mantuvo constante en 45000 BWP, con presiones en cabeza de pozo de 1040 psi, durante seis meses cuando se incrementó la presión de inyección a 1370 psi y como consecuencia, se registró un aumento en el caudal de agua alcanzando 49000 BWP. Hasta la fecha el pozo sigue operando sin interrupciones inyectando un total de 30390069,4 barriles de agua.

3.4.3.3 Pozo DW-005H. Fue perforado en Octubre de 2008 y puesto a operar ese mismo mes. El objetivo de inyección del pozo es la unidad de flujo Intermedia. Es un pozo horizontal con 5238 pies MD y 2332 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 274 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3887 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 5 pulgadas que va dese superficie con una longitud de 1857 pies y un liner ranurado de 4 ½ pulgadas hasta 5205 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 15, que inicialmente se alcanzaron caudales de inyección de 60000 BWPD a presiones promedio de 700 psi. Inicialmente el pozo estuvo inyectando por un periodo de 15 días donde se observaron caudales de hasta 38000 BWPD a presiones de inyección entre 1160 psi y 1260 psi. El pozo estuvo suspendido hasta el 15 de mayo de 2010 debido a mejoras realizadas en la facilidad de superficie de inyección del PAD. Gráfica 15. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-005H 1800 1600

70000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

60000

1400 50000

1000

40000

800

30000

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

600 20000 400 10000

200 0

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

El pozo reinicia operaciones el 15 de Mayo de 2010, alcanzando tasas de 32500 BWPD a presiones de inyección de 1160 psi, esta presión se va incrementando paulatinamente hasta 1400 psi, llegando a tasas de 39000 BWPD, esta tasa comienza a disminuir a pesar de continuar con la misma presión de inyección indicando disminución en la capacidad del pozo de recibir fluidos, evidenciando posible taponamiento de las arenas de la formación. Hasta la fecha el pozo ha inyectado un total de 14307268,7 barriles de agua y sigue en operaciones ininterrumpidas. 88

3.4.3.4 Pozo DW-006H. Fue perforado en Noviembre de 2008 y puesto a operar en Septiembre de 2009. El objetivo de inyección del pozo es la unidad de flujo Intermedia. Es un pozo horizontal con 4442 pies MD y 2364 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 274 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3205 pies MD y liner ranurado de 4 ½ pulgadas hasta 4376 pies MD. Este pozo no cuenta con tubería de inyección y el agua fluye desde superficie directamente por el revestimiento de 7 pulgadas; como se aprecia en el Anexo 2. Se puede ver en la Gráfica 16, que inicialmente el pozo estuvo inyectando por un periodo de 15 días donde se obtuvieron caudales de hasta 42000 BWPD a presiones de inyección entre 1100 psi y 1050 psi. Gráfica 16. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-006H 1800

1600

70000

Presión de cabeza

Caudal de Inyección

60000

1400 50000

40000

1000

800

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

30000

600 20000 400 10000

200

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

El pozo reinicia operaciones el 15 de Octubre de 2009 alcanzando tasas de 35000 BWPD a presiones de inyección de 1100 psi, esta presión se va incrementando paulatinamente hasta 1350 psi, llegando a tasas de 40000 BWPD; la presión se mantiene entre los 1110 psi y 1170 psi, se observa entonces que la tasa pasa de 42000 BWPD a 32000. En Julio se decide aumentar la presión hasta los 1380 psi teniendo una tasa de 42000 BWPD, teniendo en cuenta estos resultados se continua con el incremento progresivo de la presión hasta alcanza un máximo de 1520 psi, pero la tasa no presento ningún aumento, indicando disminución en la capacidad del pozo de recibir fluidos, evidenciando posible taponamiento de las 89

arenas de la formación significativo. Hasta la fecha el pozo ha inyectado un total de 22070865 barriles de agua y sigue en operaciones ininterrumpidas. 3.4.3.5 Pozo DW-007H. Fue perforado en Diciembre de 2008 y puesto a operar en Julio de 2009. El objetivo de inyección del pozo es la unidad de flujo Intermedia. Es un pozo horizontal con 4848 pies MD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 268 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3331 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2042 pies y liner ranurado de 4 ½ pulgadas que va desde 3137 hasta 4693; como se aprecia en el Anexo 2. Gráfica 17. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-007H 2000

1800

80000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

70000

1600

60000

50000

1200

1000

40000

800

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1400

30000

600

20000 400 10000

200

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Se puede ver en la Gráfica 17, cómo inicialmente se alcanzan tazas de 42000 BWPD con una presión de inyección de 1000 psi. Se continúa la inyección hasta el mes de Septiembre, obteniendo en este periodo su mayor capacidad de inyección llegando caudales en el orden de 72000 BWPD a presiones de inyección entre 1150 psi y 1200 psi. El pozo dura suspendido dos meses hasta Octubre donde se reinicia su inyección evidenciándose una pérdida en la capacidad de recepción de la arena teniendo tasas de 45000 BWPD a una presión promedio de 1075 psi.. A partir de Enero de 2010 se observa de nuevo disminución en la tasa de inyección con promedios de hasta 38000 BWPD a 1.075 psi; se decide realizar incrementos en la presión de bombeo hasta 1.400 psi generando un incremento en el caudal de inyección hasta 42000 BWPD, pero siempre con la tendencia de perder 90

inyectividad mostrando la tendencia de generaciones de taponamiento en la arena. Hasta la fecha el pozo ha inyectado un total de 25391559,3 barriles de agua y sigue en operaciones ininterrumpidas. 3.4.4 PAD 4. Ubicado al suroeste del campo, está conformado de los pozos DW013, DW-014H, DW-015H, DW-016H y DW-017H, como se observa en la Figura 65 26.

-2070

Figura 26. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 4.

1289356

1291856

DW-017H

908556

-2010

908556

DW-014H

-2040

DW-013 -1980

DW-016H 40

DW-015H

907056

45 50 55

1289356

1291856

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

El PAD 4 cuenta con un sistema de cinco bombas de inyección de las cuales estarían en permanente funcionamiento sin bomba de respaldo. Se realizó un plan de inyección que muestra los caudales y presiones que tendrían cada uno de los pozos pertenecientes, como se observa en la Tabla 10. Tabla 10. Plan de inyección del PAD 4 en Campo Rubiales

Pozo inyector

Arena objetivo

DW-013 DW-014H DW-015H DW-016H DW-017H

Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia

Presión de inyección 1750 1750 1750 1750 1750

Caudal de agua estimado 35000 50000 50000 50000 50000

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

A continuación se presentan los pozos pertenecientes al PAD 4. 3.4.4.1 Pozo DW-013. Fue perforado en Octubre de 2009 y puesto en operaciones en Noviembre de 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo Intermedia. Es un pozo vertical con una profundidad de 2826 pies TVD, completado desde superficie hasta 244 pies de profundidad con revestimiento de 9 5/8 pulgadas y un revestimiento de 7 pulgadas hasta 2826 pies. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2135 pies; a una profundidad de 2440 pies se encuentra la ventana de ensanchamiento a hueco abierto, la cual esta empaquetada con grava y tiene un diámetro de 13 pulgadas y va hasta los 2470 pies; como se observa en el Anexo 2. Gráfica 18. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-013 1800

9000 Presión de cabeza Caudal de Inyección

Presiòn (PSI)

1400

8000

7000

1200

6000

1000

5000

800

4000

600

3000

400

2000

200

1000

0 octubre-10

Q-Iny (BDP)

1600

0 noviembre-10

diciembre-10

enero-11

febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Se puede ver en la Gráfica 18 que desde el inicio el pozo presenta tasas de inyección muy bajas, de unos 8400 BWPD con una presión en cabeza de 1325 psi. A medida que se sigue inyectando se evidencia la tendencia que tiene el pozo en taponarse, teniendo una tasa promedio de 3000 BWPD con una presión de 1650 psi. En noviembre de 2010 el pozo se somete al pozo a un estimulación acida con un sistema de Fe Acid 7.5% a través de coiled tubing; esta estimulación no produjo mayores resultados y a finales de febrero de 2011 se decide retirar la tubería de inyección del pozo para aumentar su capacidad de recepción, este trabajo llega a ser efectivo en cierto grado, pero a pesar de todos los trabajos que se le realizan al pozo el daño mecánico que éste tiene imposibilita que tenga un 92

desempeño siquiera aceptable. Sale de operaciones al finalizar febrero de 2011 y queda suspendido hasta la fecha por su mala respuesta. 3.4.4.2 Pozo DW-014H. Fue perforado en Octubre de 2009 y puesto a operación en Noviembre de 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo de arenas Intermedias. Es un pozo horizontal; con una profundidad de 5002 pies MD y 2473 pies TVD; Está completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 254 pies, revestimiento de 7pulgadas desde ahí hasta 3375 pies de profundidad. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2921 y un liner ranurado de 4 ½pulgadas que va desde 3621 pies hasta 4979 pies. como se aprecia en el Anexo 2. Gráfica 19. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-014H 1800

70000 Presión de cabeza

1600

Caudal de Inyección

60000

1400 50000

40000

1000

800

30000

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

600 20000

400 10000 200

0 octubre-10

0 noviembre-10

diciembre-10

enero-11

febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Se puede ver en la Gráfica 19, que inicialmente se alcanzaron caudales de inyección de 42552 BWPD a una presión en cabeza de 1214 psi. Al ser parte del PAD 4 hace parte de la campaña de estimulación química, con un Sistema de Fe Acid 7.5% a través de coiled tubing; que tomó lugar en enero de 2011. La respuesta a este tratamiento no es favorable y se disminuye progresivamente el caudal de inyección mientras se tiene una presión estable de 1630 psi yendo de 54000 BWPD a 17200 BWPD; debido a este comportamiento a finales de febrero de 2011, se decide por la remoción de la sarta de inyección y dejar fluyendo el agua directamente por el revestimiento de 7 pulgadas. Una vez realizado el cambio se pudo observar un aumento del caudal inyectado alcanzando los 30000 BWPD y quedando estabilizado alrededor de este valor con una presión de 93

cabeza de de 830 psi. Hasta le fecha este pozo ha inyectado un total de 7281654,2 barriles de agua, manteniendo un comportamiento estable y homogéneo después de la modificación en su estado mecánico. 3.4.4.3 Pozo DW-015H. Fue perforado en Diciembre de 2009 y puesto a operación en Octubre de 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo de arenas Intermedias. Es un pozo horizontal; con una profundidad de 4934 pies MD y 2452 pies TVD; Está completado con un revestimiento de 7pulgadas desde superficie hasta 3335 pies de profundidad. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2873 pies y un liner ranurado de 4½ pulgadas desde 3326 pies hasta que va desde 3224 a 4902 pies; como se aprecia en el Anexo 2. Gráfica 20. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-015H 1800

90000

1600

80000

1400

70000

Presiòn (PSI)

Caudal de Inyección

60000

1000

50000

800

40000

600

30000

400

20000

200

10000

Q-Iny (BDP)

Presión de cabeza

1200

octubre-10

noviembre-10

diciembre-10

enero-11

febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Se puede ver en la Gráfica 20, que inicialmente se alcanzaron caudales de inyección de 40000 BWPD a una presión en cabeza de 650 psi. Al observar tan buena respuesta, se decide aumentar la presión hasta unos 1320 psi obteniendo tasas de 55000 BWPD, se sigue entonces con un aumento progresivo de la presión hasta alcanzar un máximo de 1560 psi con una tasa de 55000 BWPD. El pozo fue sometido a una estimulación acida con un Sistema de Fe Acid 7.5% a través de coiled tubing en enero de 2011. Una vez finalizada la estimulación se pudo observar un aumento del caudal inyectado alcanzando los 55000 BWPD con una presión de 1649 psi; a pesar de aumentar levemente el caudal este decae a pesar de mantener la presión más elevada hasta ahora en el pozo, evidenciando la poca efectividad de la estimulación. Se decide entonces por retirarle la tubería 94

de inyección a finales de febrero y se observan mejoras inmediatas alcanzando un comportamiento estable en un caudal de 87000 BWPD y 1400 psi. Hasta le fecha este pozo ha inyectado un total de 13119209 barriles de agua, manteniendo un comportamiento estable y homogéneo después de la modificación en su estado mecánico. 3.4.4.4 Pozo DW-016H. Fue perforado en Junio de 2010 y puesto a operación en Noviembre de 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad CIntermedias. Es un pozo horizontal 5629 pies MD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 224 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3718 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 3080 pies y liner ranurado de 4½ pulgadas que va desde 3572 hasta 5251 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Gráfica 21. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-016H. 2000 1800

80000 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

70000

1600 60000 1400

Presiòn (PSI)

1000

40000

800

Q-Iny (BDP)

50000

1200

30000

600 20000 400 10000

200 0

octubre-10

noviembre-10

diciembre-10

enero-11

febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Se puede ver en la Gráfica 21, que inicialmente se inyectó por tan solo cuatro días alcanzando caudales de inyección de 48000 BWPD a una en cabeza de 1220 psi. El pozo suspende operaciones por 8 días y reinicia la inyección con una presión de 1290 psi y una tasa de 28340 BWPD; a partir de ese momento se nota que el pozo tiene cierta tendencia a taponarse, debido a esto se somete a una estimulación acida con un sistema de Fe Acid 7.5% a través de coiled tubing a finales de Enero de 2011. Una vez finalizada la estimulación se pudo observar un aumento leve del caudal alcanzando los 42000 BWPD a una presión de 1610 psi, seguidamente este caudal recae a 34000 BWPD en la misma presión; dado la 95

pobre respuesta a la estimulación se decide retirar la tubería de inyección a finales de febrero y dejar que el agua fluya directamente por el revestimiento de 7 pulgadas, esto genera una mejora inmediata aumentándose el caudal a 64700BWPS con una presión de inyección de 1400 psi Hasta le fecha este pozo ha inyectado un total de 10062792 Barriles de agua, manteniendo un comportamiento estable y homogéneo después de la modificación en su estado mecánico. 3.4.4.5 Pozo DW-017H. Fue perforado en Marzo de 2010 y puesto a operación en Octubre de 2010. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad C-Intermedias. Es un pozo horizontal 4709 pies MD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 241 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3223 pies MD. Cuenta con tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2791 pies y liner ranurado de 4½ pulgadas que va desde 3074 hasta 4688 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2 de estados mecánicos de pozo. Gráfica 22. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-017H. 1800

60000 Presión de cabeza

1600

Caudal de Inyección

50000

1400 40000

1000 30000 800 600

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

20000

400 10000 200 0

octubre-10

noviembre-10

diciembre-10

enero-11

febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

Se puede ver en la Gráfica 22, que se inició con una inyección de 33000 BWPD a una presión en cabeza de 660 psi. Se aumenta la presión en Noviembre llegando a los 1600 psi, la tasa aumenta significativamente con este cambio alcanzando los 56000 BWPD para después fluctuar entre los 36000 y 49000 BWPD. En enero de 2011 se somete al pozo a una estimulación acida con un sistema de Fe Acid 7.5% a través de coiled tubing. Los resultados de este trabajo son favorables y muestran como teniendo una presión promedio de 1616 psi, se mantiene un caudal prácticamente estable de 42000 BWPD. Para su cierre el pozo estaba inyectando 96

a una tasa de 40000 BWPD con una presión de 900 psi. A finales de febrero se le retira la sarta de inyección y de inmediato se nota un aumento significativo en la caudal a pesar de disminuir la presión, 46700 BWPD a 890 psi, pero debido a la falta de bombas en superficie este pozo suspense sus operaciones hasta la fecha; ha inyectado un acumulado de 5387372 barriles de agua en total. -2310

3.4.5 PAD 5. Ubicado al noroeste del campo, está conformado de los pozos RB087, DW-018H, DW-019H, DW-020H, DW-021H, , DW-022H, DW-023H como se observa en la Figura 27. 15

-2340

-2280

Figura 27. Ubicación geográfica de pozos pertenecientes al PAD 5. 1286727

1289227

DW-023HST DW-018H 5

919638

-2250

-2280

919638 -2220

RB-087 0

DW-021HST -2250

DW-019H

DW-020H

DW-022H

-2190

-2220

-2160

918138

1286727

1289227

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point] -2190

El PAD 5 cuenta con un sistema de ocho bombas de inyección de las cuales estarían en permanente funcionamiento siete y una sería la bomba de respaldo. Se realizo un plan de inyección que muestra los caudales y presiones que tendrían cada uno de los pozos pertenecientes, como se observa en la Tabla 11. Tabla 11. Plan de inyección del PAD 5 en Campo Rubiales. Presión de Caudal de agua Pozo inyector Arena objetivo inyección estimado RB-87 Intermedia 1750 35000 DW-018H Intermedia 1750 50000 DW-019H Intermedia 1750 50000 DW-020H Intermedia 1750 50000 DW-021H Intermedia 1750 50000 DW-022H Basales 1750 50000 DW-023H Intermedia 1750 50000 Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Informe de Análisis de Inyección en Campo Rubiales, 2010. . [Documento Power Point]

-2130

A continuación se presentan los pozos pertenecientes al PAD 5. 3.4.5.1 Pozo RB-087. Fue perforado en el 2008 y sometido a work over en noviembre de 2010 para convertirlo en un pozo inyector. Fue puesto en operación en Enero de 2011. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad de flujo Intermedia. Es un pozo vertical con una profundidad de 3154 pies TVD, completado desde superficie hasta 247 pies de profundidad con revestimiento de 9 5/8 pulgadas, seguidamente hay un revestimiento de 7 pulgadas hasta 3143 pies; cuenta con ensanchamiento de hueco a 13 pulgadas en dos zonas, una a una profundidad de 2700 hasta 2738 pies y a segunda desde 2984 hasta 3038 pies, ambas ventanas están empaquetadas con grava. No cuenta con tubería de inyección y el agua fluye por el revestimiento de 7 pulgadas, como se observa en el Anexo 2. Es un pozo prácticamente nuevo y se puede ver en la Gráfica 23 que desde el inicio a mostrado un buen comportamiento, respondiendo acorde a los cambio de presión. Actualmente opera con una presión de cabeza promedio de 1100 psi con una tasa de unos 37000 BWPD. Hasta la fecha este pozo ha inyectado 5245770,5 barriles de agua. Gráfica 23. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo RB-087. 1400

