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Waterflooding in Colombia: Past, Present, and Future

R. Castro, G. Maya, J. Mantilla, V. Diaz, R. Amaya, A. Lobo, A. Ordoñez, and A. Villar, Ecopetrol

Copyright 2014, Society of Petroleum Engineers

This paper was prepared for presentation at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Maracaibo, Venezuela, 21–23 May2014.

This paper was selected for presentation by an SPE program committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s). Contentsof the paper have not been reviewed by the Society of Petroleum Engineers and are subject to correction by the author(s). The material does not necessarily reflectany position of the Society of Petroleum Engineers, its officers, or members. Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper without the writtenconsent of the Society of Petroleum Engineers is prohibited. Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; illustrations maynot be copied. The abstract must contain conspicuous acknowledgment of SPE copyright.

Abstract

In Colombia the water injection process has been applied in 19 oil fields at a commercial level. Theprocesses implemented normal and inverted patterns of 5, 7 and 9 points; some others were initiallydesigned for pressure maintenance. In any injection process the volumetric sweep efficiency depends onthe geology of the reservoir sands, type of sedimentary basin and on the mobility of the reservoir fluids,because of this, the incremental oil recovery factor of the Colombian field’s water injection processes isbetween 1% and 9%. This paper presents the results of fillup, plateau, decline, secondary recoveryefficiency and typical problems of processes in Colombian fields.

The average oil recovery factor in Colombia is approximately 18%, around 90% of the 280 Colombianoil fields are still in primary production and many of them have a big loss of the reservoir energy. By thementionned above, and with the objective of rising the oil production in the country, the implementationof waterflooding processes plays a fundamental role for both increasing the oil recovery factor and givingenergy to the reservoirs for the implementation of any other technology that can increase the productivityof the wells. Today there are being designed and implemented an important amount of water injectionprojects.

A significant percentage of Ecopetrol’s production target in 2015 - 2020 depends on the implemen-tation massive of the water injection process, this is why 27 new water injection processes have beenstablished as a strategy to incorporate reserves, breaking historical rhythms of implementation. Thegeneration of standards and best practices in the technical, operational, environmental, social, legal,implementation and surveillance aspects, has been identified as a key factor to ensure that the Company’sknow-how supports this goal, reducing implementation time and increasing quality and efficiency of newwaterflooding pilots and expansions projects in Colombia.

IntroductionAspectos tales como, zonas sin drenar en las formaciones productoras de hidrocarburos y la pérdida deenergía intrínseca de los yacimientos para poder continuar con la producción de los campos maduros,hacen necesaria la implementación de tecnologías, que garanticen el máximo aprovechamiento de loshidrocarburos que se encuentran en el subsuelo para obtener el mayor porcentaje de ganancias posibles.

La inyección de agua es un proceso de recobro secundario, aplicado para mantener la presión delyacimiento y/o para desplazar el petróleo remanente de la formación, es el método dominante entre losde inyección de fluidos y es indudablemente a este método que se debe el elevado nivel actual de losritmos de producción y de reservas en el mundo. Su popularidad se explica por la disponibilidad generalde agua, la relativa facilidad con la que se inyecta debido a la carga hidrostática que se logra en el pozode inyección, la facilidad con que el agua se transporta a través de una formación y la eficiencia del aguapara el desplazamiento de aceite.

En general se reconoce que la primera inyección de agua fue accidental y ocurrió en 1865, en la ciudadde Pithole, al oeste de Pennsylvania [1]. En 1880, John F Carll llego a la conclusión de que el agua, alabrirse camino en el pozo desde arenas poco profundas, se movería a través de las arenas petrolíferas ysería benéfica para incrementar la recuperación de aceite [2]. En 1884, William Richards realiza elreconocimiento formal del potencial de la inyección de agua (US patent 308522). En 1917 el Bureau ofMines Bulletin publica algunos de los trabajos de inyección del Campo Bradford, los cuales se creecomenzaron en 1905. Desde 1913 existen reportes de inyección de agua en Ontario y California. En el año1921 operadoras de Estados Unidos y Canadá establecen legalmente la inyección intencional de aguacomo método formal. En 1924 se implementa el primer patrón de cinco puntos en el Campo Bradford(Frank Haskell – Arthur Yahn) y en 1931 se realizó el primer proyecto oficial de inyección de agua a lasafueras de Pennsylvania en Nowata, Oklahoma (Carter Oil Co.) [3].

