TALLER DE POZOS DE INYECCIÓN
GENERALIDADES SOBRE
POZOS INYECTORES
ANTECEDENTES: Tipos de Recobro
Recuperación
Mejorada
según MME
2
Oil recovery classifications (adapted from the Oil and Gas Journal
biennial surveys).
ANTECEDENTES (Campo Valle Medio Del Magdalena)
ANTECEDENTES (Comportamiento de producción Primario y Secundario)
RECOBRO PRIMARIO
RECOBRO SECUNDARIO
CB-0001/CB-0002/CB-0003/CB-0004/...
1E+06
Inyección de Agua
Selectiva RF = 25 %
1E+05
GAS EN SOLUCION
RF = 12 %
Inyección de Agua
RF = 19 %
Qiny = 112 kbpd
Qb = 122 kbpd
Qo = 18.5 kbpd
1E+04
1E+03
Niny = 279
NPP = 231
1E+02
4
1941 1944 1947 1950 1953 1956 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007 2010 2013 2016 2019 2022
PWP
qoP[bbl/DC]
qlP[bbl/DC]
qwiP[bbl/DC]
IWP
NpP[Mbbl]
ANTECEDENTES (Proporcionalidad al tamaño Real)
1
2
3
4
5
5
500
M I O C E N O
750
1000
GRUPO
REAL
(Tmr)
ANTECEDENTES (Inyección de agua en diferentes yacimiento en un mismo pozo)
1250
1500
1750
2000
SP
La Cira Shale
S P
FORMACION
ZONA
FORMAC
IO N
LITOLOGIA
ZON
A
L IT O L O G IA
-120
EPOCA
Arenas
GRUPO MESA
GRUPO MESA
( T p m ) A0
(Tpm)
PLEISTOCENO
Q
2250
CBSP
0- 1 2 0 199
2500
0
0
CBLN
199
35
35
2750
P L IO C E N O
250
LN
Inject.
Product.
35
1500
Arenas A3
Arenas B0
Arenas B1
O L I G O C E N O
L a C ira S h a le
Arenas
B2
FM.
C O LLa
O RCira
A D OShale
(T o c )
O L I G O C E N O
EOCENO
FORMACIONES
ESMERALDAS
FM.
(Tee)
COLORADO
LA(Toc)
PAZ
Arenas B3
Arenas
A0
Arenas
C
Arenas
A1
FM.
MUGROSA
( T o mArenas
)
(Tep)
Toro
A2
E O C E N O
CONIACIANO FORMACION
F O R M A CArenas
I O N E S B0
LA LUNA (Ksl) E S M E R A L D A S
TURONIANO
( T eArenas
e)
B1
FM.
LA PAZ
MUGROSA
(T e p )
(Tom)
Arenas
APTIANO
1750
4250
1500
2000
2250
4500
1750
4750
2000
A re n a s
A1
5000
2250
2500
2
3
4
2750
3000
3250
5250
2500
A re n a s
A2
5
3500
5500
2750
3750
5750
3000
4000
A re n a s A 3
A re n a s B 0
A re n a s B 1
4250
6000
3250
4500
A re n a s
B2
B3
6250
3500
4750
6500
3750
5000
6750
4000
5250
5500
A re n a s
C
7000
4250
7250
4500
5750
6000
6250
T o ro
B2
D IS C O R D A N C IA D E L
E O C E N O M E D IO
S A N T O N IA N O
4000
1250
2500
A re n a s
A0
DISCORDANCIA DEL
EOCENO
MEDIO
Arenas
A3 A r e n a s
SANTONIANO
1000
1250
3750
1000
ARENAS A
M
3500
750
750
FORMACION
F O R M A C IO N
SIMITI
L A L U N A (K s l)
T U R O N IA N O
Arenas B3
(Kis)
C O N IA C IA N O
7500
4750
6500
7750
5000
8000
5250
6750
7000
ARENAS B
I O
G R U PArenas
O
R E A L A2
(T m r)
FM.