50000 45000

1200 40000 35000

Presión de cabeza

800

Caudal de Inyección

30000 25000

600

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1000

20000 15000

400

10000 200

5000 0 ene-11

0 feb-11

mar-11

abr-11

may-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.5.2 Pozo DW-018H. Fue perforado en Agosto de 2010 y puesto a operación en Febrero de 2011. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad C98

Intermedias. Es un pozo horizontal; con una profundidad de 5182 pies MD y 2726 pies TVD; Está completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 245 pies, revestimiento de 7pulgadas desde ahí hasta 3688 pies de profundidad. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2552 pies y un liner ranurado de 4 ½pulgadas que va desde 3711 pies hasta 4982 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Es un pozo prácticamente nuevo y se puede ver en la Gráfica 24 que desde el inicio a mostrado un buen comportamiento, respondiendo acorde a los cambio de presión. En marzo de 2011 se retira la tubería de inyección teniendo como resultado el caudal más alto hasta la fecha, 19000 BWPD con una presión de 948 psi, actualmente opera con una presión de cabeza promedio de 940 psi con una tasa de unos 18000 BWPD. Hasta la fecha este pozo ha inyectado 1769603,6 barriles de agua. Gráfica 24. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-018H. 970 Presión de cabeza

Caudal de Inyección

18000

950

16000

940

14000

930

12000

920

10000

910

8000

900

6000

890

4000

880

2000

870 enero-11

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

960

20000

0 febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.5.3 Pozo DW-019H. Fue perforado en Julio de 2010 y puesto a operación en Enero de 2011. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad C-Intermedias. Es un pozo horizontal 5167 pies MD y 2694 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 242 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3630 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2546 pies 99

y liner ranurado de 4½ pulgadas que va desde 3421 hasta 5137 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Es un pozo prácticamente nuevo y se puede ver en la Gráfica 25 que desde el inicio a mostrado un buen comportamiento, respondiendo acorde a los cambio de presión. En marzo de 2011 se le retira la tubería de inyección dejando el agua fluir por el revestimiento de 7 pulgadas, la respuesta es inmediata se puede apreciar como el caudal y la presión s normalizan en un punto bastante eficiente y se mantiene así; actualmente opera con una presión de cabeza promedio de 1510 psi con una tasa de unos 41000 BWPD. Hasta la fecha este pozo ha inyectado 5789489 barriles de agua. Gráfica 25. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-019H. 1550

50000 45000

1500

40000 1450 35000

Presiòn (PSI)

1400

Caudal de Inyección

1350

30000 25000

Q-Iny (BDP)

Presión de cabeza

20000

1300

15000 1250

10000 1200

5000

1150

diciembre-10

enero-11

febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.5.4 Pozo DW-020H. Fue perforado en Junio de 2010 y puesto a operación en Enero de 2011. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad C-Intermedias. Es un pozo horizontal 4627 pies MD y 2706 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 242 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3524 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2331 pies y liner ranurado de 4½ pulgadas que va desde 3396 hasta 4887 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. Es un pozo prácticamente nuevo y se puede ver en la Gráfica 26 que al inicio presenta fluctuaciones en la tasa de inyección, sin dejar de tener un buen comportamiento. En marzo de 2011 se le retira la sarta de inyección y las 100

fluctuaciones cesan y se mantiene un comportamiento estable y efectivo. Actualmente opera con una presión de cabeza promedio de 1270 psi con una tasa de unos 33700 BWPD. Hasta la fecha este pozo ha inyectado 4730839 barriles de agua. Gráfica 26. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-020H. 1800

50000

Presión de cabeza

1600

Caudal de Inyección

45000 40000

1400

35000 30000 1000

25000 800

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1200

20000

600 15000 400

10000

200

5000

0 diciembre-10

0 enero-11

febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.5.5 Pozo DW-021HST. Fue perforado en Julio de 2010 y a la fecha no ha sido puesto en operación. El objetivo de inyección del pozo es la unidad CIntermedia. Es un pozo horizontal con una profundidad de 5370 pies MD y 2699 pies TVD; está completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 244 pies, revestimiento de 7 pulgadas desde ahí hasta 3664 pies de profundidad. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2561 pies y un liner ranurado de 4 ½pulgadas que va desde 3675 pies hasta 5315 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2. 3.4.5.6 Pozo DW-022H. Fue perforado en Junio de 2010 y puesto a operación en Febrero de 2011. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad Areniscas Basales. Es un pozo horizontal 5617 pies MD y 3013 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 241 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 4224 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de 2869 pies y liner ranurado de 4½ pulgadas que va desde 4101 hasta 5594 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2 de estados mecánicos de pozo.

101

Como se observa en la Gráfica 27 el pozo inició con una presión en cabeza de 1400 psi teniendo tasas de 34600 BWPD, se puede ver que el pozo responde mejor con valores de presión inferiores a 1400 psi. En marzo de 2011 se retira la tubería de inyección y se aprecian el efecto instantáneo de esta operación ya que manteniendo una presión casi estable en 1030 psi el caudal va en aumento, actualmente se sigue en la misma presión inyectando 40500 BWPD. Hasta la fecha este pozo ha inyectado un total de 4340916. Gráfica 27. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-022H. 1600

42000

1400 40000 1200 38000

Presión de cabeza

800

Caudal de Inyección

36000

Q-Iny (BDP)

Presiòn (PSI)

1000

600 34000 400 32000 200

0 enero-11

30000 febrero-11

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

3.4.5.7 Pozo DW-023HST. Fue perforado en Agosto de 2010 y puesto en operación en Febrero de 2011. El objetivo de inyección en el pozo es la unidad CIntermedia. Es un pozo horizontal 5626 pies MD y 2748 pies TVD de profundidad, completado con un revestimiento de 9 5/8 pulgadas desde superficie hasta 245 pies, revestimiento de 7 pulgadas hasta 3727 pies MD. Cuenta con una tubería de inyección de 4 ½ pulgadas que va desde superficie con una longitud de2468 pies y liner ranurado de 4½ desde pulgadas que va desde 3600 hasta 5594 pies MD; como se aprecia en el Anexo 2 de estados mecánicos de pozo Como lo muestra la Gráfica 28 el pozo inició con una presión en cabeza de 600 psi teniendo tasas de 22900 BWPD; en marzo de 2011 se le retira la tubería de inyección y la presión se aumenta hasta estabilizarse en 740 psi, la inyección responde de manera acorde a este aumento alcanzando tasas de 34600 BWPD. Hasta le fecha el pozo ha inyectado 3351962 barriles de agua en total.

102

Gráfica 28. Historial de tasas y presiones de inyección del pozo DW-022H. 800

40000

700

35000

600

30000

Presiòn (PSI)

Caudal de Inyección

25000

400

20000

300

15000

200

10000

100

5000

enero-11

Q-Iny (BDP)

Presión de cabeza

500

marzo-11

abril-11

mayo-11

Tiempo

Fuente: Pacific Rubiales Energy-Metapetroleum. Historial de Inyección Rubiales, 2011. [Documento Excel] Modificado por autor.

103

4. ANÁLISIS DE LA INYECCIÓN EN CAMPO RUBIALES En el Campo Rubiales los pozos inyectores están sometidos a análisis, estudios y monitoreo constante, para registrar y entender su comportamiento a lo largo de su desarrollo. A continuación se presentan los diferentes análisis y pruebas disponibles para dichos pozos. 4.1 PRUEBAS Y MONITOREO. Con el monitoreo de presión y caudal diario y presión a la hora del cierre. Es posible determinar la tendencia de comportamiento de un pozo y evaluar la misma hasta la fecha. A continuación se exponen los resultados del monitoreo y pruebas a los que han sido sometidos los pozos inyectores. 4.1.1 Índices de inyectividad. Tomando el caudal y presión de inyección más constante durante las operaciones del pozo, la columna hidrostática del fluido a inyectar y la presión de yacimiento obtenida en la prueba de MDT; se lleva a cabo el cálculo de índice de inyectividad de cada uno de los pozos como se observa en la Tabla 12 para los pozos que no han sido sometidos a ninguna intervención y en la Tabla 13 para los pozos que han sido sometidos a tratamiento químico remoción de tubería de inyección o ambas. Tabla 12. Índices de Inyectividad para los pozos que no han tenido intervenciones.

Pozo

Objetivo

DW-001 DW-002H DW-003HST DW-009H DW-011H RB-083 DW-004H DW-005H DW-006H DW-007H RB-087

Basales C-1 Intermedia C-1 Basales Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia

Tubería de Índice de inyección inyectividad SÍ 18,6 SÍ 8,24 SÍ 17,33 SÍ 79,6 SÍ 25,6 SÍ 38,9 SÍ 32,53 SÍ 29,23 NO 29,6 SÍ 37,59 NO 31,5

Fuente: Realizado por autor, 2011

En los pozos que no han sido sometidos a intervenciones se tiene a los que cuentan con tubería de inyección y los que no. Para este grupo de pozos podemos ver que el valor más grande de Índice de inyectividad lo tiene el pozo DW-009H el cual inyecta en la unidad C-1 con tubería de inyección y a pesar de que el otro pozo inyectando en esta zona tiene el menor valor (DW-002H), sus resultados se pueden obviar debido a que su vida de operación fue muy corta 104

debido a constantes problemas. Los pozos inyectando en la unidad Areniscas Basales se tienen valores aceptables del índice lo que hace entendible que no se hallan sometidos a cambios en su estado mecánico. Los valores que se tienen en los pozos inyectando en la unidad Intermedia son bastantes buenos en todos los pozos en general, es decir que para los pozos que fueron completados inicialmente sin tubería de inyección tienen buenos resultados pero no han sido notablemente mejores que los pozos que sí tienen tubería de inyección. Tabla 13. Índices de Inyectividad para los pozos sometidos a intervención inyectores de Campo Rubiales.

Pozo

Arena objetivo

DW-008 DW-010H DW-012H DW-013 DW-014H DW-015H DW-016H DW-017H DW-018H DW-019H DW-020H DW-022H DW-023H

Basales Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Basales Intermedia

Índice de Pulling Índice de Índice de Tratamiento inyectividad sarta de inyectividad inyectividad químico post inicial inyección Post pulling tratamiento 19,14 19,64 23,45 1,31 26,17 31,98 28,73 20,41 13,03 22,32 18,34 19,21 39,31

NO SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ NO NO NO NO NO

18,02 24,57 1,87 20,98 32,85 26,14 26,25 -

SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ

32,15 23,4 29,5 2,17 36,15 60,79 46,82 38,19 19,57 27,54 27,37 36,42 43,77

Fuente: Realizado por autor, 2011

Los pozos que han sido sometido a alguna clase de intervención tienen que ser evaluados partiendo de este hecho y así poder concluir si dichas intervenciones fueron efectivas o no. Como se ve en la Tabla 13, los tratamientos químicos realizados a los pozos no fueron de gran utilidad ya que al ver la respuesta después de realizado el tratamiento, el índice de inyectividad no aumenta en unos pozos alcanza a disminuir (DW-010H, DW-014H y DW-016H). Por otro lado, el cambio en el estado mecánico de los pozos muestra resultados satisfactorios, ya que el índice de inyectividad aumenta en todos los pozos que fueron sometidos al mismo en un rango de 11 al 89 %. 4.1.2 Prueba de Fall-off. El único pozo sometido a esta prueba hasta la fecha es el DW-001, el cual tiene como objetivo las arenas de la Unidad de Areniscas Basales. A continuación se presentan los datos tomados en cuenta, Tabla 14; para realizar el análisis de la prueba con ayuda del Software Saphir de Kappa.

105

Tabla 14. Ratas de inyección editadas para la prueba de fall-off

Edit Rates Hr Stb/d 144.000 5000 48.000 0 360.000 6000 102.000 0 14.468 7300 102.505 0 Fuente: Realizado por autor, 2011

En la Gráfica 29 se puede apreciar en la parte superior la presión registrada durante la operación del pozo y el prueba de fall off, en la parte inferior se tienen los valores de caudal correspondientes. Gráfica 29. Datos de presión y caudal contra tiempo en la prueba de fall off.

Fuente: Paific Petroleum Energy – Metapetroleun Energy, Area de Yacimientos. Prueba de Falloff DW-001 Software Saphir,Kappa 2009

A partir de los datos de presión y caudal contra el tiempo se modeló el grafico de Horner, como se ve en la Gráfica 30. De estos datos se pudo concluir lo siguiente; El modelo que más se acomoda a los resultados de la prueba es el de doble porosidad con acuífero activo a presión constante. La compresibilidad encontrada es de 0,0422 y el valor de factor daño es de 53, causando una caída de presión de 485 psi; estos datos ratifican la 106

explicación de porqué el pozo no recibía los caudales de inyección esperados. Adicionalmente se tiene dos zonas con transmisilidad diferentes y una permeabilidad de 5246 mD y una conductividad (k*h) de 1,13965 mD-pie.8 Gráfica 30. Gráfico de Horner de la pueba de fall-off para el DW-001

Fuente: Paific Petroleum Energy – Metapetroleun Energy, Area de Yacimientos. Prueba de Falloff DW-001 Software Saphir,Kappa 2009

De la Gráfica de derivada fue posible identificar varios periodos de flujo debido al paso del fluido a través de empaque hasta que llena la zona entre el empaque y la vecindad del pozo, después se encuentra con la estratificación presente en el área, la cual por ser tan heterogénea genera diferentes periodos de flujo, registrados en la prueba. La presión inicial calculada en el análisis de la prueba, es 8

Gerencia de Yacimientos, Metapetroleum Ltda. Informe final Fall-off pozo DW-001. Diciembre de 2006 .p 8

107

de 1630 psi, algo alta para la zona, lo que significa que el cierre realizado no fue suficiente para restablecerse por completo.9 4.1.3 Gráficas de Hall. Este método de análisis está para todos los pozos inyectores, a continuación se muestra el grafico según el PAD de inyección al que pertenezcan. El grafico de Hall para este PAD 1 es algo variable, ya que los tres pozos inyectan o inyectaron a tres diferentes unidades de flujo y los tres pozos se encuentran actualmente suspendidos de operación. Se puede observar de todas formas que los tres pozos presentan tendencia al taponamiento por daño, como se puede ver en la Gráfica 31. Gráfica 31. Desempeño de inyección del PAD 1 en gráfico de Hall. 25000

 ( THP *tiempo) <psi-mes

20000

15000

DW-001 DW-002H 10000

DW-003HST2

5000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

Inyección acumulada <KBbls>

Fuente: Realizado por autor. información de Historal de inyección Pacific Rubiales.2011

Para el PAD 2 se puede observar, en la Gráfica 32, los diferentes patrones de inyección que hay debido a que en este grupo de pozos se inyecta en las 3 unidades de flujo presentes en el Campo. Para el pozo DW-009H, el cual inyecta en la unidad C-1, se observa un comportamiento óptimo y sin daños, teniendo en cuenta que el aumento de pendiente al inicio se debe a efectos de llenado inicial del pozo. Para los pozos inyectando en la unidad Intermedia, DW-010H y DW012H, se observa un patrón de comportamiento común, donde una vez inyectados unos 9000 y7000kBbls respectivamente, se evidencia el daño y una vez se les retira la tubería de inyección a los 12558,5 y 8996 kBbls acumulados 9

Gerencia de Yacimientos, Metapetroleum Ltda. Informe final Fall-off pozo DW-001. Diciembre de 2006 .p9

108

respectivamente, se nota como la pendiente se suaviza un poco; cabe anotar que una vez se continua con la inyección, se nota una de nuevo una tendencia de taponamiento muy leve y estos pozos a pesar de presentar mejoría mantienen una pendiente superior a los otros pozos del PAD. Para los pozos inyectando en la unidad Areniscas Basales, DW-008 y DW-011H, se puede decir que tienen comportamientos aceptables pero con leves aumentos en sus pendientes evidenciando tendencia a un taponamiento. El DW-008 evidencia su daño una vez inyectados unos 8689,8 kBbls y una vez es retirada la sarta a los 15334,2 KBbls se ve suavizada la pendiente mostrando una mejoría gracias a esta operación; el DW-011 presenta el daño más evidente una vez inyectados unos 10000 KBls, este a pesar de ser el más notorio es muy débil y el comportamiento del pozo en general es bastante bueno. Gráfica 32. Desempeño de inyección del PAD 2 en gráfico de Hall. 25000

 ( THP *tiempo) <psi-mes>

20000

15000

DW-008 DW-009H DW-010H

10000

DW-011H DW-012H

5000

10000

15000

20000

25000

Inyección acumulada <KBbls>

Fuente: Realizado por autor. información de Historal de inyección Pacific Rubiales.2011

El grafico de Hall para el PAD 3 es bastante Uniforme, debido a que todos los pozos inyectan en la misma unidad de flujo, C-Intermedia, y son horizontales y no han sido sometidos ninguna clase de estimulación o cambios representativos. Como se observa en la Gráfica 33, todos los pozos muestran la tendencia de recibir menos agua una vez superados los 5000kBbls inyectados, los cambios de pendiente en todos los pozos son muy leves. El pozo DW-005H es el que presenta la pendiente más pronunciada y por ende una menor capacidad de recepción, seguido por el DW-006H. Los pozos con mejor comportamiento son el RB-083 y DW-004H.

109

Gráfica 33. Desempeño de inyección del PAD 3 en gráfico de Hall. 30000

 ( THP *tiempo) <psi-mes>

25000

20000 DW-004H DW-005H

15000

DW-006H DW-007H

10000

RB-083 5000

0 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

Inyección acumulada <KBbls>

Fuente: Realizado por autor. información de Historal de inyección Pacific Rubiales.2011

El grafico de Hall para el PAD 4 es bastante Uniforme, debido a que todos los pozos inyectan en la misma unidad de flujo, C-Intermedia, son horizontales (a excepción del DW-0013) y han sido sometidos a estimulación química y cambios en su estado mecánico. Como se observa en la Gráfica 34, todos los pozos muestran la tendencia al taponamiento superados los 5000kBbls inyectados. Una vez realizada la remoción de la tubería de inyección se puede ver como se disminuye de manera significativa la pendiente mostrando un aumento en la capacidad de recepción en los pozos DW-014H, DW015H, DW-016H y DW-017H. El pozo vertical DW-013, muestra un comportamiento bastante diferente a los otros pozos del PAD, teniendo una pendiente bastante elevada, correspondiendo a los problemas operacionales anteriormente mencionados en el capítulo 3. El PAD 5 al ser el más nuevo, ninguno de los pozos presenta tendencia al daño de taponamiento, se puede observar en la Gráfica 35, que todos tienen un comportamiento prácticamente lineal. Realizando una comparación entre los pozos, se puede ver que el pozo DW-023H que inyecta en la Unidad C-Intermedia, es el que tiene mejor capacidad de recepción, debido a que su pendiente es la menos elevada.