En 1942 Buckley and Leverett reportan estudio de mecanismos de desplazamiento de la inyección deagua, hasta ese momento tratado sólo con herramientas empíricas [4]. En 1955 en Estados Unidos había2880 proyectos de inyección de agua con 750.000 BOPD. In Colombia the water injection processesbegan in 1946 in La Cira Field with pressure maintenance objectives, it was suspended in 1949. In 1957began, in the same area, the first water injection process with oil displacement purposes in 17 five spotspatterns [5].

De acuerdo con Ganesh C. Thakur and Abdus Satter la inyección de agua es usualmente aplicada enyacimientos agotados en presión y también en yacimientos con empuje de capa de gas en solución, quegeneran una saturación de gas libre por el agotamiento de la presión. Inicialmente la presión delyacimiento es restaurada con una compresión del gas por el empuje del agua inyectada. La respuesta enla producción de aceite ocurre después del llenado (fillup), en el cual el aceite ocupa el espacioanteriormente ocupado por el gas y es desplazado más fácilmente por el agua. Cuando un yacimiento eshomogéneo, generalmente muy poca agua de la inyectada es producida, antes que las tasas de producciónde aceite lleguen a sus picos más altos. El tiempo de respuesta del aceite, la irrupción del agua y lamagnitud de los picos máximos de tasas de producción, dependen de las características del yacimiento yde las tasas de inyección. Después de que se alcanzan los topes de producción, la tasa de producción deaceite declina con un incremento en el corte de agua. La Figura 1 ilustra el comportamiento de una curvatípica de una inyección de agua, la cual típicamente se ha dividido en tres periodos [6].

El periodo A se extiende desde el inicio de la inyección hasta el fillup. El fillup es el momento en elcual el volumen de gas libre es desplazado por el agua inyectada, entonces, la saturación de gas se hacecero. Únicamente hay producción primaria de aceite en este periodo. El periodo B se desarrolla desde elfillup hasta la irrupción del frente de agua en los pozos productores o breakthrough. La producción, en esteestado, es la combinación de la producción secundaria por inyección y la continuación de la producciónprimaria. La producción de agua en los pozos productoresinicia al final de este estado. El periodo C seextiende desde el breakthrough hasta el límite económico. Este periodo inicia con la producción de aguade inyección y es caracterizado por un aumento en la relación de movilidad del agua, en la eficiencia areal,en la relación agua–petróleo (WOR) y una disminución en la tasa de producción de petróleo.

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Waterflooding ExperiencesThe average oil recovery factor in Colombia (thirdlargest producer in Latin America) is approximately18%, many of the near 280 Colombian oil fieldshave been producing for more than 40 years; how-ever, their oil recovery factors vary between 0.1%and 65% (exceptional cases with active aquifer res-ervoir) depending on the production mechanism andwhether some recovery process has been imple-mented. Around 90% of the colombian oil fields arestill in primary production, near 88% of the pro-duction comes from primary production, near 11%comes from secondary production and less than 1%comes from tertiary production and many of themhave a big loss of the reservoir energy [5].. LaFigura 2 ilustra cifras actuales de los campos delpaís como numero de campos, mecanismo de producción, factor de recobro, reservas y distribución de laproducción por mecanismo.

En 1957 La Forest Oil Corporation inició la ejecución del primer proyecto de recuperación secundariapor inyección de agua de Colombia en el área 3W del Campo La Cira conformada por 17 modelos decinco puntos (24 inyectores y 18 productores), inyectando a una tasa de 1000 BWPD/pozo en un área de280 acres, denominado “Primer Desarrollo”.

The water injection process has been applied in 19 oil fields at a commercial level, 5 in the MiddleMagdalena Valley Basin (VMM): La Cira, Galán, Casabe, Infantas and Yariguí- Cantagallo; 1 in theCatatumbo Basin: Tibú; 10 in the Upper Magdalena Valley Basin (VSM): Palogrande- Cebú, AndalucíaSur, Dina Cretáceo, San Francisco, Yaguará, Balcón, Tello, Río Ceibas, Guando and Matachín Norte and3 in the East Foothills Basin: Cusiana, Río Chitamena and Matanegra [5].