MUGROSA
(Tom)
1
500
3250
500
GRUPO
REAL
(Tmr)
ALBIANO
C R E T EAO CCE N
E OO
0
35
7250
A PFORMACIONES
T IA N O
A L B IA N O
ESMERALDAS
(Tee)
LA PAZ
(Tep)
8250
5500
Arenas
C
F O R M A C IO N
S IM IT I
(K is )
7500
8500
5750
8750
6000
8250
FORMACION
DISCORDANCIA
TABLAZO DEL
(Kit) EOCENO MEDIO
APTIANO
CONIACIANO FORMACION
LA LUNA (Ksl)
TURONIANO
A P T IA N O
BARREMIANO
F O R M A C IO N P A J A
(K ip )
HAUTERIVIANO
ALBIANO
H A U T E R IV IA N O
B A R R E M IA N O
FORMACION
FORMACION
SIMITI
F O R M A C IO N
ROSABLANCA
ROSABLANCA
(Kis)
(Kirb)
(K irb )
6
8500
9250
6500
9500
6750
F O R M A C IO N T A M B O R ( K ita )
FORMACION TAMBOR (Kita)
9500
10000
7250
10250
7500
10500
7750
10750
8000
11250
8500
10250
10750
11000
11250
5500
11500
11500
8750
9250
9500
9750
FORMACION PAJA
(Kip)
9750
10000
10500
9000
FORMACION TABLAZO
(Kit)
9000
9250
F O R M A C IO N G IR O N ( J g )
FORMACION GIRON (Jg)
8750
9750
7000
11000
8250
V A L A N G IN IA N O
VALANGINIANO
JU R A S .
F O R M A C IO N T A B L A Z O
(K it)
FORMACION PAJA
(Kip)
APTIANO
8000
9000
6250
Toro
SANTONIANO
7750
C SS
C E N O
O L I G O C E N O
T E R C I A R I OM I O C E N O
3000
250
Arenas
A1
FM.
COLORADO
(Toc)
BARREMIANO
B CBA
SN
0
P L E IS T O C E N O
PLIOCENO
APTIANO
A1 A2 B1 B2 A
SN
0
Oligoceno
EPOCA
PER.
10000
ESQUEMA RECUPERACIÓN SECUNDARIA (Inyección – Reinyección)
Reinyección
Inyección
37m
350m
650m
1400m
7
BATERIA
PIA
ESQUEMA RECUPERACIÓN SECUNDARIA – POZO INYECTOR (Barreras de Protección)
INYECTOR
CAPTADOR
PRODUCTOR
37m
350m
Acuíferos superficiales
Primera barrera:
Revestimiento de
acero de 9-5/8»
OD y cementado
hasta superficie
150m a
300m
Acuíferos profundos
Segunda barrera:
Revestimiento de acero
de 7» OD y cementado
para aislar acuíferos
profundos
Formaciones petrolíferas
650m a
1500m
Tercera barrera:
Tubería de inyección de 2-7/8» y
empaque arriba de las
formaciones petrolíferas
Formaciones petrolíferas
8
1400m a
3000m
CONVERSION POZO PRODUCTOR A INYECTOR
PRODUCTOR
INYECTOR
Operaciones principales:
•
•
•
•
•
•
•
150m a
300m
Retiro sistema levantamiento artificial
Retiro tubería de producción
Calibración y verificación del revestimiento
Cañoneo y/o recañoneo de zonas de interés
Pruebas selectivas de inyectividad
Estimulación selectiva (si se requiere)
Bajada sarta de inyección selectiva
5000
650m a
1500m
Inyectividad Intervalo 5 Prueba 2 Santos 5 Feb 11-12 2012
5
1.3 bpm, se pasa de 4000 psi
0.5 bpm, para por f uga
4
3000
0.5 bpm, estabiliza en 3020 psi