110

Gráfica 34. Desempeño de inyección del PAD 4 en gráfico de Hall. 12000

 ( THP *tiempo) <psi-mes>

10000

8000 DW-013 DW-014H

6000

DW-015H DW-016H

4000

DW-017H 2000

0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Inyección acumulada <KBbls>

Fuente: Realizado por autor. información de Historal de inyección Pacific Rubiales.2011

Gráfica 35. Desempeño de inyección del PAD 5 en gráfico de Hall. 8000 7000

 ( THP *tiempo) <psi-mes>

6000 5000

DW-018H DW-019H

4000

DW-020H DW-022H

3000

DW-023H RB-087

2000 1000 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Inyección acumulada <KBbls>

Fuente: Realizado por autor. información de Historal de inyección Pacific Rubiales.2011

4.1.3.1 Cálculos a partir del Grafico de Hall. Con los valores de las pendientes graficadas en el diagrama de Hall, es posible calcular varias factores para cada 111

pozo; teniendo en cuenta las propiedades del flujo de inyección como lo son la viscosidad y el factor de compresibilidad; y las propiedades del yacimiento al que se inyecta dicho fluido, tales como el Radio de drenaje y el espesor del mismo. En la Tabla 15 se puede observar los factores calculados, permeabilidad al agua (Kw), la transmisibilidad (Tm); para antes y después del daño, y una vez se haya realizado la estimulación química, en los pozos correspondientes. De los valores se observa lo siguiente:  Para los pozos inyectando en la Unidad Basales, el factor de daño promedio es 0,77 Bbls/psi. La permeabilidad al agua en los pozos DW-001, DW-008, DW011H disminuye una vez se presenta el daño. Para el pozo DW-022H no hay factor de daño debido a que el pozo es muy nuevo, pero dado su bajo valor de permeabilidad al agua, es posible predecir que eventualmente un daño leve puede llegar a alcanzarse.  Para los pozos inyectando en la Unidad Intermedia que presentan factor de daño éste va desde 0,05 hasta 3,4, presentado los mayores valores de factor de daño comparado con las otras dos unidades de flujo. Esto indica que a pesar de tener gran capacidad de recepción, se presentan daños a tempranas edades de los pozos.  En los pozos DW-010H, DW-012H, DW.013, DW-015H, DW-016H y DW-017H se llevó a cabo la campaña de estimulación química, los resultados de dicho tratamiento se ve reflejado en un leve aumento tanto en la permeabilidad para el agua como en la transmisibilidad de cada pozo, pero en las gráficas se puede ver cómo una vez realizado estos trabajos la pendiente sube mostrando de nuevo la presencia de daño.  Se puede observar que en las unidades Intermedia y Areniscas Basales los pozos que cuentan con una alta transmisibilidad, son capaces de recibir muchas más agua pero de igual manera están más propensos a formar daño y viceversa, los pozos con un factor de daño muy pequeño cuentan con una transmisibilidad inferior.  Para el pozo DW-009H el único inyector en la unidad C-1 con información necesaria para realizar los cálculos correspondientes, se tiene una muy buena transmisibilidad sin tener formación de daño a diferencia de los pozos inyectando en la Unidad Intermedia.

112

Tabla 15. Parámetros calculados a partir del análisis de los gráficos de Hall.

PAD 1

Pozo DW-001 DW-003HST2 DW-008 DW-009H DW-010H DW-011H DW-012H RB-083 DW-004H DW-005H DW-006H DW-007H DW-013 DW-014H DW-015H DW-016H DW-017H RB-087 DW-018H DW-019H DW-020H DW-022H DW-023H

Formación Objetivo Basales Intermedia Basales C-1 Intermedia Basales Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Basales Intermedia

K₁ 6,498 2,809 55,800 76,582 27,203 77,567 23,917 16,745 44,848 13,635 47,719 29,053 1,780 21,352 43,683 20,603 42,632 17,521 10,460 15,021 13,810 11,685 26,858

Factor de daño S 0,081 0,352 0,489 1,065 1,754 0,320 0,181 3,402 0,571 0,895 2,212 0,963 1,217 2,062 0,743 2,580 0,059 -

K₂ 5,889 2,321 31,039 16,624 37,881 20,081 12,933 14,790 10,168 31,094 12,515 0,692 12,362 19,573 14,272 16,777 15,990 -

Tm(zona con daño) 15,209 21,757 43,111 43,318 53,649 40,897 48,496 96,546 37,995 43,423 69,153 3,305 39,398 74,561 39,830 69,571 44,967 -

Fuente: Realizado por autor, 2011.

112

Estimulación Quimica SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ SÍ -

K₃ 19,021 21,732 0,723 14,534 22,876 16,342 17,309 -

Tm (zona lavada) 44,456 41,276 3,559 40,708 76,831 40,771 71,003 -

4.1.4 Presiones de inyección según formación. Observando el comportamiento de la inyección en Campo Rubiales, se evidencia que los pozos no alcanzan los mayores caudales cuando se les aplica la mayor presión, se puede observar en la Tabla 16 los caudales alcanzados con las máximas presiones y el caudal máximo alcanzado con su presión correspondiente; se observa que sólo en un pozo el caudal más alto se alcanza con la presión más alta, para los restantes estos dos datos no son correspondientes. Con el fin de determinar las presiones óptimas de inyección para cada formación, se realiza una comparación entre presión y caudal para los pozos de cada formación. Para los pozos DW-025H, DW-036H y DW-021H no se tiene información debido a que a la fecha, no se había iniciado la inyección. Tabla 16. Tabla comparativa de los caudales y presiones máximos en los pozos inyectores. Trat. Q Max P @ Q Max Q @ P Max PAD Pozo Objetivo Tipo Pozo P Max <Psi> Químico <BWPD> <Psi> <BWPD> DW-001 Basales Vertical NO 24200 1040 1300 23391 1 DW-002H C-1 Horizontal NO 19156 950 1260 13725,3 DW-003HST2 Intermedia Horizontal NO 26064 1130 1260 20030 DW-008 Basales Vertical NO 53952 1420 1853 35615 DW-009H C-1 Horizontal NO 99999 1232 1812 74958 2 DW-010H Intermedia Horizontal SÍ 47420 1410 1716 32152 DW-011H Basales Horizontal SÍ 55985 1283 1707 45688 DW-012H Intermedia Horizontal SÍ 52569 1679 1743 46245 RB-083 Intermedia Vertical NO 62396 1297 1660 62352 DW-004H Intermedia Horizontal NO 75000 1100 1659 50120 3 DW-005H Intermedia Horizontal NO 60925 1510 1695 35100 DW-006H Intermedia Horizontal NO 60789 1450 1665 33120 DW-007H Intermedia Horizontal NO 72969 1326 1746 37680 DW-013 Intermedia Vertical SÍ 8393 1390 1666 2842 DW-014H Intermedia Horizontal SÍ 64560 1388 1650 45498 4 DW-015H Intermedia Horizontal SÍ 85484 1381 1665 54689 DW-016H Intermedia Horizontal SÍ 68290 1415 1818 66432 DW-017H Intermedia Horizontal SÍ 56952 1540 1650 43895 RB-087 Intermedia Vertical NO 46801 1310 1310 46801 DW-018H Intermedia Horizontal NO 18996 942 957 15689 DW-019H Intermedia Horizontal NO 47456 1475 1521 36745 5 DW-020H Intermedia Horizontal NO 44250 1673 1680 28320 DW-022H Basales Horizontal NO 40993 1030 1404 34562 DW-023H Intermedia Horizontal NO 34989 742 747 33078 Fuente: Realizado por autor. Información Historial de Inyección Pacific Rubiales. 2011

En la Gráfica 36 están los pozos inyectando en la unidad Areniscas Basales. Se puede observar que cada pozo presenta una presión que se puede denominar como “límite”, si se trabajó por debajo de esta, el caudal responde acorde a los cambios de presión, pero una vez se supera el caudal de inyección no responde acordemente y puede presentarse una disminución del mismo. Para el pozo DW008 se puede observar como el caudal responde de manera estable hasta los 113

1300 psi, cuando se alcanzan los 1500 psi el caudal se descontrola y empieza a disminuir. El DW-001 responde de buena manera en un rango de presión de 700 – 1240 y tiene como presión límite 1400 psi. El DW-011H tiene como presión límite 1600 psi y presión oprime (donde se alcanza el mayor caudal) 1200-1250 psi. Por último el DW-022H cuenta con una presión óptima baja, de 1040 psi, y una presión límite de 1400 psi. Gráfica 36. Comparación de caudal y presión contra tiempo para los pozos inyectando en Areniscas Basales. 2000

presión <psi>

1800

DW-001

1600

DW-008

1400

DW-011H

DW-22H

1200

1000

800

600

400

200

0 1

60000

100

1000

10000

1000

10000

Días de inyección

Caudal de inyección <BWPD>

50000

40000

30000

20000

10000

0 1

100

Días de inyección

Fuente: Realizado por autor. Información Historial de Inyección Pacific Rubiales. 2011

Los pozos inyectando en la unidad Intermedia están divididos en tres grupos: los que fueron sometidos a tratamiento químico y remoción de tubería de inyección (ver Gráfica 37), los que sólo tuvieron remoción de tubería (ver Gráfica 38) y a los que no se les ha hecho ninguna intervención hasta la fecha (ver Gráfica 39).

114

Gráfica 37. Comparación de caudal y presión contra tiempo para los pozos inyectando en Intermedia sin tubería de inyección. Y sometidos a tratamiento químico. 2000

1800

1600

1400 DW-010H

Presión <psi>

1200

DW-012H

DW-013

1000

DW-014H

800

DW-015H DW-016H

600

DW-017H

400

200

0 1

100

1000

100

1000

Días de Inyección 90000

Caudal de Inyección <BWPD>

80000

70000

60000

50000

40000

30000

20000

10000

0 1

Días de Inyección

Fuente: Realizado por autor. Información Historial de Inyección Pacific Rubiales. 2011

Para este grupo de pozos, los que tuvieron dos tipo de intervenciones diferentes, tratamiento químico y remoción de tubería de inyección, no presentan mejoría con el tratamiento ácido mientras que con el cambio de estado mecánico sí. Se tiene que el pozo DW-10H antes del cambio tiene una presión límite de 1250 psi y respondía de buena manera a los cambios de presión dentro del rango de 900 a 1000 psi, una vez hecho el cambio se puede ver cómo responde acordemente a aumentos de presiones hasta llegar a los 1400 psi. El DW-012H antes del cambio tenía una presión límite de 1600 psi y trabajaba bien dentro de un rango de presión de 1500 a 1500 psi, actualmente las condiciones no han cambiado en cuanto a la presión limite, pero con una presión de 1300 psi el caudal es mucho mayor que antes. El pozo DW-013 al presentar tantos problemas no puede

115

hacerse estudio de sus datos ya que no son representativos. Para el pozo DW014H se tenía una presión límite de 1570 psi y trabajaba bien si se mantenía en el rango de 1400 a 1500 psi, después del cambio trabaja de manera efectiva a una presión de 800 psi. El pozo DW-015H tenía una presión límite de 1500 psi y trabajaba óptimamente a 1370, actualmente este trabajo optimo se da a 1300 psi. Para el pozo DW-016H se tenía una presión límite de 1600 psi y un trabajo optimo a una presión entre los 1200 y 1500 psi, después del cambio este rango paso a ser 1390 a 1400 psi. Por último el pozo DW-17H tenía como límite 1500 psi y trabajaba de manera óptima a 1500 psi, ahora esta presión optima es casi la misma pero con un caudal mayor. Gráfica 38. Comparación de caudal y presión contra tiempo para los pozos inyectando en Intermedia sin tubería de inyección. 1800

1600

1400

Presión <psi>

1200

DW-018H 1000 DW-019H

800 DW-020H 600

DW-023HST 400

200

0 50000 1

100

1000

100

1000

Días de Inyección

Caudal de Inyección <BWPD>

45000

40000

35000

30000

25000

20000

15000

10000

5000

0 1

Días de Inyección

Fuente: Realizado por autor. Información Historial de Inyección Pacific Rubiales. 2011

116

Para los pozos que únicamente fueron sometidos al cambio de estado mecánico, se ve que todos inicialmente tenían un comportamiento aceptable. Para el DW018H antes del cambio no se alcanza a establecer una presión límite, pero una vez se retira su tubería de inyección trabaja de manera optima a una presión media de 960 psi. El pozo DW-019H consiguió una mayor tolerancia a los aumentos de presión pasando de tener 1300-1450 psi como presión optima a 1540 con un aumento de caudal significativo. El pozo DW-20H antes de realizarse su cambio trabajaba de manera optima dentro de un rango de presión de 1600 a 1680 psi, una vez se le retiro la tubería de inyección este pozo requirió mucha menos presión para inyectar más caudal y quedó trabajando a una presión optima de 1280 psi. Por último el pozo DW-023HST pasó de operar a 600 psi establemente a 700 psi con un aumento de caudal progresivo hasta la fecha. Gráfica 39. Comparación de caudal y presión contra tiempo para pozos inyectando en Intermedias sin intervenciones. 2000

1800

1600

Presión <psi>

1400

1200

1000

800 DW-003HST 600

RB-083 DW-004H

400

DW-005H RB-087

200

DW-006H DW-007H

0 80000

100

1000

100

1000

Días de Inyección

Caudal de Inyección <BWPD>

70000

60000

50000

40000

30000

20000

10000

0 1

Días de Inyección

Fuente: Realizado por autor. Información Historial de Inyección Pacific Rubiales. 2011

117

El último grupo de pozos inyectando en la unidad Intermedia son a los que no se les han realizado trabajo alguno. El pozo RB-083 ha tenido una buena respuesta trabajando con presiones entre los 1000 y 1350 psi con una presión límite de 1400. El pozo DW-013H trabaja de manera óptima dentro de un rango de presión de 900 a 1100 psi y tiene una presión límite de 1200 psi. Para el pozo DW-004H la presión límite es de 1400 psi y el rango optimo de inyección eta entre los 1200 y 1300 psi. El pozo RB 87 presenta una respuesta favorable con presiones inferiores a los 1300 y el punto óptimo de inyección se da a los 1100 psi. Para el DW-006H la presión límite es de 1360 psi y el rango óptimo es 1100 psi a 1250 psi. Por último para el pozo DW-007H la presión límite es de 1500 psi y la inyección tiene un comportamiento óptimo si se trabajan dentro de los 1100 a 1400 psi. Gráfica 40. Comparación de caudal y presión contra tiempo para los pozos inyectando en C-1. 2000

DW-002H

1800

DW-009H 1600

Presión <psi>

1400

1200

1000

800

600

400

200

0 120000

100

1000

100

1000

Caudal de Inyección <BWPD>

Días de inyección

100000

80000

60000

40000

20000

0 1

Días de inyección

Fuente: Realizado por autor. Información Historial de Inyección Pacific Rubiales. 2011

118

Para los pozos inyectando en la unidad C-1 se observa que los datos para el pozo DW-002H muestran que dentro del mal comportamiento que ha tenido este pozo se tiene como presión límite 1100 psi. Para el pozo DW-009H se ve una respuesta muy favorable del caudal cuando se trabaja dentro del rango de presión de 1080 a 1160 psi y una vez alcanzados los 1250 psi esta respuesta deja de ser acorde al aumento de presión. 4.2 COMPLETAMIENTO DE POZO VS DESEMPEÑO. El diseño de los pozos horizontales se caracteriza por tener una sección horizontal lo más extensa posible, y en los pozos inyectores todos cuentan con una superior a los 1200 pies, como se observa en la Gráfica 41. A pesar que en teoría entre más larga sea esta sección mayor es el potencial de inyección, se puede apreciar que en este caso en particular no es la norma, ya que el índice de inyectividad de un pozo no guarda ninguna relación directa con la longitud de su sección horizontal. Se puede apreciar también que hay uno pozos que tienen dos índices, estos son los pozos que se les retiro la tubería de inyección, a pesar de haber sido intervenidos la relación entre el índice de inyectividad y la zona horizontal sigue siendo inexistente.

2000

1800

1600

1400

1200

1000 40

800

600 400

200

Sección horizontal

Indice Inyectividad 1

Indice Inyectividad 2

Fuente: Realizado por autor, 2011.

119

Índice de Inyectividad <psi/Bbl>

Sección horizontal <ft>

Gráfica 41. Comparación de sección horizontal contra el índice de inyectividad.

