| Revista: | Revista fuentes el reventón energético |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000442132 |
| ISSN: | 2145-8502 |
| Autors: | Arango, A1 Glosa, E1 Carrera, E1 Lozano, A1 Vega, R1 |
| Institucions: | 1Ecopetrol S.A., Bogotá. Colombia |
| Any: | 2021 |
| Període: | Ene-Jun |
| Volum: | 19 |
| Número: | 1 |
| Paginació: | 85-96 |
| País: | Colombia |
| Idioma: | Español |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Experimental |
| Resumen en español | Este trabajo presenta algunas prácticas claves implementadas en un proyecto de inyección de agua, en un yacimiento de crudo pesado, con alta heterogeneidad vertical y complejidad estructural; patrones irregulares con pozos ubicados a diferentes espaciamientos y arquitectura combinada que incluye pozos horizontales, geonavegados, altamente desviados y verticales, heredados del desarrollo primario y una relación de viscosidades (μo/μw) entre 200 y 600, lo que representa un desafío técnico y operacional. El éxito del proyecto de inyección de agua, en estas condiciones desfavorables y complejas, ha sido el resultado de un efectivo proceso de diseño, implementación, control y monitoreo. Previo al diseño del proceso, se realizó screening de tecnología, con el fin de seleccionar el proceso de recobro más adecuado para el yacimiento sujeto de estudio; posteriormente, se realizaron pruebas de laboratorio que verificaron aspectos claves como compatibilidad de fluidos y tasas críticas de flujo; con esta información se construyó un modelo numérico 3D donde se simuló el proceso de inyección de agua y fue la base para el diseño del piloto de inyección. En el 2015 se puso en marcha un piloto compuesto de 13 patrones de inyección, que fue factor clave para probar el proceso, observar sus beneficios y corregir los comportamientos anómalos de cara a la expansión. Las lecciones aprendidas del piloto fueron: (1) la necesidad de una caracterización más detallada del yacimiento para optimizar la ubicación de los nuevos patrones y sus predicciones volumétricas; (2) un permanente manejo de la heterogeneidad vertical, mediante el uso de sartas selectivas; y (3) un muy riguroso proceso de balanceo de los patrones, mediante el seguimiento y monitoreo de las tasas de inyección a nivel de arenas, presiones de flujo y caudales de producción, para minimizar la canalización del agua y maximizar |
| Resumen en inglés | This work presents some key practices implemented in a water injection project on a heavy crude reservoir with high vertical heterogeneity and complex structure. Irregular patterns with wells located at different spaces, and a combined architecture that includes horizontal, geo-navigated, highly deviated, and vertical wells, are inherited from primary development and a viscosity ratio (μo / μw) between 200 and 600, representing a technical and operational challenge.The success of the water injection project, under these unfavorable and complex conditions, has been the result of an effective design, implementation, control, and monitoring process. Before carrying out the design of the process, a technological screening was performed to select the most appropriate recovery process for the understudy reservoir. After that, some laboratory tests were carried out verifying fluid compatibility and critical flow rates. With this information, a 3D numerical model was built where the water injection process was simulated and become the basis for the injection pilot design. In 2015, a pilot consisting of 13 injection patterns was launched, which was the key factor in testing the process, observing its benefits, and correcting the anomalous behaviors in the expansion face. The lessons learned from this pilot were: (1) The need for a more detailed characterization of the reservoir to optimize the location of the new patterns and their volumetric predictions. Also, (2) the permanent management of vertical heterogeneity using selective strings. Finally, (3) a very rigorous process of balancing the patterns by monitoring the injection rates at the sand level, flow pressures, and production flows to minimize the water channelinand maximize oil recovery.Nowadays, in the expansion phase, there has been a lot of progress closing 2019 with 20 employers in this project. Between 2020 and 2023, this project will be fu |
| Disciplines | Ingeniería |
| Paraules clau: | Inyeccion de agua, Yacimientos petrolíferos, Crudo pesado, Recuperación de petróleo |
| Keyword: | Water injection, Oil fields, Heavy oil, Oil recovery |
| Text complet: | https://revistas.uis.edu.co/index.php/revistafuentes/article/view/12524/11576 |