3
0.2 bpm, estabiliza en 2100 psi
Llenado tubing
2000
2
0.2 bpm
Se dispara el ov er-pressure de la unidad
Caudal (bpm)
Presión Linea (psi)
4000
0.7 bpm, estabiliza en 3280 psi
para por f uga
1000
0
0
1
100
Elapsed Time (min)
200
0
280
1400m a
3000m
SEGUIMIENTO OPERATIVO POZO NYECTOR
INYECTOR
150m a
300m
650m a
1500m
Operaciones principales:
• Medición de presión Csg de superficie
(trimestral)
• Medición de presión de inyección (diaria)
• Medición de caudal de inyección (diaria)
• Perfiles de inyección para determinar
distribución del agua inyectada (anual)
• Fall off test (bi anual)
• Ajuste en la calibración de las válvulas
1400m a
3000m
PROYECTOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN COLOMBIA
GRM,
48%
GEC,
1%
Prod Sec
TOTAL
GRS,
49%
Wat Iny Pozos Iny
102 996 1 319 282
Inyectores
Inyección
GCO,
2%
882
Reinyecta 980.666 (74%)
GCO,
5%
GEC,
0%
GRS,
28%
GRM,
67%
GRS
CAMPO
GCO
Inicio Prod Sec
Wat Iny
Pozos Iny
San Francisco
1988
7 025
270 000
75
Dina Terciario
2009
500
7 000
3
Palogrande Cebu 1984
1 400
20 000
20
Pijao
1984
100
1 000
1
Dina Cretaceo
1985
700
26 000
11
Yaguara
1994
2 680
55 000
43
Tenay
2010
100
3 600
1
Balcon
1996
800
8 800
3
Tello
1997
4 000
58 000
12
Rio Ceibas
1999
1 000
6 000
15
Guando
2002
15 000
100 000
51
Matachin Norte
2003
4 800
66 600
7
La cañada Norte
2012
0
800
1
Matachin Sur
2001
1 300
17 084
2
39 405
639 884
245
TOTAL GRS
Reinyecta 593.084 (93%)
CAMPO
Tibú
Inicio Prod Sec
1959
TOTAL GCO
Wat Iny
Pozos Iny
2 100
31 600
47
2 100
31 600
47
Inyecta 100%
GRM
CAMPO
CAMPO
Inicio Prod Sec
Chichimene
2014
0
Apiay - Suria
2011
TOTAL GEC
Wat Iny
Pozos Iny
15 000
1
0
2 000
1
0
17 000
2
Reinyecta 17.000 (100%)
Wat Iny
Pozos Iny
La Cira
1957
37 000
450 000
301
Casabe
1979
20 276
121 216
253
Yarigui-Cgo
2008
4 095
50 482
24
Bonanza
2010
20
3 300
5
Llanito
2011
100
3 000
2
Galán
2014
0
2 800
3
61 491
630 798
588
TOTAL GRM
GEC
Inicio Prod Sec
Reinyecta 370.582 (59%)
CALIDAD AGUA DE INYECCIÓN
Qué tan buena
debe ser el agua
para inyección???
12
NORMATIVIDAD CALIDAD DEL AGUA DE INYECCIÓN
NORMA
Referencia
NACE
-
TIPO DE
ANÁLISIS
Análisis
Fisicoquímicos
“in situ”
Análisis
Fisicoquímicos en
el laboratorio
Referencia
NACE
NACE TMO
273-05
Calidad del Agua
ATSM 441202
Bacteriológico
PARÁMETRO
LÍMITE DE
REFERENCIA
Conductividad
-
pH
6.5-8.5
 2+
<1.0 mg/L
2 
0.0 mg/L
Previene corrosión y ampollamiento de la tubería.
Previene que la formación se vuelva sulfuro agrio.