4.3 DIAGNOSTICO DE LA INYECCIÓN ACTUAL EN CAMPO RUBIALES Dado el hecho que la prueba de presión (fall-off) sólo ha sido realizada en el pozo DW-001, el cual inyecta en la unidad Areniscas Basales, es imposible partir de sus resultados para realizar un diagnostico de la inyección en general ya que esta se da en su mayoría en la Unidad Intermedia. Los índices de inyectividad y diagramas de Hall por el contrario están disponibles para todos los pozos y pueden proveer información suficiente, junto con el historial de inyección para establecer un diagnostico de las condiciones actuales de la inyección. Partiendo de la información disponible se puede establecer que la inyección en Campo Rubiales en general es un proceso bastante eficiente ya que se hasta el momento se han inyectado 293,7 MMBls de agua con 27 pozos de los cuales están operando 19. A pesar de los buenos resultados es posible detectar la pérdida de inyectividad progresiva en casi todos los pozos. Si se estudia esta inyección diferenciando la unidad de flujo objetivo, es posible afirmar que: en Areniscas Basales se han obtenido buenos resultados, teniendo en cuenta que hace parte del yacimiento de hidrocarburos del Campo; al ser el agua de inyección proveniente de esta unidad, los factores de daño son menores y en consecuencia hay menos taponamiento en la formación. En C-Intermedia se ha realizado la mayoría de la inyección y debido a que es una unidad independiente al yacimiento ha sido posible realizar una campaña de estimulación química, la cual se ha podido apreciar no ha sido del todo efectiva; se ha podido apreciar también que al tener sus pozos un alta transmisibilidad, son capaces de aceptar grandes volúmenes de agua, pero de igual manera alcanzan un daño relativamente temprano. Finalmente en la unidad C-1, el nuevo objetivo de inyección, se han apreciado desempeños bastantes positivos en relación a las otras unidades, el análisis de su inyección igualmente es muy impreciso debido a que actualmente se cuentan con los resultados del pozo DW-002H, cerrado por problemas de facilidades de superficie y el DW-009H el cual es posible afirmar ha tenido el mejor comportamiento a nivel general hasta el momento, recibiendo grandes volúmenes de agua sin llegar aún a causar daño en la zona cercana al pozo. Ahora analizando los pozos según su estado mecánico, se puede decir que los pozos que inicialmente no han sido completados con una tubería de inyección, la cual generalmente es de unas 4 ½ pulgadas, presentan una capacidad de recepción aceptable pero no muy por encima de los que aún tienen la tubería. Los pozos que han sido sometidos a la remoción de esta tubería presentan mejorías bastante evidentes. Por otra parte en los pozos horizontales se denota que no es necesario que estos pozos tengan una navegación tan extensa, ya que de esta no depende la capacidad de recepción de los pozos. 120

Observando la Tabla 17, se tiene que del total inyectado en el Campo, el 78,12% ha sido en intermedias, 15,23% en Areniscas Basales y 6,65% en C-1.

Tabla 17. Distribución de inyección de agua según unidad de flujo objetivo.

Unidad #Pozos #Pozos Inyeccion % Inyeccion Objetivo perforados Operando Acumulada del Campo A.Basales 4 3 44734197,5 15,23 C-Intermedia 19 15 229448013 78,12 C-1 4 1 19515152 6,65 TOTAL 27 19 293697362 100 Fuente: Pacific Rubiales Energy – Metapetroleum Energy. Historial de Inyección Rubiales, 2011 [Documento Excel]. Resumido por autor.

121

5. CARACTERIZACIÓN DE AGUA DE INYECCIÓN/FORMACIÓN Y ROCA RECEPTORA. Con el fin de tener un óptimo entendimiento de las condiciones del sistema pozo yacimiento, en la inyección de agua en Campo Rubiales, es imprescindible contar con una caracterización completa de los fluidos participantes (de formación y de inyección) y las formaciones receptoras (Unidades areniscas Basales, C-1 y CIntermedia). A continuación se detalla las propiedades y características con las que cuenta cada una. 5.1 CARACTERIZACIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN E INYECCIÓN. El agua tanto de formación como de inyección es sometida a un análisis fisicoquímico completo, éste da valores de la concentración de los principales aniones y cationes, el potencial de hidrogeno (pH), resistividad, total de sólidos disueltos e índice de saturación también conocido como índice de Langelier; este último es de gran importancia ya que partiendo de su valor se puede suponer la formación de incrustaciones de carbonato cálcico, como se observa en la Tabla 18.10 Tabla 18. Valores límite de los de estabilidad de Langelier. Índice deíndices Saturación

IS<0

IS=0 IS>0

Agua no saturada con respecto al carbonato cálcico. El agua no saturada posee la tendencia a eliminar láminas de carbonato cálcico presentes que protegen las tuberias de los equipos Agua considerada neutral. No existe formación de incrustaciones ni eliminación de las mismas Agua supersaturada con respecto a carbonato cálcico. Posible formación de incrustaciones

Fuente: Entendimiento de los Índices de Saturación de Langelier, Generalidades. [Enlace Web]. http://www.lenntech.es/calculadoras/langelier/langelier.htm.

5.1.1 Análisis del agua de formación. Esta es muy compleja, debido a su alto contenido de iones en solución, pequeñas cantidades de metales pesados y residuos de los químicos utilizados en el proceso de separación agua-petróleo (anticorrosivo, demulsificante, anti-incrustantes). En campo Rubiales, se utiliza la herramienta MDT, la cual toma una muestra del agua en profundidad. Una vez llevada a superficie esta muestra, se le hace el respectivo análisis fisicoquímico para determinar sus características.

Entendimiento de los Indices de Saturación de Langelier, Generalidades. Enlace Web. ]. <http://www.lenntech.es/calculadoras/langelier/langelier.htm>. Consulta Marzo, 2011.

122

En la Tabla 19 se pueden observar los valores que se tienen para el agua de formación en la unidad Arensiscas Basales, en la Tabla 20 los valores para la unidad C-Intermedia y en la Tabla 21 los correspondientes a la unidad C-1. Tabla 19. Análisis fisicoquímico del agua de formación de la unidad Areniscas Basales.

Parámetro Sodio Na⁺ <mg/l> Potasio K ⁺ <mg/l> Calcio Ca ⁺⁺ <mg/l> Magnesio Mg ⁺⁺ <mg/l> Bario Ba⁺⁺ <mg/l> Estroncio Sr ⁺⁺ <mg/l> Hierro Fe⁺⁺ <mg/l> SiO₂ <mg/l> H2S <mg/l> Oxido disuelto O₂ CO₂ <mg/l> Bicarbonato HCO₃ ⁻ <mg/l> Carbonato CO₃⁼ <mg/l> Sulfato SO₄⁼ <mg/l> Cloruro Cl⁻ <mg/l> SDT <mg/l> Salinidad <mg/l NaCl> Dureza Total Resistividad <Ohm-m @ 25ºC> Conductividad <mS/cm @ 25ºC> pH. Indice de saturación IS @ 80ºC

Valor 384 13 13,85 3,15 0,5 0,35 1,15 39,35 ND ND 14,5 633 0 1 217 1306,50 831,50 47,55 6 1,67 7,38

0,85 Fuente: Pacific Rubiales Energy. Análisis de Agua Campo Rubiales [Documento Excel]. Modificado por autor 2011.

Los resultados de los análisis indican que el agua presente en las tres unidades es de tipo carbonatico ya que la concentración de los iones de bicarbonato es mayor a los de cloruro. Los tres tipos de agua alcanzan a clasificarse como dulce ya que sus valores de salinidad son inferiores a 1300 mg/l de NaCl, pero el agua correspondiente a la unidad C-Intermedia es la más salada entre las tres y por ende es la más conductiva. Debido a su clasificación de dulce los valores de concentración del anión cloruro varía únicamente entre los 10 y 250 mg/l y la concentración del sulfato es baja con valores de 1 mg/l para las unidades Areniscas Basales e Intermedia y 7 mg/l para la unidad C-1. La presencia de calcio en rangos entre 10 y 250 mg/l es obvia debido a la naturaleza dulce de las tres aguas; normalmente se encuentra en solución gracias al equilibrio químico que involucran especies carbonatadas, contenido de dióxido de carbono, procesos

123

de precipitación, pH e intercambio catiónico11; la unidad Intermedia presenta los mayores valores con 22,23 mg/l, seguida por la Unidad Areniscas Basales con 13,85 mg/l y la unidad C-1 con 8,5 mg/l. Los valores para el sodio son un poco altas, 384, 438,7 y 445 mg/l para las unidades Areniscas Basales, Intermedia y C1 respectivamente; pero al ser tan solubles su concentración solo se consideraría un problema si se presenta intercambio catiónico cuando son adsorbidas por arcillas que tienen cationes de calcio. Tabla 20. Análisis fisicoquímico del agua de formación de la unidad Intermedia.

Valor 438,67 16,18 22,23 5,40 0,52 0,58 0,92 55,13 ND ND 17 834,33 0 1 201,83 1576,50 949,33 77,53 5,74 1,78 7,43

1,18 Fuente: Pacific Rubiales Energy. Análisis de Agua Campo Rubiales [Documento Excel]. Modificado por autor 2011

Los valores para el potasio y el hierro son bastante bajos en el agua presente en las tres unidades, teniendo el valor más alto de potasio la unidad Intermedia con 16,18 mg/l y de hierro la unidad Areniscas Basales con 1,15 mg/l. Los valores más notorios en los tres análisis son los de la concentración de bicarbonato, cloruros y sodio; el bicarbonato al ser el anión dominante es el responsable de clasificar el agua como bicarbonática y brindarle la alcalinidad. Al tener pH con valores entre 7,38 y 8 los elevados valores de bicarbonato son entendibles ya que por ser una 11

Hem, J. D., 1985, Study and interpretation of the chemical characteristics of natural water, U. S. Geological Survey water-supply paper, 2254, p. 59-128.

124

base débil, predomina en estos valores de pH; la unidad Areniscas Basales tiene una concentración de bicarbonato de 633 mg/l las unidades Intermedia y C-1, 949,3 y 917 mg/l, a estas altas concentraciones hay posibilidad que pueda reaccionar con los cationes bario, estroncio, magnesio o calcio para formar precipitados insolubles 12 . Para los salidos disueltos totales (SDT) indica la cantidad de residuos salidos filtrables presentes en el agua a través de una membrana con poros de dos micras o menos; para este parámetro se tienen valores elevados en el agua de las tres unidades, 1306,5 mg/l para Areniscas Basales, 1576,5 mg/l para Intermedia y 1582 mg/l para C-1. La dureza total del agua difiere bastante entre las tres formaciones, teniendo valores de 9,92 mg/l para Areniscas Basales, 38,9 mg/l para C-1 y 77, 35 mg/l para Intermedia; esta dureza total es la solución formada por las sales de calcio y magnesio en forma de cationes y aniones y se expresa en función del carbonato de calcio (CaCO3) Tabla 21. Análisis fisicoquímico del agua de formación de la unidad C-1.

Parámetro Sodio Na⁺ <mg/l> Potasio K ⁺ <mg/l> Calcio Ca ⁺⁺ <mg/l> Magnesio Mg ⁺⁺ <mg/l> Bario Ba⁺⁺ <mg/l> Estroncio Sr ⁺⁺ <mg/l> Hierro Fe⁺⁺ <mg/l> SiO₂ <mg/l> H2S <mg/l> Oxido disuelto O₂ CO₂ <mg/l> Bicarbonato HCO₃ ⁻ <mg/l> Carbonato CO₃⁼ <mg/l> Bromuro Br⁻ Sulfato SO₄⁼ <mg/l> Cloruro Cl⁻ <mg/l> SDT <mg/l> Salinidad <mg/l NaCl> Dureza Total Resistividad <Ohm-m @ 25ºC> Conductividad <mS/cm @ 25ºC> pH. Indice de saturación IS @ 80ºC

Valor 445 7,5 8,5 4,3 0,5 3,9 895 0 <1.0 7,2 210 1582 917 38,93 5,26 1902 7,85

1,09 Fuente: Pacific Rubiales Energy Análisis de Agua Campo Rubiales [Documento Excel]. Modificado por autor 2011

Hem, J. D., 1985, Study and interpretation of the chemical characteristics of natural water, U. S. Geological Survey water-supply paper, 2254, p. 59-128.

125

Otros factores importantes a tener en cuenta de este análisis son la ausencia de oxígeno y ácido sulfhídrico disuelto para el agua de las tres unidades. Se detecta también la presencia de dióxido de carbono en las aguas de las unidades Areniscas Basales e Intermedia con valores de 14,5 y 17 mg/l respectivamente y su valor tiene gran importancia ya que incide en el sistema carbonato-bicarbonato ayudando a la creación de los mismos. Por último, se tiene el índice de saturación que presenta valores positivos para el agua de las tres unidades, indicando la tendencia a la precipitación de carbonatos en forma de incrustaciones. El análisis fisicoquímico de la unidad C-1 no tiene en cuenta los parámetros de SiO2, óxido disuelto, estroncio, dióxido de carbono y ácido sulfhídrico. Por esta razón se asumen como no presentes para este estudio. 5.1.2 Análisis del agua de inyección. Proveniente de la unidad Areniscas Basales, es la que está asociada a la producción de petróleo en el Campo Rubiales. Al observar el diagrama de Stiff, que se observa en la Gráfica 42, se clasifica esta agua como Bicarbonatada sódica. Esto nos lleva a pensar que las posibles sales insolubles que se formaran se relacionan directamente con el anión Bicarbonato. Gráfica 42. Diagrama de Stiff característico del agua de inyección.

Fuente: CoreLab Análisis de Agua de Inyección [Documento Excel]. Modificado por autor 2011

El análisis fisicoquímico presentado en la Tabla 22, indica que el agua es de carácter dulce teniendo una salinidad de 635 mg/l de NaCl, tiene un Índice de saturación mayor a cero, lo que indica que tiene potencialidad a la formación de carbonatos, especialmente de calcio.

126

Tabla 22. Análisis fisicoquímico del agua de formación del agua de inyección.

Valor 312,40 10,85 4,15 2,35 2,5 9,70 0,1 37,00 ND ND < 10 518,5 0 1 149,5 1050 653 0,00 6,56 2 7,66 22,85 0,654 < 10

18,5

Fuente: Pacific Rubiales Energy Análisis de Agua Campo Rubiales [Documento Excel]. Modificado por autor 2011

5.1.2.1 Parámetros de calidad del agua de inyección. En Campo Rubiales se tiene unos parámetros mínimos de calidad con los que debe contar el agua de inyección como se ve en la Tabla 23. Dichos parámetros están regulados bajo la norma NACE TMO 173-05. Los parámetros de pH, H2S disuelto, CO2 disuelto, O2 disuelto, hierro disuelto y recuento de bacterias están dentro de los valores recomendados. La turbidez y el contenido de grasas y aceite tienen valores superiores a los recomendados. En cuanto a la turbidez se establece que esta es un indicador de los sólidos suspendidos que pueda tener el agua de inyección, que incluye también las grasas y el aceite; el valor que tiene el agua de 22 NTU puede ser in indicativo de falta de limpieza en las tuberías que van de las bombas a las cabezas de pozo. 127

Tabla 23. Valores de los parámetros de calidad del agua de inyección.

Parámetro H₂S disuelto CO₂ O₂ disualto Fe disuelto pH Turbidez Grasas & aceite BSR

Valor recomendado 0 < 10 ppm < 1 ppb < 1 ppm 6,5 - 8,5 < 2 NTU < 2 ppm < 10⁴ ufc/ml

Fuente: OSTROFF, A.G. “Introduction to Oilfield Water Technology”, NACE. Modificado por autor, 2011.

Bajo la norma NACE TMO 173-05, se realiza también pruebas de clasificación del agua a partir de pruebas de filtración las cuales determinan la cantidad de sólidos suspendidos en la misma13, en la Tabla 24 se presenta la clasificación según la norma. Tabla 24. Valoración del agua según su contenido de sólidos suspendidos. Rating Parámetro 1 2 3 5 10 20 Solidos Suspendidos mg/l 0 - 0,4 0,5 - 0,9 1 - 2,4 2,5 -4,9 5 - 9,0 >10 Valoración Despreciables Muy bajo Bajo Moderado Grande Excesivos Fuente: OSTROFF, A.G. “Introduction to Oilfield Water Technology”, NACE. Modificado por autor, 2011.

Los valores resultantes de dicha prueba para el agua de inyección son de 14,4 mg/l de sólidos suspendidos, clasificándola en excesivos. Se determinó también que en su mayoría estos sólidos son grasas y sílices amorfas. Cabe anotar que los valores recomendados por la NACE son realizados para inyección de recobro y al ser la inyección en Rubiales de tipo desecho se pueden aceptar valores mayores. 5.2 CARACTERIZACIÓN DE LA ROCA RECEPTORA. Como se ha mencionado anteriormente, la inyección en Campo Rubiales tiene como objetivo tres unidades de flujo, pertenecientes a la formación Carbonera, para recibir el agua de inyección: Areniscas Basales, C-1 y C-Intermedia; a continuación se presentan los resultados de los diferentes estudios a los que se han sometido. 5.2.1 Corazonamiento. Por medio de este tipo de muestreo en fondo, se logra obtener, de la manera más cercana a la realidad, las propiedades con las que cuenta las formaciones receptoras pertenecientes al sistema de inyección. A dichas muestras se someten a análisis de granulometría y composición para así 13

OSTROFF, A.G. “Introduction to Oilfield Water Technology”, NACE, Houston, 1979.

128

determinar un patrón característico para cada formación. Se aprecia a continuación los resultados de los análisis realizados. 5.2.1.1 Análisis granulométrico (Sieve). Éste permite determinar la distribución de tamaño de partículas presentes en una muestra de una formación. Esto se logra tomando la muestra de formación y pasándola por diferentes mallas o filtros los cuales están clasificados por un Número de Sieve; éste indica el rango de tamaño que debe tener las partículas para poder pasar a través de él. Si la partícula no pasa esta es recolectada y pesada, se repite el proceso aumentando el número de Sieve de la malla (disminuyendo el tamaño de paso) hasta pasar, si es posible, toda la muestra. Los pesajes realizados entonces brindan la información necesaria para realizar un análisis estadístico de la prueba y así determinar la distribución, uniformidad y clasificación de la muestra.14 En la Tabla 25 se pueden observar los rangos de tamaño correspondientes a los números de Sieve y el nombre o clasificación de grano que tiene cada uno. El grano entre más grande sea, provee a la formación de una porosidad mayor aumentando así su capacidad de flujo y almacenamiento. Tabla 25. Clasificación de tamaño según el número de Sieve.

CLASIFICACIÓN Clasificación #SIEVE #Sieve Limo grueso 325 Arena muy fina 230 Arena fina 120 Arena media 60 Arena gruesa 35 Arena muy gruesa 18 Granulos 10 Guijarros 5

TAMAÑO(mm) (mm) Tamaño 0,044 - 0,053 0,063 - 0,105 0,125 - 0,210 0,250 - 0,420 0,500- 0,841 1 - 1,682 2- 3,364 4 - 5,6

Fuente: Core Laboratories Colombia. [Documento Excel]. Modificado por autor, 2011

De este análisis también se obtiene la uniformidad (sorting) que tiene la muestra. Las diferentes clasificaciones se pueden observar en la Tabla 26. Y en la Figura 28 se puede apreciar que entre más redondo y uniforme sea el grano se contara con una porosidad mayor ya que gracias a su forma se tienen espacios más grandes a lo largo del volumen poroso. A medida que los granos sean menos uniformes entre ellos, los espacios de almacenamiento son menores y en consecuencia el flujo a través de la roca es mucho más difícil.

. Test Sieve analysis. sant, dan. Introduction to Sieve Analysis. Last Modified January 16, 2009, Enlace Web < http://www.wepapers.com/Papers/13451/Introduction_to_Sieve_Analysis. Consulta Junio de 2011.

129

Tabla 26. Rangos de uniformidad de los granos.

Uniformidad Muy buena Buena Moderada Pobre Muy pobre Extremadamente pobre Fuente: Core Laboratories Colombia. [Documento Excel]. Modificado por autor, 2011 Figura 28. Diferencia entre uniformidad de granos.

Fuente: Realizado por autor, 2011

El grado de asimetría (skewness) es otro parámetro que arroja el análisis, y su valor nos da la clasificación encontrada en la Tabla 27. Este grado de asimetría indica el tipo de superficie que hace del grano simétrico o asimétrico. En su superficie, el grano, puede tener material grueso o fino que lo aleja de la simetría como se observa en la Figura 29. A medida que el grano tenga menos simetría, se cierran los canales de comunicación a lo largo del volumen poroso y su probabilidad de reaccionar con el fluido que ingresa aumenta según el material que tenga. Tabla 27. Rangos de asimetría en los granos.

Grado de asimetría Exceso de material grueso Más grueso que fino Casi simétrico Más fino que grueso Exceso de material fino Fuente: Core Laboratories Colombia. [Documento Excel]. Modificado por autor, 2011

130

Figura 29. Tipos de asimetría en los granos de formación.

Fuente: Realizado por autor, 2011

En el Campo Rubiales se realizó el análisis de Sieve a 7 pozos inyectores, abarcando las tres unidades de interés: Areniscas Basales, C-Intermedia y C-1. En la Tabla 28 se aprecian los valores promedios encontrado en los pozos inyectores en la unidad C-Intermedia. El tamaño de grano presente es clasificado en arena media en y arena fina/media en uno de los pozos variando de tamaño entre los 0,210 a 0,420 mm. El material fino es el que está dando la asimetría en los granos y la uniformidad de las muestras es moderada y buena. Tabla 28. Valores de granulometría para la unidad Intermedia. DW-004H % Peso 0,00 0,02 0,60 9,27 42,37 34,17 11,10 1,44 1,02 100

#Sieve 5 10 18 35 60 120 230 325 >325 TOTAL Clasificación de grano Grado de asimetría Uniformidad

Arena media Casi simétrico / Exceso de material fino Moderada

Unidad Intermedia DW-006H DW-018H % Peso % Peso 0,00 0,00 0,00 0,00 0,30 0,80 14,22 10,29 48,15 36,01 30,15 42,00 6,13 9,59 0,53 0,77 0,39 0,54 100 100 Arena media Casi simétrico / Más fino que grueso Moderada

Arena fina/media Casi simétrico Moderada

DW-020H % Peso 0,00 0,00 0,23 3,64 18,19 58,06 17,11 1,22 1,56 100

DW-023H % Peso 0,00 0,02 0,92 14,45 54,78 23,70 5,52 0,37 0,17 100

Arena fina Arena Media Casi simétrico/ Más Casi simétrico / Más fino que grueso grueso que fino Buena / Moderada Moderada

Fuente: Core Laboratories Colombia. [Documento Excel]. Modificado por autor, 2011

En la Tabla 29 se aprecian los valores promedios encontrados en el pozo inyectando en la unidad C-1. El grano presente es de tamaño arena medio entre los 0,250 y 0,420 mm, es casi simétrico con presencia de material fino y su uniformidad es Moderada/ Pobre. En la Tabla 30 se aprecian los valores promedios encontrados en el pozo inyectando en la unidad Areniscas Basales. Los granos presentes se clasifican de tamaño arena fina/media que va de 0,125 a 0,420 mm y son granos casi simétricos con presencia de material fino en baja proporción.

131

Tabla 29. Valores de granulometría para la unidad C-1.

Unidad C-1 DW-009H % Peso 0,09 0,15 1,54 19,66 38,10 31,55 6,25 1,77 0,89 100,00

#Sieve 5 10 18 35 60 120 230 325 >325 TOTAL Clasificación de grano Grado de asimetría Uniformidad

Arena media Casi simétrico / Más fino que grueso Moderada / Pobre

Fuente: Core Laboratories Colombia. [Documento Excel]. Modificado por autor, 2011 Tabla 30. Valores de granulometría para la unidad Areniscas Basales.

Unidad Areniscas Basales DW-011H #Sieve % Peso 5 0,00 10 0,00 18 1,36 35 18,77 60 33,07 120 37,16 230 8,43 325 0,69 >325 0,53 TOTAL 100,00 Clasificación de grano Grado de asimetría Uniformidad

Arena fina/media Casi simétrico / Más fino que grueso Moderada / Pobre

Fuente: Core Laboratories Colombia. [Documento Excel]. Modificado por autor, 2011

132

5.2.1.2 Análisis composicional (XRD). Mediante la difracción de rayos-X en la superficie de cristales minerales es posible determinar, de manera detallada, la composición química de una roca, como explica PANalytcal en su artículo del 2010.15 Para este análisis se tienen una para la unidad Areniscas Basales y una para la unidad C-1 y tres para la unidad Intermedia, como se observa en la Tabla 31. Las tres formaciones presentan valores muy bajos de Plagioclasas, Feldespatos, Calcita y Pirita; ninguna tiene Esmectita, Siderita ó Hermatita. El componente más abundante es el caurzo para las muestras de las tres unidades, pero sin llegar a superar el 95% es decir ninguna entra en la clasificación de cuarzo arenitas. Las muestra de Areniscas Basales e Intermedian presentan las mayores cantidades de arcillas siendo la caolinita la más abundante 16 y 17 % peso respectivamente, esta es una arcilla de silicatos bilaminar con un con algo de platicidad y con una capacidad de intercambio cationico de 3-5 meq/100gr. Las muestras de la unidad C-1 tienen valores muy bajos de arcillas que no supera el 3% de la composición total, un componente bastante abundante en comparación a las muestras con la de las otras unidades es la Dolomita, la cual está casi ausente en Intermedia y Areniscas Basales, mientras que en una de las muestras de C-1 alcanza a tener 12 %, esta es un compuesto de carbonato de calcio y magnesio.

PANallytical. X-ray Diffraction. Enlace WEB <http://www.panalytical.com/index.cfm?pid=135>. Consulta Mayo de 2011.

133

Tabla 31. Análisis composicional para las tres unidades de flujo. Análisis composicional XRD Pozo

Profundidad (MD) <ft>

Formación Objetivo

RB-046 RB-398 DW-009H DW-009H DW-009H

2631 2606 3180-3210 3240-3270 3690-3720

A. Basales Intermedia C-1 C-1 C-1

Feldespatos Quartz Plagioclasas Calcita (K) 77 72 86 88 75

4 4 ≤0,5 ≤0,5 0

<1 ≤0,5 ≤0,5 ≤0,5 0

0 0 7 8 10

Dolomita ≤0,5 0 ≤0,5 1 12

Siderita

Pirita

Hermatita

Barita

Composicion de la roca <% Peso> 0 0 0 0 ≤0,5 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0

Esmectita 0 0 0 0 0

Fuente: CoreLab Colombia – Reservoir Geology. X-ray Difraction Data. 2010

134

Ilita+ I/S + Kaolinita Mica 1 7 3 3 0

17 16 2 ≤0,5 1

Clorita

Total arcillas

0 1 1 ≤0,5 0

18 24 6 3 2

5.2.2 Evaluación Petrofísica. Con la ayuda del Software IP (Interactive Petrophysics) de Schlumberger y los registros eléctricos tomados en hueco abierto, fue posible determinar las propiedades petrofísicas con las que cuenta cada pozo inyector del Campo en su formación de interés. Las propiedades a estudiar son, porosidad, saturación de agua, volumen de arcilla y permeabilidad. A continuación se muestran los resultados obtenidos de la evaluación. 5.2.2.1 Porosidad promedio (%). Este parámetro fue posible establecerlo con las curvas del registro sónico y resistivo; con ayuda el software IP se calculó el valor promedio en cada uno de los pozos. Las tres unidades cuentan con una porosidad alta, alrededor de un 30%, propicia el almacenaje de fluidos en su espacio poroso. Areniscas Basales presenta los valores más bajos con un promedio de 27,5% variando entre 26 y 29 %, C-Intermedia tiene un promedio de 29,5% variando entre 25 y 32 %y C-1 con 31% de promedio variando entre 30 y 32 %, como se observa en la Gráfica 43. A pesar que los valores no difieren mucho entre sí, la unidad C-1 se establece como la mejor en este parámetro. Gráfica 43. Valores de porosidad para los pozos inyectores. 50

45 40

Av Phi (%)

35 30 25 20 15 10 5

Basales

C-1

DW-023H

DW-021H

DW-020H

DW-019H

DW-018H

RB-087

DW-017H

DW-016H

DW-015H

DW-013

DW-014H

DW-007H

DW-006H

DW-005H

RB-083

DW-004H

DW-012H

DW-010H

DW-003HST

DW-026H

DW-025H

DW-009H

DW-002H

DW-022H

DW-011H

DW-008

DW-001

Intermedia

Fuente: Realizada por autor, 2011

5.2.2.2 Saturación de agua (%). Este parámetro fue posible establecerlo con las curvas del registro resistivo; con ayuda el software IP se calculo el valor promedio en cada uno de los pozos. El único pozo que presenta un calor diferente a un 100% de saturación de agua es el DW-008, el cual está en la Unidad Areniscas Basales, la cual es el yacimiento de hidrocarburos del Campo. Este dato puede deberse a esa proximidad que hay entre la zona de hidrocarburos y el acuífero;

135

para el resto de los pozos, se establece que el único fluido presente en la formación de interés es agua, como se observa en la Gráfica 44. Gráfica 44. Valores de saturación de agua para los pozos inyectores. 100

Av Sw (%)

Basales

C-1

DW-023H

DW-021H

DW-020H

DW-019H

RB-087

DW-018H

DW-017H

DW-016H

DW-015H

DW-014H

DW-013

DW-007H

DW-006H

DW-005H

RB-083

DW-004H

DW-012H

DW-010H

DW-003HST

DW-026H

DW-025H

DW-009H

DW-002H

DW-022H

DW-011H

DW-008

DW-001

Intermedia

Fuente: Realizada por autor, 2011

5.2.2.3 Volumen de arcilla (%). Este parámetro fue posible establecerlo con las curvas del registro rayos gama espectral; con ayuda el software IP se calculó el valor promedio en cada uno de los pozos. Se puede apreciar, Gráfica 45, que en general el volumen de arcilla no supera el 20%. Para la unidad Areniscas Basales e Intermedia el promedio es de 10,9%, mientras que para la unidad C-1 el promedio es de 4,3%. Se concluye que la unidad menos arcillosa es laC-1 correspondiendo a los altos valores de porosidad. 5.2.2.4 Permeabilidad. Este parámetro no hay ningún registro de lo cuantifique, pero con los valores de porosidad y volumen de arcilla es posible calcularlo. Para este caso en particular se calculó la permeabilidad a partir de unos puntos de corte estándar para todo el Campo. Estos son: porosidad mayor a 20%, volumen de arcilla menor a %25 y una saturación de agua mayor a 75%. Este parámetro me indica la facilidad que tiene la roca para permitir el paso de u fluido a través de ella; los valores para las tres unidades en general son altos; como se observa en la Gráfica 46; para Areniscas Basales los valores van de 8998 a 12009 mD, teniendo como promedio 10733mD. C-Intermedia presenta calores un poco más elevados desde 10450 a 22304 mD teniendo como promedio 15,556mD; por último la unidad C-1 presenta valores muy parecidos a C-Intermedia variando teniendo como promedio 15556 mD.

136

Basales

C-1

137

Fuente: Realizada por autor, 2011

Intermedia

RB-087

DW-017H

DW-016H

DW-015H

DW-014H

DW-013

DW-007H

DW-006H

DW-005H

DW-004H

RB-083

DW-012H

DW-010H

DW-003HST

DW-026H

DW-025H

DW-009H

DW-002H

DW-022H

DW-011H

DW-008

DW-001

DW-023H

0 DW-021H

5000

DW-023H

10000 DW-020H

15000

DW-021H

20000 DW-019H

25000

DW-020H

Grรกfica 46. Valores de volumen de arcilla para los pozos inyectores. DW-018H

Fuente: Realizada por autor, 2011

DW-019H

Intermedia

DW-018H

RB-087

DW-017H

DW-016H

DW-015H

DW-014H

C-1

DW-013

DW-007H

DW-006H

DW-005H

DW-004H

RB-083

DW-012H

DW-010H

DW-003HST

DW-026H

DW-025H

Basales

DW-009H

DW-002H

DW-022H

DW-011H

DW-008

DW-001

Permeabilidad (K) <mD>

Av Vcl (%)

Grรกfica 45. Valores de volumen de arcilla para los pozos inyectores.

100 90

6. ANÁLISIS DE COMPATIBILIDAD FLUIDO-FLUIDO Y ROCA-FLUIDO EN EL SISTEMA POZO YACIMIENTO. Con objeto de determinar las condiciones óptimas con las que debe contar la inyección de agua en Campo Rubiales, es importante establecer la compatibilidad actual entre los fluidos inyectados con los fluidos in-situ y la roca que los contiene. En este capítulo se presenta los resultados de las pruebas de compatibilidad de Permline, y su respectivo análisis. 6.1 COMPATIBILIDAD AGUA DE INYECCION Y AGUA DE FORMACIÓN. A continuación se presenta un estudio detallado de la formación de sales insolubles y posibles sistemas de formación de complejos con el fin de evaluar la compatibilidad del sistema agua de formación-agua de inyección en las tres unidades de interés en Campo Rubiales. En primera instancia se parte de que el agua de inyección proviene de la formación Areniscas Basales, esta agua es tratada con el fin de disminuir las concentraciones de iones presentes. Este tratamiento muestra una disminución importante en las concentraciones de cationes como:  Hierro.  Estroncio.  Bario.  Calcio  Magnesio. Y en los aniones:  Sulfato  Cloruro A primera vista, partiendo de los análisis fisicoquímicos realizados se puede afirmar que el precipitado insoluble más posible en aparecer es el bicarbonato de calcio ya que las concentraciones superan los 800 mg/l en las aguas de formación, y si a esto se suma la concentración del agua de inyección, que está por encima de los 500 mg/l, las cantidades de bicarbonatos so precisas para la formación de precipitados. A pesar de tener valores de sodio bastantes altos, estos no representan amenaza de formación de precipitados ya que solo lo hacen de

138

manera de cloruro de sodio en un agua extremadamente salda que no es el caso actual. También se puede suponer la posibilidad de la formación de dolomita debido a los valores considerables de la concentración de calcio. A nivel de laboratorio se recreó y simuló la inyección y se estableció la compatibilidad para unas muestras tomadas en Campo Rubiales. Dichas muestran se hicieron en diferentes pozos a diferentes profundidades y como se observa en la Tabla 32 el estudio aplica para las unidades Areniscas Basales e Intermedia con el agua de inyección tomada en el pozo DW-03. Tabla 32. Profundidad y unidad de flujo de las muestras de agua.

Pozo RB-118 RB-118 RB-144 RB-144 RB-144

Profundidad <ft> 2529 2627 2586 2646 2755

Unidad Intermedia Intermedia Intermedia Intermedia Areniscas Basales

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009.

La prueba se divide en dos partes, la primera donde se combinan el agua de inyección con el agua de formación en relaciones de volúmenes controlados durante un periodo de 24 horas y se monitorean los valores de pH, concentración de calcio y porcentaje (%) de transmitancia, la cual es inversamente proporcional a la turbidez. La segunda parte de la prueba consiste también en la combinación de las dos aguas con relaciones volumétricas controladas y se monitorea los índices de estabilidad o tendencia que se tiene a la precipitación de los minerales de interés, que son: calcita (carbonato de calcio), dolomita (carbonato de calcio y magnesio), cuarzo (óxido de silicio), siderita (carbonato de hierro) y barita (sulfato de bario). 6.1.1 Compatibilidad experimental entre el agua de inyección e insitu. En la realización de esta parte se filtra primero el agua de formación y el agua de inyección por una membrana de 8 micras (μm), el agua del pozo RB-118 a la profundidad de 3539 pies presenta un valor elevado después de la filtración. Las aguas de los pozos RB-118 a 2627 pies de profundidad y RB-144 a 2586, 2646 y 2755 presentaron una turbidez moderada. El agua de inyección no presentó turbidez en ningún momento de la prueba. Los resultados para la unidad Intermedia se presentan en las Tablas 33, 34, 35 y 36. En la prueba entre agua pozo RB-118 a la profundidad de 2529 pies correspondiente a la unidad Intermedia con el agua de inyección se pudo observar que ni antes durante o después de ésta el agua de inyección presenta signos de

139

turbidez, por el contrario el agua de formación presenta altos valores de turbidez que disminuye gradualmente a medida que aumenta la cantidad de agua de inyección en la mezcla, esto da entonces un aumento en la transmitancia (1% de aumento). Se presenta la formación de precipitados y es directamente proporcional a la cantidad de agua de formación presente en la mezcla, la composición de los precipitados es en su mayoría es un sedimento proveniente del agua de formación no identificado, este no se considera producto a la incompatibilidad entre las aguas; en una pequeña proporción estos precipitados también están compuestos por carbonato de calcio, y esto se hace evidente debido a que la concentración de calcio disminuye (de 23,5 a 20 mg/l) ya que parte de la misma hace parte de los carbonatos, como lo muestra la Tabla 33. En la prueba entre el agua de formación del pozo RB-118 tomada a una profundidad de 2627 pies correspondiente también a la unidad Intermedia contra el agua de inyección se tiene que el agua presenta un alto grado de turbidez y este disminuye gradualmente a medida que aumenta la proporción de agua de inyección en la mezcla, lo que indica el aumento de la transmitancia (1%). Los precipitados que se alcanzaron a formar tiene como único componente es un sedimento sin identificar el cual no se clasifica como producto de incompatibilidad entre las aguas, no hay evidencias de formación de carbonatos de calcio Se pueden apreciar estos resultados en la Tabla 34. En la prueba entre el agua de formación del pozo RB-144 tomada a una profundidad de 2586 pies correspondiente también a la unidad Intermedia contra el agua de inyección muestra que los resultados son bastante similares a la anterior prueba, presentando una formación de precipitados cuyo único componente es un sedimento que no se relaciona con una incompatibilidad entre las dos aguas del sistema, como se muestra en la Tabla 35. La última prueba entre un agua de la unidad Intermedia y la de inyección corresponde a la realizada con muestras del pozo RB-144 a una profundidad de 2646 pies. Se puede observar que el agua de formación presenta turbidez (baja transmitancia) y esta disminuye a medida que la proporción de agua de inyección aumenta en la mezcla al igual que el tiempo de asentamiento. Se presenta la formación de precipitados con una composición mayoritaria de un sedimento no identificado el cual no se clasifica como producto de la incompatibilidad y minoritaria de carbonato de calcio evidenciado por una diminución de calcio mayor a 3 mg/l, como se muestra en la Tabla 36.