CO2
<10 ppm
Previene corrosión
O2
<1 ppb
Previene corrosión
Turbidez
< 2 NTU
Indica la presencia de solidos suspendidos
OBJETIVO/OBSERVACIONES *
Debe tener una conductividad similar o mayor a la
de las aguas de la formación.
Preferiblemente un pH por debajo de 8 lo cual evita
la tendencia a incrustaciones.
Previene la corrosión de la tubería y evita la
formación de lodos .
Cationes, Aniones
-
Previene la formación de sales y compuestos
insolubles que forman incrustaciones y obstrucciones
en el sistema de inyección.
Densidad
-
Preferible que la densidad del fluido a inyectar sea
superior que la densidad del líquido de la formación,
para que haya mayor dispersión.
Grasas y Aceites
<5 mg/L
Previene la obstrucción de los filtros en la Superficie
Evita reducir la permeabilidad de la formación
Sólidos
suspendidos
<5 mg/L
Evita el taponamiento de la formación receptora.
Pendiente (caudal
vs. volumen)
<0.99
BSR
< /
Garantiza que no se
acuífero.
excede la capacidad del
Evita la reducción por parte de bacterias de sulfatos
y sulfitos que conllevan a la producción de H2S
ESQUEMA DISPOSICIÓN 1 (Yacimiento Diferente Superior)
BATERIA
PIA
150m a
300m
450m a
1200m
650m a
1500m
ESQUEMA DISPOSICIÓN 1 (Yacimiento Diferente Inferior)
BATERIA
15
PIA
ESQUEMA DISPOSICIÓN 2 (Yacimiento Igual, Otra estructura)
DISPOSAL
PIA
PRODUCTOR
BATERIA
150m a
300m
Arenas A
Arenas A
Arenas B
450m a
1200m
650m a
1500m
Arenas B
Arenas C
Arenas C
1400m a
3000m
ESQUEMA DISPOSICIÓN (Ejemplo Yacimiento Igual, Otro compartimiento)
17
1400m a
3000m
DEFINICIONES MME EN EL DECRETO 181495 DE 2009
18
ARTICULOS RELACIONADOS MME EN EL DECRETO 181495 DE 2009
19
REQUERIMIENTOS MME PROYECTO DE RECUPERACION MEJORADA
•
•
•
•
•
•
Forma 13CR: Proyecto de Mantenimiento de Presión
• Profundidad formación productora
• Mecanismo de producción
• Porosidad promedio formación productora
• Permeabilidad formación productora
• Gravedad API, Viscosidad del aceite, Presión de yacimiento
Forma 14CR: Origen del agua que se inyectará
• Clase de agua (dulce o salada)
• Tratamiento del agua
• Distribución geométrica de pozos
• Presión inicial de inyección
• Nro de pozos productores y Nro de pozos inyectores
Forma 15CR: Proyecto de recuperación secundaria por inyección miscible de gas:
• Saturación de gas
• Saturación residual de aceite al final
• Volúmenes de inyección
• Mapas estructurales
• Cortes geológicos
• Permeabilidades relativas
Forma 20CR: Informe mensual sobre inyección de agua y producción
Forma 21CR: Informe mensual sobre mantenimiento de presión (inyección de gas)
Forma 22CR: Informe anual sobre mantenimiento de presión (agua y gas)
PROPUESTA DE GLOSARIO
Recuperación Mejorada: Técnicas aplicadas a los yacimientos para mantener o
incrementar su energía o la recuperación final de hidrocarburos.
Pozo Inyector: Pozo que permite inyectar fluidos a un yacimiento o a una
estructura.
El agua de producción tiene tres posibles destinos:
1. Recuperación mejorada: Se inyecta de nuevo (Reinyecta) al subsuelo para
obtener una mayor producción de crudo o mantener la presión en un
yacimiento.
2. Disposición: Se inyecta en un lecho (estructura) para su almacenamiento.
3. Vertimiento. Se trata y se vierte tratada sobre fuentes hídricas.
21
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generalidades sobre pozos inyectores