140

Tabla 33. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-118 @2529 pies de profundidad. A. Formación A. Inyección pH / ºC pH. Ca @ t = 0 Ca @ t = f % Transmitancia Nº Mezcla % v/v % v/v @t=0 @t=f mg/l mg/l 0 Hr 2 Hr 6 Hr 24 Hr 1 0 100 8,15/ 17,8 8,10/43,1 10,6 10,1 97,0 96,7 95,9 97,4 2 10 90 8,22/17,6 8,21/42,3 11,9 11,1 41,7 51,2 71,8 88,3 3 30 70 8,36/17,8 8,50/40,7 14,5 13,1 7,1 28,4 47,7 86,6 4 50 50 8,38/18 8,13/41,1 17,1 15,1 6,3 13,7 38,8 81,6 5 70 30 8,41/18,1 8,21/41,4 19,6 17 5,1 9,6 29,1 76,7 6 90 10 8,49/18,3 8,19/43 22,2 19 5,1 8,0 27,9 73,6 7 100 0 8,49/18,8 8,12/39,4 23,5 20 5,0 5,0 7,6 52,6 Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009. Tabla 34. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-118 @2627 pies de profundidad. A. Formación A. Inyección pH / ºC pH. Ca @ t = 0 Ca @ t = f % Transmitancia Nº Mezcla % v/v % v/v @t=0 @t=f mg/l mg/l 0 Hr 2 Hr 6 Hr 24 Hr 1 0 100 8,15/ 17,8 8,10/43,1 10,6 10,1 97,0 96,7 97,9 97,4 2 10 90 8,27/19,8 8,36/44,6 10,9 10,4 89,1 86,6 87,3 89,5 3 30 70 8,31/19,8 9,16/49,3 11,6 10,8 80,4 77,5 78,5 76,2 4 50 50 8,33/20 9,14/51,8 12,3 11,3 66,9 64,1 65,0 86,3 5 70 30 8,31/20,3 8,13/48,8 13 11,8 58,8 55,6 53,8 87,6 6 90 10 8,35/20,3 8,54/42,2 13,7 12,3 51,4 48,9 49,1 88,0 7 100 0 8,30/20,4 8,28/42,6 14,1 12,5 48,6 47,2 45,9 83,3 Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009. Tabla 35. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-144 @2586 pies de profundidad. A. Formación A. Inyección pH / ºC pH. Ca @ t = 0 Ca @ t = f % Transmitancia Nº Mezcla % v/v % v/v @t=0 @t=f mg/l mg/l 0 Hr 2 Hr 6 Hr 24 Hr 1 0 100 8,15/17,8 8,10/43,1 10,6 10,1 97,0 96,7 95,9 97,4 2 10 90 8,27/19,8 8,41/42,3 11,4 10,7 93,6 89,4 88,0 93,7 3 30 70 8,36/19,9 8,97/49,8 13 11,8 83,3 81,4 80,1 80,9 4 50 50 8,38/19,8 8,69/39,6 14,6 12,9 74,0 71,5 71,7 80,3 5 70 30 8,41/20,2 8,78/38,5 16,3 14 67,5 65,8 66,8 70,7 6 90 10 8,45/20,2 8,26/43,5 17,9 15,1 60,1 60,0 60,0 76,0 7 100 0 8,57/20,4 8,75/35,8 18,7 15,6 56,6 55,3 56,5 76,6 Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009 Tabla 36. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-144 @2646 pies de profundidad. A. Formación A. Inyección pH / ºC pH. Ca @ t = 0 Ca @ t = f % Transmitancia Nº Mezcla % v/v % v/v @t=0 @t=f mg/l mg/l 0 Hr 2 Hr 6 Hr 24 Hr 1 0 100 8,15/17,8 8,10/43,1 10,6 10,1 97,0 96,7 95,9 97,4 2 10 90 8,31/20 8,32/46,3 12,3 11,5 86,6 79,1 83,9 85,0 3 30 70 8,38/19,9 8,35/44,6 15,8 14,1 68,3 63,4 66,8 86,0 4 50 50 8,39/20,3 8,34/49,9 19,3 16,8 53,6 50,8 55,7 85,8 5 70 30 8,41/20,6 8,19/50,1 22,7 19,5 42,3 40,2 58,8 88,1 6 90 10 8,41/20,7 8,12/49,6 26,2 22,2 35,3 40,8 62,7 85,2 7 100 0 8,40/20,4 7,98/50,1 27,9 23,5 28,9 29,6 40,0 82,3 Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009

141

En la Tabla 37 se aprecian los resultados de la prueba realizada de la muestra correspondiente a la unidad Areniscas Basales en el pozo RB-144 a una profundidad de 2755 pies contra el agua de inyección. Se puede observar que el agua de formación presenta una turbidez mayor y por ende menor transmitancia, la cual aumenta a medida que se aumenta la proporción del agua de inyección en la mezcla. Se presenta la formación de precipitados compuestos por un sedimento no identificado el cual no es clasificado como producto de la incompatibilidad de las dos aguas del sistema y no se observan formación de carbonatos de calcio en ninguna etapa de la prueba. Tabla 37. Resultados prueba experimental para la muestra del pozo RB-144 @2755 pies de profundidad. A. Formación A. Inyección pH / ºC pH. Ca @ t = 0 Ca @ t = f % Transmitancia Nº Mezcla % v/v % v/v @t=0 @t=f mg/l mg/l 0 Hr 2 Hr 6 Hr 24 Hr 1 0 100 8,15/17,8 8,10/43,1 10,6 10,1 97,0 96,7 95,9 97,4 2 10 90 8,28/20,2 9,11/48,5 11,1 10,6 86,2 82,2 82,6 87,5 3 30 70 8,29/20,5 8,66/46,5 12,2 11,6 71,1 68,5 69,0 85,5 4 50 50 8,31/20,5 8,37/52,1 13,3 12,7 55,1 52,4 55,4 83,2 5 70 30 8,36/20,4 8,58/53,7 14,4 13,7 42,6 38,4 44,2 74,1 6 90 10 8,34/20,6 8,58/45,7 15,5 14,7 37,5 35,4 40,9 75,6 7 100 0 8,32/20,7 8,16/55,8 16,1 15,2 30,7 30,4 32,6 55,0 Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009

6.1.2 Compatibilidad simulada entre el agua de inyección y el agua insitu En esta parte, se tienen en cuenta los índices de estabilidad con los que cuentan las aguas de formación y de inyección a la hora de formar ciertos minerales y como esos índices marcan las tendencias de formación de precipitados una vez los dos tipos de aguas se mezclen. En la Tabla 38 se puede observar la clasificación de la tendencia a la precipitación de dichos minerales según sea su índice de estabilidad.16 Tabla 38. Clasificación de tendencia a la precipitación según los valores de los índices de estabilidad para los minerales de interés.

Mineral Calcita Dolomita Cuarzo Siderita Barita

Tendencia ala precipitación según valor de I.S Baja Moderada Critica 0 - 0,75 0,75 - 1,25 > 1,25 0 - 1,5 1,5 - 3 >3 0 - 2,5 2,5 - 5 >5 0 - 1,25 1,25 - 1,75 > 1,75 0 - 1,25 1,25 - 1,75 > 1,75

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009

Instituto Colombiano del Petróleo. Unidad de servicios técnicos y laboratorios (UST). Caracterización fisicoquímica de aguas de formación del Campo Rubiales. Caracterización del agua re-inyectada en los pozos de wáter disposal del Campo Rubiales y su efecto en el sistema poroso receptor. Piedecuesta, Febrero de 2009. p 41.

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Los resultados de la prueba realizada para las muestras de agua pertenecientes a la unidad Intermedia se encuentran en las Tablas 39, 40, 41 y 42. Las mezclas (agua de inyección + agua de formación) del pozo RB-118 a las profundidades 2520 y 2627 pies (ver Tablas 39 y 40), presentan una tendencia baja a la formación de bicarbonato de calcio (calcita) que se mantiene estable en cada una de las relaciones volumétricas para la primera profundidad (2520 pies) y que incrementa ligeramente al aumentar la proporción del agua de inyección en la según la profundidad (2627 pies). El óxido de silicio (cuarzo) tiene una tendencia baja a su formación para las dos profundidades, una vez se aumenta la proporción del agua de inyección la tendencia a su formación aumenta ligeramente. Se presenta una tendencia baja a la formación de carbonato de hierro (siderita) la cual disminuye ligeramente a medida que se disminuye la proporción de agua de inyección en la mezcla. Por último se cuenta con una tendencia de formación de carbonato de calcio y magnesio (dolomita) la cual disminuye levemente al aumentar la proporción de agua de inyección en la mezcla. Tabla 39. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB-118 @2529 pies de profundidad. Nº Mezcla 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

A. Formación % v/v 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

A. Inyección % v/v 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Barita -0,654 -0,705 -0,760 -0,820 -0,866 -9,600 -1,044 -1,145 -1,270 -1,438 -1,703

Índices de estabilidad Calcita Dolomita 0,549 2,142 0,516 2,144 0,490 2,142 0,469 2,143 0,455 2,148 0,444 2,154 0,436 2,163 0,431 2,175 0,429 2,189 0,428 2,205 0,429 2,222

Siderita 0,494 0,586 0,647 0,693 0,731 0,763 0,791 0,817 0,841 0,863 0,885

Cuarzo 0,870 0,845 0,818 0,788 0,756 0,721 0,682 0,640 0,593 0,540 0,479

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009 Tabla 40. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB-118 @2627 pies de profundidad. Nº Mezcla 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

A. Formación % v/v 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

A. Inyección % v/v 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Barita -0,654 -0,694 -0,738 -0,787 -0,843 -0,907 -0,982 -1,074 -1,190 -1,350 -1,607

Índices de estabilidad Calcita Dolomita 0,549 2,142 0,505 2,073 0,467 2,015 0,436 1,965 0,410 1,926 0,390 1,896 0,374 1,873 0,361 1,856 0,351 1,844 0,344 1,836 0,339 1,832

Siderita 0,494 0,677 0,771 0,830 0,871 0,902 0,928 0,950 0,969 0,987 1,004

Cuarzo 0,870 0,845 0,817 0,787 0,755 0,719 0,679 0,636 0,587 0,533 0,470

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009

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Las mezclas (agua de inyección + agua de formación) del pozo RB-144 con el agua tomada a las profundidades 2520 y 2627 pies (ver Tablas 41 y 42), presentan una tendencia baja a la formación de carbonato de calcio. Cuenta con una tendencia baja a la formación de óxido de silicio con una tendencia al aumento si se tiene una proporción mayo de agua de inyección en la mezcla. La tendencia de la formación de carbonato de calcio pasa de ser moderada una vez se alcanza una mezcla equitativa (50:50) entre el agua de inyección y formación. Tabla 41. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB-144@2586 pies de profundidad. Nº Mezcla 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

A. Formación % v/v 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

A. Inyección % v/v 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Barita -0,645 -0,692 -0,734 -0,782 -0,836 -0,899 -0,973 -1,063 -1,179 -1,338 -1,594

Índices de estabilidad Calcita Dolomita 0,549 2,142 0,558 2,180 0,566 2,212 0,572 2,238 0,578 2,260 0,583 2,280 0,588 2,298 0,592 2,314 0,596 2,328 0,600 2,342 0,604 2,356

Siderita 0,494 0,850 1,026 1,140 1,221 1,284 1,335 1,377 1,413 1,443 1,470

Cuarzo 0,870 0,842 0,813 0,781 0,747 0,709 0,668 0,622 0,570 0,511 0,443

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009 Tabla 42. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB-144 @2646 pies de profundidad. Nº Mezcla 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

A. Formación % v/v 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

A. Inyección % v/v 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Barita -0,645 -0,692 -0,734 -0,782 -0,836 -0,899 -0,973 -1,063 -1,179 -1,338 -1,594

Índices de estabilidad Calcita Dolomita 0,549 2,142 0,558 2,180 0,566 2,212 0,572 2,238 0,578 2,260 0,583 2,280 0,588 2,298 0,592 2,314 0,596 2,328 0,600 2,342 0,604 2,356

Siderita 0,494 0,850 1,026 1,140 1,221 1,284 1,335 1,377 1,413 1,443 1,470

Cuarzo 0,870 0,842 0,813 0,781 0,747 0,709 0,668 0,622 0,570 0,511 0,443

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009

Las mezclas entre el agua de inyección y el agua de formación perteneciente a la unidad Intermedia son ligeramente compatibles y muestra tendencia muy baja a la formación de los minerales de interés. Como esta tendencia es baja o tiende a pasar de moderada a baja (para el caso del carbonato de hierro), la mezcla de estas aguas a nivel de campo pueden ser mezcladas sin llegar a presentar cambios significativos.

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En la Tabla 43 se aprecian los resultados de la prueba realizada a la muestra correspondiente a la unidad Areniscas Basales en el pozo RB-144 a una profundidad de 2755 pies con el agua de inyección. Se tiene una tendencia baja de formación de carbonato de calcio y óxido de silicio la cual aumenta a medida que la proporción de agua de inyección es mayor en la mezcla. La tendencia a formar carbonato de hierro, disminuye a medida que la proporción de agua de formación es menor. La tendencia a la formación de carbonatos de calcio y magnesio por otro lado tiene la tendencia a aumentar y pasa de ser baja a moderada al tenerse más del 50% de agua de inyección en la mezcla. Tabla 43. Resultados de simulación de compatibilidad para muestra del pozo RB-144 @2755 pies de profundidad Nº Mezcla 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

A. Formación % v/v 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

A. Inyección % v/v 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Barita -0,654 -0,652 -0,651 -0,650 -0,648 -0,647 -0,645 -0,644 -0,642 -0,640 -1,639

Índices de estabilidad Calcita Dolomita 0,540 2,142 0,549 2,140 0,530 2,136 0,521 2,130 0,514 2,124 0,507 2,119 0,501 2,115 0,497 2,112 0,493 2,110 0,490 2,110 0,488 2,111

Siderita 0,494 0,881 1,052 1,155 1,225 1,278 1,318 1,352 1,379 1,403 1,424

Cuarzo 0,870 0,844 0,815 0,784 0,751 0,714 0,674 0,630 0,580 0,524 0,459

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009

El agua de la unidad Areniscas Basales puede llegar a ser levemente incompatible debido a la formación de dolomita si se tienen temperaturas muy elevadas. Debido a que esta unidad es somera, estas temperaturas no son típicas y nivel de campo la compatibilidad se considera existente ya que este es el único material que presenta probabilidad de formarse y los demás tienen una tendencia muy baja. Es preciso anotar que esta prueba brinda información sobre el potencial de formación de los minerales y no sobre la cantidad que se pueda formar. 6.1.3 Extensión de los resultados para la unidad C-1 para la prueba de compatibilidad entre el agua de inyección y el agua insitu. Las pruebas de compatibilidad experimental sólo se llevaron a cabo con muestras de agua de formación pertenecientes a las unidades Intermedia y Areniscas Basales. Una forma de tener un indicio del comportamiento de esta prueba si se llevara a cabo con el agua perteneciente a la unidad C-1, es comparar el análisis fisicoquímico de las aguas de formación. El agua de inyección sigue siendo la misma.

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Tabla 44. Comparación entre unidades de factores determinantes en prueba de compatibilidad. Unidad Obj Intermedia As.Bs C-1 Muestra RB-118 @ 2529 ' RB-118 @ 2627 ' RB-144 @ 2586' RB-144 @ 2646' RB-144 @ 2755' DW-008 @ 2054' Calcio <mg/l> 26,4 25,5 15,2 30,5 13 8,5 HCO₃ <mg/l> 961 808 760 787 641 894 CO₂ <mg/l> 20 18 16 44 13 pH.. 7,38 7,47 7,54 7,45 7,38 7,85 Precipitado SÍ NO NO SÍ NO con CaCO₃

Fuente: Realizado por autor, 2011

Según la Tabla 44 la formación de precipitados que contienen un mínimo de carbonatos de calcio se presentan cuando las concentraciones de calcio del agua de formación es mayor a 16 mg/l y se tiene un pH elevado signo de alcalinidad y por consiguiente presencia de bicarbonato; éste está asociado a formación de especies cálcicas en solución y equilibrio manteniéndose con el dióxido de carbono (valores bajos) y las condiciones de pH, predominando en valores entre 6,36 y 9,82. La formación de bicarbonatos de calcio está dada entonces por la reacción: Ca(HCO3)2(aq) → CO2(g) + H2O(l) + CaCO3(s) Para este caso en particular, los pH se mantiene dentro del rango para lograr el equilibrio, pero las concentraciones de dióxido de carbono son altas en las muestras que presentaron precipitados con algo de carbonato de calcio en su composición. El análisis fisicoquímico de la muestra que se tiene de la unidad C-1 no tiene identificada la concentración de dióxido de carbono presente y esta ausencia puede afectar las afirmaciones a las cuales se puedan llegar gracias a esta comparación, teniendo esto en cuenta y tomando los demás datos sometidos a la comparación, la muestra de esta unidad presenta similitud con las muestras de las otras formaciones que no formaron precipitados con contenido de carbonato de calcio. Por otro lado teniendo en cuenta las pruebas de compatibilidad simulada, donde se evalúan los índice de estabilidad que se tiene para cada mineral de interés, es imposible extender sus resultados ya que debido a que fue una simulación con herramientas específicas. Sus resultados son específicos y únicos para cada uno de sus resultados. 6.2 COMPATIBILIDAD AGUA DE INYECCION Y FORMACIÓN RECEPTORA. Para establecer esta compatibilidad, se realizó un estudio del efecto del agua de inyección en el medio poroso, el inconveniente que se tiene es que dicho estudio

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fue posible realizarlo únicamente muestras de medio poroso perteneciente a la unidad Areniscas Basales. 6.2.1 Prueba de sensibilidad. Esta prueba se realiza con una salmuera sintética (libre de bicarbonatos y sulfatos), con una salinidad típica a la del agua de formación perteneciente a Areniscas Basales y con un corazón del pozo RB-079 (productor de hidrocarburos) a una profundidad de 2567 pies perteneciente a la unidad Areniscas Basales. Esta muestra de formación cuenta con una porosidad de 2348 tomada a 1200 psi de confinamiento, un volumen total de arcillas de 6% de los cuales 44% es caolinita La prueba consiste en la medición de la permeabilidad cada vez que se inyecten 100 VP (Volúmenes porosos) de salmuera, éstos corresponden al volumen que tiene la muestra del medio poroso, en este caso el corazón. Durante la prueba se identifica una disminución de la permeabilidad después de desplazar casi 500 VP. Con el fin de determinar la tendencia de sensibilidad del corazón tomado a su composición mineralógica se realizó una prueba de contraflujo a caudales muy bajos (2 ml/min) obteniendo respuestas de permeabilidad de 83%, mostrando movimiento gradual de finos por el medio poroso. Este movimiento causa una desestabilización ya que la caolinita se desplaza para ocupar los poros más grandes donde se acumula y causa la pérdida progresiva de permeabilidad. 6.2.2 Prueba de PERMLINE®. Ésta usa un equipo especializado que mide las variaciones en tiempo real in situ con los fluidos originales de inyección en corazones representativos para la unidad de flujo, acondicionados con anterioridad. Se cuentan con dos corazones tomados del pozo RB-079 a una profundidad de 2512 pies (pertenecientes a la unidad Areniscas Basales); con porosidad de 32,28%, permeabilidad de 5206 mD medida en condiciones de confinamiento. La muestra fue saturada por medio de goteo al vacio con una salmuera sintética recrea la composición promedio de la salmuera presente en el Campo Rubiales (600 ppm de NaCl). Seguidamente se le inyectó salmuera sintética por desplazamiento hasta alcanzar el equilibrio fisicoquímico entre la roca y el agua; se midió la permeabilidad a esas condiciones de equilibrio para poder realizar la comparación de los retornos de permeabilidad obtenidos por el proceso de inyección in-situ del agua a evaluar. Esta permeabilidad base fue de 1608 mD. Ya situados en Campo, se instala la unidad PERMLINE® directamente a la línea de flujo de la cabeza del pozo inyector DW-001 junto con la muestra de formación del RB-079. Se desplaza el agua de inyección a una presión constante de 850 psi; durante esta prueba de desplazamiento, se instalaron filtros de diferentes tamaños antes de hacer pasa el agua de inyección por la muestra. Se monitorea la permeabilidad con el desplazamiento del agua sometida a filtración en cada una

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de las membranas a través de la muestra. Se inicia con un filtro con una tamaño de poro de 0,45 μm (micras/ 10-6metros), seguido por 1.2, 3, 5 8 y 11 μm, finalmente se desplaza el agua sin haber sido filtrada como se ve en la Tabla 45. Se desplazaron en total 1665 volúmenes porosos del agua de inyección y se puede observar una caída drástica en la reducción acumulada de permeabilidad efectiva al agua de 83%. Ya diferenciando la reducción de permeabilidad por cada etapa, la menor reducción ocurre con los filtros de 0,45 y 1,2 micrones. Después las pérdidas aumentaron en mayor medida, dando como pauta que partículas mayor a 1,2 micrones en el agua son las causantes de una severa y gradual reducción de la permeabilidad. Tabla 45. Valores obtenidos de prueba de PERMLINE®.

Permeabilidad VP Inyectados efectiva al agua <mD> 0,45 74 1591 1,2 152 1432 3 331 1244 5 615 1215 8 832 1023 11 1201 570 Sin filtro 1665 273 Filtro <μm>

Reducción Reducción permeabilidad permeabilidad en acumulada <%> C/Etapa <%> 1,06 1,1 10,9 10 22,6 13,1 24,4 2,3 36,4 15,8 64,5 44,3 83 52,1

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009

Se puede afirmar también que las partículas con un tamaño menor a ocho micrones con las causantes de una perdida de permeabilidad en un 16%. El daño más severo lo causan partículas que tienen un tamaño entre los ocho y 11 micrones, disminuyendo la permeabilidad en un 29%. Por último las partículas con un tamaño mayor a 11 micrones causan un 8% de reducción en la permeabilidad. La reducción de la permeabilidad también está asociada de manera directa con el elevado contenido de grasas y aceites suspendidos en el agua ya que en cada uno de los filtros se evidenció su presencia. Paralelamente a esta prueba y usando los filtros de 5, 8 y 11 μm (micras/ 106 metros), donde se detectó hay la mayor pérdida de permeabilidad y se determinó la abundancia relativa de sólidos suspendidos en el agua de inyección según cada uno de estos filtros. Se acopla un equipo de calidad en la cabeza del pozo inyector y se filtran volúmenes fijos de agua a una presión constante de 20 psi a través de los filtros. Se filtra de nuevo por la membrana de menor tamaño (0,45 micras) y los sólidos retenidos se cuantifican gravimétricamente y se expresa en mg/l. En la Tabla 46 se ven los resultados de esta prueba.

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Tabla 46. Cantidad de sólidos suspendidos en el agua filtrada con diferentes tamaños de membranas.

Punto Pozo intector # 1 5μ 8μ 11μ

Sólidos suspendidos <mg/l> 35,8 10 12 16

Fuente: Ecopetrol - Instituto colombiano del Petróleo. Análisis de compatibilidad para Campo Rubiales, 2009

Se puede observar que al tener como punto crítico el filtro entre 8 y 11 micrones se obtienen valores de 10 y 12 mg/l de sólidos suspendidos, podría suponerse que al tener valores inferiores a estas concentraciones es posible es posible minimizar la reducción de la permeabilidad de la formación receptora. 6.2.3 Extensión de los resultados para las unidades Areniscas Basales, Intermedia y C-1 para las prueba de compatibilidad entre el agua de inyección y formación receptora. La muestra de formación del pozo RB-079 perteneciente a la unidad Areniscas Basales fue la protagonista de las pruebas de compatibilidad entre el agua de inyección y la formación, esta presenta las propiedades mineralógicas presentadas en la Tabla 47. Este pozo se encuentra bastante alejado a todos los PADs de inyección como se ve en el Anexo 3. Por esta razón, la muestra perteneciente a la unidad Areniscas Basales representante de las arenas de recepción de inyección presenta propiedades composicionales algo diferentes. En cuanto a la prueba de sensibilidad desarrollada, sus resultados indican como una salmuera con propiedades similares al agua inyectada y acondicionada (sin bicarbonatos o sulfatos); al entrar en un medio poroso (corazón RB-079) que tiene un 6 % de arcillas de los cuales 44% es caolinita, un 94 % de cuarzo (clasificando la muestra como casi una cuarzo-arenita) y sin contenido de dolomita, obtiene respuesta de permeabilidad del 83 %, indicando una posible migración y acumulación de finos hacia los poros de la muestra. Ahora llevando esos resultados a condiciones de campo donde se tiene una salmuera natural a la cual no se le realiza la remoción de bicarbonatos o sulfatos, tiene una naturaleza bicarbonato sódica, es clasificada como dulce y es inyectada a caudales muchísimo más superiores; la interacción agua medio poroso puede llegar a ser diferente a la realizada en laboratorio. El agua entrando al medio poroso perteneciente a las unidades Areniscas Basales e Intermedia (ver en el Capítulo 5 la Tabla 31),que tienen un contenido superior de arcillas ( 18 – 24%) primando todavía la caolinita y conservando la ausencia de dolomita, puede llegar a causar una reducción de permeabilidad mayor debido a la ausencia de sales de magnesio y calcio permiten la entrada del agua entre las capas de la arcilla, y esta presencia

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aumenta las fuerzas de repulsión, la cual puede llegar a causar hinchamiento y floculación de las arcillas, y al tener estas unas densidades superiores a 2,5 g/cm3, la precipitación en los poros es bastante probable. Para la unidad C-1 estas condiciones son un poco diferentes ya que el medio poroso presente en ésta presenta contenido de dolomita, la cual puede cumplir tareas de estabilizador de arcillas dependiendo de la cantidad presente en la unidad y las cantidades de arcillas presentes son bajas (2 -6 %). Por otro lado, los resultados obtenidos con la prueba de PERMLINE®, no es posible extrapolarla a condiciones de campo ó a otras unidades de flujo ya que esta se realizo con un volumen poroso fijo. Sus resultados y conclusiones pueden tomarse como medida preventiva a la hora de inyectar en las tres diferentes unidades de flujo y así tener unas condiciones estándar de calidad en el agua de inyección, solitos suspendidos menores a 8 micras y con una concentración inferior a 10 mg/l.

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Tabla 47. Análisis Composicional para el corazón del pozo RB-079 Análisis de composición XRD Pozo

Profundidad (MD) <ft>

Formación Objetivo

Quartz

RB-79 RB-79

2506 2562,7

A. Basales A. Basales

93 94

Feldespatos Plagioclasas (K) ≤0,5 ≤0,5

≤0,5 ≤0,5

Calcita

Dolomita

0 0

Siderita

Pirita

Hermatita

Barita

Esmectita

Ilita+ I/S + Mica

Kaolinita

Clorita

Total arcillas

0 0

2 3

5 3

≤0,5 ≤0,5

7 6

Composicion de la roca <% Peso> 0 0 0 0 0 0 0 0

Fuente: CoreLab Colombia – Reservoir Geology. X-ray Difraction Data. 2010

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7. CARÁCTERÍSTICAS OPTIMAS DEL SISTEMA POZO YACIMIENTO PARA LA INYECCIÓN DE AGUA SU EVALUACIÓN.Una vez finalizado el estudio de la operación e inyección en Campo Rubiales, es posible establecer las características o condiciones óptimas necesarias para que ésta sea lo más eficiente posible, según los resultados obtenidos. En este capítulo se exponen dichas condiciones y se realiza un análisis cualitativo y cuantitativo de las mismas, finalizando con un estudio de ventajas y desventajas. 7.1 UNIDAD RECEPTORA MÁS ADECUADA.Una vez revisadas las propiedades petrofísicas y granulométricas y el historial de desempeño de cada unidad que actualmente cumple el papel de receptora para la inyección en Campo Rubiales, es preciso decir que la unidad C-1 presenta las características más adecuadas. Es la unidad con mayor porosidad efectiva promedio, altos valores de permeabilidad y volúmenes de arcilla bajos; los granos presentes en estas arenas son de gran tamaño y presentan buena uniformidad y grado bajo de asimetría, factores que favorecen al buen resultado de recepción. Por otra parte es la unidad más somera y esto conlleva a tener menos costos asociados en su perforación y completamiento. 7.2 AGUA DE INYECCIÓN. El agua empleada en la inyección del Campo, tiene la misma naturaleza que el agua de formación presente en las tres unidades, dando como remota la posibilidad de precipitación de sales insolubles a la hora de entrar en contacto. Por otra parte el agua de inyección es clasificada como dulce y estos tipos de aguas en presencia de arcillas reaccionan haciendo que las arcillas presentes en la formación (caolinita e ilita) se hinchen o floculen, migrando a los poros y taponándolos. Para manejar esta problemática es recomendable utilizar un estabilizador de arcillas a base de Calcio o Magnesio, cationes que disminuyen el intercambio catiónico entre agua y arcillas si se realiza la inyección en la unidad Intermedia. Por otro lado si la inyección se realiza en la unidad C-1 este aditivo puede no llegar a ser necesario ya que se han detectado rastros Dolomita por encima del 10%, y esta al contener Magnesio y Calcio realiza las tareas estabilizadoras correspondientes. 7.3 CONDICIONES DE PRESIÓN DE INYECCIÓN. Al ver la respuesta de inyección con sus presiones correspondientes fue evidente asumir que los pozos inyectando en las tres unidades de flujo presentaban una presión límite o máxima a la cual el caudal de inyección no aumenta o en algunos casos disminuye cuando esta es alcanzada y/o sobrepasada. Para los pozos inyectados en la unidad Areniscas basales se tienen presiones límites entre los 1400 y 1500 psi como se ve en la Tabla 48.

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Presión óptima Presión límite <psi> <psi> DW-001 700 - 1240 1400 DW-008 1300 1500 DW-011H 1200 - 1250 1600 DW-022H 1040 1400 Pozo

Se puede apreciar también que la presión para inyectar en esta unidad no debe superar los 1300 psi para así obtener resultados acordes a los aumentos de la misma. En la unidad Intermedia están los pozos en donde se realizaron la mayoría de las intervenciones (tratamiento químico y remoción de la tubería de inyección), para éstos se pudo apreciar que en las dos situaciones (antes y después de las intervenciones) todos los pozos tienen un rango óptimo de operación el cual no corresponde a la mayor presión de inyección; se puede ver que en la mayoría de los casos los pozos tienen un desempeño mejor o igual con una presión inferior después de la intervención y que en otros las condiciones de presión se mantienen o aumentan un poco pero la respuesta del caudal a la presión de inyección es mucho mejor a la anterior. En la Tabla 49 están los pozos que fueron sometidos tanto a tratamiento químico como a remoción de tubería de inyección y en la Tabla 50 están los pozos a los que se les retiro la tunería de inyección. Se puede apreciar que para el primer grupo de pozos la presión optima de operación no debe superar los 1400/1500 psi, mientras que para el segundo grupo esta presión es un poco más variante de 700 a 1500 psi.

Pozo DW-010H DW-012H DW-013 DW-014H DW-015H DW-016H DW-017H

Antes de inteervenciones Después de intervenciones Presión óptima Presión límite Presión óptima Presión límite Respuesta <psi> <psi> <psi> <psi> de caudal 900 - 1000 1250 900 - 1400 1500 ↑ 1300 - 1500 1600 1300 - 1500 1600 ↑ N/A N/A N/A N/A ↓ 1400 - 1500 1570 800 N/A ↑ 1370 1500 1300 N/A ↑ 1300- 1500 1600 1300- 1400 N/A ↑ 1300 1500 1300 N/A ↑

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Pozo DW-018H DW-019H DW-020H DW-023H

Con tubeía de inyección Sin tubería de inyección Presión óptima Presión límite Presión óptima Presión límite Respuesta <psi> <psi> <psi> <psi> de caudal 970 N/A 960 N/A ↑ 1300 N/A 1500 N/A ↑ 1600 - 1680 N/A 1280 N/A ↑ 600 1570 700 N/A ↑

Para los pozos que inyectan en Intermedia y no fueron sometidos a ninguna clase de intervenciones, como lo muestra la tabla 51, tienen la mejor respuesta del caudal entre 900 y 1350 psi. Pozo RB-083 DW-003HST DW-004H RB-087 DW-006H DW-007H

Presión óptima Presión límite <psi> <psi> 1000 - 1350 1400 900 - 1100 1300 1100-1300 1400 1100 1300 1100 - 1250 1400 1100 - 1400 1500

Por ultimo para los dos pozos que a la fecha tenían información de inyección en la unidad C-1 se puede establecer que el caudal responde a presiones entre los 1080 y 1160 psi, como se ve en la Tabla 52. Presión óptima Presión límite <psi> <psi> DW-002H N/A 1100 DW-009H 1080 - 1160 1250 Pozo

7.3.1 Análisis de sensibilidad potencia de bomba vs costos. Se realizó un estudio de sensibilidad de la operación de una bomba de inyección tipo en Campo Rubiales, en este estudio se tuvo en cuenta la frecuencia de bomba, la presión de inyección, el caudal de inyección y la potencia de la bomba. Primero se fue aumentando la presión, partiendo de 1600 psi hasta llegar a 2000 psi, manteniendo la frecuencia en 60 RPM, se observa como el caudal disminuye a la par que con el consumo de potencia. Luego se disminuye mínimamente la frecuencia de 60 PRM hasta llegar a 52,4 y la presión se disminuye, de 1500 psi a 1000 psi (rango en done se encuentran las presiones de trabajo óptimo para los pozos de inyección), y se observa un caudal estable a medida que el consumo de potencia disminuye drásticamente de 1149 a 793 KW. Entonces gracias a este estudio de sensibilidad y el establecimiento de las presiones optimas de

154

funcionamiento, se puede afirmar que trabajando dentro de los rangos recomendados se obtendrán condiciones aceptables y estables de caudales con un consumo de energía menor, el precio de 1KW/hr es de 0,4USD, como se ve en la Tabla 53.

Frecuencia

Presión de inyección (psi)

1600

42607

1162

1700

39321

1137

1800

35638

1100

1900

31300

1045

2000

25722

961

1500

44611

1149

58,2

1400

44611

1075

56,8

1300

44611

1002

55,3

1200

44611

930

53,9

1100

44611

861

52,4

1000

44611

793

Caudal Potencia <BWPD> <KW>

7.4 COMPLETAMIENTO DE LOS POZOS INYECTORES. Revisando el comportamiento de los pozos inyectores, se puede afirmar que el completamiento de cada pozo es un factor neurálgico en su comportamiento. A continuación se muestran las condiciones establecidas como las mejores para operar el pozo a su máximo potencial, teniendo en cuenta sus costos.

7.2.1 Costos en sección horizontal y su liner ranurado. Los pozos horizontales brindar un area de flujo mayor, debido a su sección horizontal, en comparación con los pozos verticales. Pero este estudio demostró que la longitud de esta sección, mayor a 1300-1400 pies no guarda relación alguna con los índices de inyectividad presentados en cada pozo, es por esta razón que se establece una longitud estándar de 1400 pies, esta longitud es lo bastante larga para brindar una buena área de flujo pero mucho más corta comparándola con algunos pozos actuales, lo que brinda una disminución en los costos de perforación de esta sección horizontal y en el completamiento de liner ranurado que va dentro de la misma. Se puede ver en la Tabla 54 los costos relacionados a este tipo de pozos con su respectivo completamiento.

155

Equipo operando ROP liner ranurado

U$D/dia U$D/hora ft/hr U$D/pie

22750 947,916667 75 46,98

En la Tabla 55 se presenta una comparación entre el valor total que se tiene en la perforación y completamiento de la sección horizontal de los pozos actuales en el campo contra el valor que tendría si esta sección es de los 1400 pies recomendados. Teniendo en cuenta los valores que paricipan en esta comparación, ratas de perforación, valor de equipo y valor de completamiento, una sección horizontal tiene un valor de USD 74.309,56. Se puede ver que en comparando este valor con el que significo realizar la sección horizontal en los pozos actuales, se observa una diferencia considerable, y esta diferencia crece aun más considerando el hecho que los pies menos que tiene esta sección no se ve reflejado en la capacidad de recepción que presentan los pozos.

156

Pozo

Sección Horizontal <ft>

DW-002H DW-003HST2 DW-009H DW-010H DW-011H DW-012H DW-025H DW-026H DW-004H DW-005H DW-006H DW-007H DW-014H DW-015H DW-016H DW-017H DW-018H DW-019H DW-020H DW-021H DW-022H DW-023H

1223 1566 1445 1407 1440 1604 1841 1493 1295 1346 1232 1517 1641 1594 1486 1486 1489 1532 1532 1701 1393 1899

Longitud efectiva liner <ft> pies 1023 1366 1245 1207 1240 1404 1641 1293 1095 1146 1032 1317 1441 1394 1286 1286 1289 1332 1332 1501 1193 1699

Sección horizontal actual Tiempo de Costo perforación sección Equipo de horizontal perforación horas USD 13,64 $12.929,58 18,21 $17.264,72 16,60 $15.735,42 16,09 $15.255,14 16,53 $15.672,22 18,72 $17.745,00 21,88 $20.740,42 17,24 $16.342,08 14,60 $13.839,58 15,28 $14.484,17 13,76 $13.043,33 17,56 $16.645,42 19,21 $18.212,64 18,59 $17.618,61 17,15 $16.253,61 17,15 $16.253,61 17,19 $16.291,53 17,76 $16.835,00 17,76 $16.835,00 20,01 $18.970,97 15,91 $15.078,19 22,65 $21.473,47

Costo de liner

TOTAL

USD $57.456,54 $73.570,68 $67.886,10 $66.100,86 $67.651,20 $75.355,92 $86.490,18 $70.141,14 $60.839,10 $63.235,08 $57.879,36 $71.268,66 $77.094,18 $74.886,12 $69.812,28 $69.812,28 $69.953,22 $71.973,36 $71.973,36 $79.912,98 $65.443,14 $89.215,02

USD $70.386,12 $90.835,40 $83.621,52 $81.356,00 $83.323,42 $93.100,92 $107.230,60 $86.483,22 $74.678,68 $77.719,25 $70.922,69 $87.914,08 $95.306,82 $92.504,73 $86.065,89 $86.065,89 $86.244,75 $88.808,36 $88.808,36 $98.883,95 $80.521,33 $110.688,49

157

Sección horizontal = 1400 pies Tiempo de Costo Diferencia perforación Equipo de Costo de TOTAL sección perforación liner horas USD USD USD USD 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 -$3.923,44 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $16.525,84 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $9.311,96 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $7.046,44 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $9.013,86 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $18.791,36 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $32.921,04 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $12.173,66 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $369,12 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $3.409,69 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 -$3.386,87 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $13.604,52 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $20.997,26 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $18.195,17 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $11.756,33 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $11.756,33 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $11.935,19 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $14.498,80 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $14.498,80 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $24.574,39 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $6.211,78 18,92 $17.933,56 $56.376,00 $74.309,56 $36.378,93

7.2.2 Costos de pozo con y sin tubería de inyección También se observa que este índice de inyectividad es mayor cuando el pozo sea vertical o horizontal no presenta tubería de inyección inicial de 4 ½ pulgadas, la eliminación de esta parte del completamiento también se puede ver reflejada en los costos ya que esta tubería tenía una longitud que varía entre los 2100 a 3000 pies. El valor que tiene esta tubería de de 9 UDS/pie, entonces se eliminaría un costo de 19.000 a 27.000 USD en total. 7.2.3 Nuevas tecnologías y sus costos asociados. Al evidenciarse un mejor desempeño con mayores diámetros de tubería, se infiere que un completamiento de liner ranurado con un mayor diámetro, combinado con una malla, la cual presenta una resistencia al flujo menor que las ranuras del liner, puede brindar mejores condiciones de inyección aumentando el potencial de recepción de los pozos. Actualmente hay disponible un completamiento de liner de 7 pulgadas, dos y ½ pulgadas más grande que el liner tradicional usado en Rubiales, combiando con una malla MESHRITE™, también de 7 pulgadas para incremental aun más el flujo teniendo un área abierta mayor, como se ve en la figura ###.

158

Este tipo de malla presenta un costo bastante elevado y al ser esta una operación de agua disposal, no hay recobro que justifique un aumento de presupuesto muy drástico. Por eso la combinación entre liner y malla debe ser discreto como se muestra en la tabla ##.

30 % MeshRite 7 pulg. 70% liner Ranurado 7 pulg. Total Flow

Diseño sarta combinada 80% Liner ranurado + 20% MeshRite Max Flow Longitud Open Flow Max Flow BDP/Pie Pies Area BPD 377 270 40% 101790 46 1080 4,9% 49434 151224

Se puede observar entonces que con este tipo de completamiento, aumenta drásticamente el flujo máximo que puede llegar a tener un pozo inyector, alcanzando los 1511224 BWPD, siendo 98000 BWPD el mayor caudal reportado en los pozos inyectores actuales. 7.3 VENTAJAS Y DETERMINADAS.

DESVENTAJAS

159

LAS

CARACTERÍSTICAS

Condición Ventaja Desventaja Se determina la unidad C-1 como la Hay menor potencialidad de más adecuada para realizar las taponamiento por preencia de No tiene suficiente información operaciones de inyección de agua arcillas áreal en el Campo para asegurar en Campo Rubiales debido a las a ciencia cierta que es la mejor buans propiedades de el medio Es la unidad más somera, la unidad. Sólo dos de los 19 pozos poroso presente en ella y el futura perforación en ella es más inyectan ahí. desempeño de los pozos que corta. inyectan ahí. Al tenerse volumenes tan Uso de un aditivo como inhibidor de Se disminunye el potencial de elevados de agua de inyección, y arcillas para la inyección en las tamponamiento por reacción de al ser esta una operación de tipo unidades Areniscas Basales e agua con arcillas presentes en disposal y no de inyección, el uso Intermedia. las unidades. de un aditivo no sería justificable. Presiones de inyección dentro de un rango de 800 a 1300.

Se disminuye el gasto de energía (KW) y se aumentan los caudales de inyección manteniendose estables.

Para los pozos hizontales: Sección horizontal estándar = a 1400 pies

Se reducen costos en equipos y perforación al igual que en el completamiento de liner ranurado.

Eliminación de la tubería de inyección de 4 1/2 pulgadas inicial

Se aumenta el potencial de inyección de los pozos de inyeccion ya sean verticales u horizontales.

Liner ranurado de 7 pulgadas combinado con Malla de 7pulgadas

Se aumenta el potencia de inyección.

Se aumenta el costo de completamiento de los pozos.

160

CONCLUSIONES

161

RECOMENDACIONES

162

Anexo 1. Estados mecรกnico generales de pozos en Campo Rubiales. Anexo 1.1 Pozo vertical con empaquetamiento de grava en hueco revestido. Anexo 1.2. Pozo vertical con empaquetamiento de grava en hueco revestido. Anexo 1.3. Pozo horizontal hueco abierto con liner ranurado.

163

Anexo 2. Estados Mecรกnicos de los pozos inyectores en Campo Rubiales.

164

165

166

167

168

169

170

171

MECHANICAL STATUS DW 08 WELL

9 5/8" CSG SHOE @ 245'

START

FINISH

REPORT

13:00

7:00

UP DATED

RODRIGO GUALY

02/07/2009

11/07/2009

14-jul-09

WELL HEAD

TYPE

RTE:14,2'

PREPARED BY: YURY SANCHEZ

FEPCO/VW CASING HEAD (A sect.)

FP-C-22 MODEL. 11" - 3000 x 9 5/8" BTC bottom box. Ring gasket R-53.

FEPCO/VW 7" CASING HANGER FOR 11"-3000 CSG HEAD. (A sect.)

FP-C-22 CASING HANGER. 11" x 7" - 3M.

FEPCO/VW TUBING HEAD (B sect.)

FP-TC-M MODEL11"-3M R-53 x 7 1/16"-3M R-45

FEPCO/VW 7 1/16" x 4 1/2" EUE BOX TBG HANGER. (B sect.)

FP-TC-1A MODEL, 7 1/16" x 4 1/2" EUE

FEPCO/VW TUBING HEAD ADAPTER FLANGE 7 1/16"-3M (C sect.)

7 1/16" - 3M R-45 x 4 1/16" - 3M R-39 Flanget top

ITEM

ROTARY TABLE ELEVATION

14,2

7 1/16". 4 1/2" EUE X 4 1/2" EUE TUBING HANGER XO 4 1/2" 12,75# EUE PIN X 4 1/2", BTC PIN, N80 11,6#

0,85

66 CSG 4 1/2" BTC, N80 11,6#, BTC

XO 4 1/2" BTC BOX x 5" LTC PIN

LENGTH (ft) TOP (ft) BOTTOM

INJECTION STRING

QTY

ID (in)

O.D. (in)

0,00

0,85

4,00

7,00

1,05

0,85

1,90

4,00

4,75

2461,05

1,90

2462,95

4,00

4,50

1,04 2462,95

2463,99

4,00

5,00

GOMAS

1,00 2463,99

2464,99

7"x5" LINER HANGER PKR, W/ 5" LTC

4,10 2464,99

2469,09

4,500

6,19

XO 5" LTC BOX x 4 1/2" BTC PIN

0,87 2469,09

2469,96

4,00

5,00

CSG 4 1/2" BTC BOX X BOX

36,77 2469,96

2506,73

4,00

4,50

ITEM

QTY

TOP (ft) BOTTOM (ft)

ID (in)

OD (in)

VTA PACKER 7'' 3.88'' Bore

6,38

2.665,20

2.671,58

3,880

6,0

CLOSING SLEEVE 3.88'' Bore

4,04

2.671,58

2.675,62

3,880

5,860

LOWER CASING Ext. 5'' LTC Pin-Pin

8,57

2.675,62

2.684,19

4,194

5,050

SHEAR JOINT 5'' LTC For 40000 #

2,10

2.684,19

2.686,29

3,480

5,280

BLANK PIPE 4'' NU

20,22

2.686,29

2.706,51

3,476

4,50

BLANK PIPE 4'' NU

20,17

2.706,51

2.726,68

3,476

4,50

SCREENS 4'' NU 0,0012'' Slot Gauge

20,06

2.726,68

2.746,74

3,541

4,520

SCREENS 4'' NU 0,0012'' Slot Gauge

30,26

2.746,74

2.777,00

3,541

4,520

BULL PLUG 4'' NU BOX

0,39

2.777,00

2.777,39

N/A

4,50

LINERHAGER TOP PACKER@ 2464,99' (RUBBERS)

VTA 7'' PACKER TOP @ 2665,20'

GRAVEL PACK COMPLETION

TOTAL LENGHT

CASING WINDOW 2730' - 2770' (40') 13" O.D.

WEIGHT STRING: 50 KPDS

LENGTH (ft)

112,2 SIZE GRAVEL PACK 20/40

COMPLETION FLUID : FORMATION WATER

DENSITY (PPG) : 8,3 PPG

FORMATION

INTERVALS

THICK (ft)

SPF

GUN TYPE

BASAL SANDS

OPEN HOLE WITH GRAVEL PACK ASSEMBLY

OPEN HOLE

N.A

2730' - 2770' CSG

# JTS

9 5/8"

SHOE (ft)

COLLAR(ft)

TOC (ft)

J-55, 36#, BTC

245'

N.A

SURFACE

65 N-80, 23#, BTC

2831'

2791,65´

1881'

REMARKS :

DESCRIPTION

13" O.D.

CASING WINDOW FROM 2730' TO 2770', INJECTION TEST WAS PERFORMED UNTIL 1200 PSI REACHED. Rev. Gustavo Romero

PLUGS TOP @ 2785' FLOAT COLLAR @ 2791,65' 7" CSG SHOE @ 2831' TD @ 2835' MD/TD

172

173

174

175

176

177

MECHANICAL STATUS DW 13 WELL

9 5/8" CSG SHOE @ 244,66''

START

FINISH

REPORT

10:00

23:00

UP DATED

RODRIGO GUALY

26/09/2009

03/10/2009

04-oct-09

WELL HEAD

TYPE

RTE:14,2'

PREPARED BY: MAURICIO HINCAPIE

FEPCO

CASING HEAD (A sect.)

FP-C-22 MODEL. 11" - 3000 x 9 5/8" BTC bottom box. Ring gasket R-53.

FEPCO

7" CASING HANGER FOR 11"-3000 CSG HEAD. (A sect.)

FP-C-22 CASING HANGER. 11" x 7" - 3M.

FEPCO

TUBING HEAD (B sect.)

FP-TC-M MODEL11"-3M R-53 x 7 1/16"-3M R-45

FEPCO

7 1/16" x 4 1/2" EUE BOX TBG HANGER. (B sect.)

FP-TC-1A MODEL, 7 1/16" x 4 1/2" EUE

FEPCO

TUBING HEAD ADAPTER FLANGE 7 1/16"-3M (C sect.)

7 1/16" - 3M R-45 x 4 1/16" - 3M R-39 Flanged top

ITEM

LENGTH (ft) TOP (ft) BOTTOM

INJECTION STRING

QTY

ROTARY TABLE ELEVATION

14,2 0,85

14,20

1,00

15,05

ID (in)

O.D. (in)

15,05

4,00

7,00

16,05

3,50

4,75

14,2

7 1/16". 4 1/2" EUE X 4 1/2" EUE TUBING HANGER XO 4 1/2" 12,75# EUE PIN X 4 1/2", BTC PIN, N80 11,6#

CSG 4 1/2" BTC, N80 11,6#, BTC

2111,54

16,05

2127,59

4,00

4,50

XO 4 1/2" BTC BOX x 5" LTC PIN

0,95

2127,59

2128,54

4,00

5,00

GOMAS

1,08

2128,54

2129,62

7"x5" LINER HANGER PKR, W/ 5" LTC

4,10

2129,62

2133,72

4,500

6,19

XO 5" LTC BOX x 4 1/2" EUE PIN

0,95

2133,72

2134,67

4,00

5,92

WIRELINE ENTRY GUIDE 4 1/2" EUE BOX

0,79

2134,67

2135,46

3,94

5,50

ITEM

QTY

LENGTH (ft)

TOP (ft)

BOTTOM (ft)

ID (in)

OD (in)

VTA PACKER 7'' 3.88'' Bore

6,34

2.368,28

2.374,62

3,880

6,0

UPPER CASING Ext. (5 1/2'' LTC p*p)

2,54

2.374,62

2.377,16

4,58

5,555

MCS CLOSING SLEEVE 3.88'' Bore (5 1/2" LTC b * 5" LTC b)

4,04

2.377,16

2.381,20

3,88

5,860

LOWER CASING Ext. (5'' LTC p*p)

8,54

2.381,20

2.389,74

4,19

5,050

SHEAR JOINT 5'' LTC For 40000 # (5" LTC b* 3 1/2" NU p)

2,14

2.389,74

2.391,88

3,88

5,0

BLANK PIPE 3 1/2" NU (b*p)

33,12

2.391,88

2.425,00

2,99

4,280

SCREENS 3 1/2" NU 0,0012" Slot Gauge (b*p)

60,57

2.425,00

2.485,57

2,99

4,520

BULL PLUG 3 1/2" NU (b)

0,50

2.485,57

2.486,07

N/A

4,30

LINER HANGER TOP @ 2128.54' (RUBBERS)

VTA PACKER TOP @ 2368,28'

GRAVEL PACK COMPLETION

TOTAL LENGHT WEIGHT STRING: 50 KPDS CASING WINDOW 2440' - 2470' (30') 13" O.D.

BRIDGE PLUG @ 2500'

COMPLETION FLUID :

117,8 SIZE GRAVEL PACK 20/40

FORMATION WATER

FORMATION

INTERVALS

BASAL SANDS

OPEN HOLE WITH GRAVEL PACK ASSEMBLY

DENSITY (PPG) : 8,3 PPG THICK (ft)

SPF

GUN TYPE

OPEN HOLE

N.A

2440' - 2470'

30'

13" O.D.

DESCRIPTION

CSG

# JTS

SHOE (ft)

COLLAR(ft)

TOC (ft)

9 5/8"

J-55, 36#, BTC

244.66'

N.A

SURFACE

N-80, 23#, BTC

2826'

2745'

1570'

REMARKS :

Dispossal injection water interval is in C-Inter Formation. Casing window from 2440' to 2470'.

FLOAT COLLAR @ 2745'

7" CSG SHOE @ 2826' TD @ 2842' MD/TD

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Rev. Gustavo Romero

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Anexo 3. Mapa de ubicaci贸n de PADs de inyecci贸n y el pozo RB-079

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Anexo 3. Mapa de ubicaci贸n de PADs de inyecci贸n y el pozo RB-079

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ANEXO 1

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