La Figura 3 ilustra los 19 procesos comerciales de inyección de agua implementados en Colombia yla compañía operadora a cargo del inicio del proyecto secundario. Actualmente existen 15 procesos enejecución y cuatro de ellos fueron finalizados. En el caso del Campo Galán el proceso finalizó en el añode 1986 por represionamiento, baja extracción de fluidos, abandono de pozos productores centrales,lenticularidad, problemas operacionales en los pozos y baja inyectividad [7], en el Campo Cusiana elproceso finalizó en el año 2010 porque no generó efectos significativos de barrido y producciónincremental de hidrocarburos, adicionalmente se identificaron pérdidas de producción por canalizacionesdel agua de inyección y el consecuente impacto sobre la capacidad de levantamiento de los pozos,finalmente en el Campo Río Chitamena el proceso finalizó en el año 2005 debido a algunos problemasoperacionales y de eficiencia del proceso [7], por otro lado, en el Campo Andalucia Sur el proceso finalizóen el año 2007 por problemas de tipo social [8].

The water injection processes were initially implemented following geometrical models at the surface,without taking into account the sand distribution at the reservoir (basados en líneas sísmicas 2D y registroseléctricos en papel). There existed normal and inverted patterns of 5, 7 and 9 points; some others wereinitially designed for pressure maintenance. La Figura 4 ilustra el comportamiento de actividad de lospozos inyectores de los process applied at a commercial level.

Los pozos inyectores son históricamente cerrados principalmente por baja inyectividad debido pen-etración parcial en el cañoneo, taponamiento por sólidos y formación de precipitados por incompatibilidadde fluidos, canalizaciones debidas a las arenas con alta permeabilidad y fracturamiento hidráulico por altaspresiones de inyección, colapsos relacionados a la inyectividad preferencial, a fracturas que se generan por

Figure 1—Typical Successful Waterflood Performance

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altas presiones de inyección, a un alto contenido de arcillas hinchables (casos donde se utiliza agua deinyección de baja salinidad), problemas mecánicos en pozos, baja inyectividad / productividad, altoscortes de agua, deterioro de la calidad del agua de inyección principalmente por corrosión, pérdida depresión por conexiones fraudulentas, baja eficiencia de barrido – recirculación de agua de inyección(unidades con inyección preferencial), Eficiencia vertical baja. Problems like water quality, reservoir overpressurization, low liquid extraction, heterogeneous reservoirs, operational problems at the wells and lowinjectivity, caused the injection patterns deterioration in most of the fields with water injection.

La Figura 4 presenta un ejemplo del sistema de inyección- producción para el Campo La Cira, en suetapa de desarrollo inicial completo y el deterioro del sistema y la pérdida de pozos inyectores,productores y de modelos de inyección (puntos azules los pozos inyectores y los puntos rojos los pozosproductores) [9], comportamiento que se puede generalizar a la todos los procesos implementados antesde los años 80’s en el país.

Figure 2—Colombian oil fields status

Figure 3—Procesos comerciales de inyección de agua implementados en Colombia

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La depleción del yacimiento es un fenómeno natural en el cual, a medida que se producen loshidrocarburos, el yacimiento va perdiendo energía. Para recuperarla se recurre a introducir energíaexterna, como la inyección de agua, que es un proceso muy utilizado a nivel mundial. Estos proyectosinvolucran una serie de estudios de factibilidad técnico – económica que incluyen pruebas de laboratoriotendientes a prevenir problemas durante la ejecución del proyecto o minimizar su impacto. Están lasrelacionadas con la mineralogía de la roca, tales como la difracción de rayos X (DRX) y la microscopíaelectrónica (SEM). Adicionalmente, hay pruebas para evaluar la interacción fluido – fluido, tales comoanálisis fisicoquímicos de aguas, de crudo y de compatibilidad. Finalmente, están las pruebas queevalúan la interacción roca – fluido, dentro de las cuales merecen destacarse las de sensibilidad y de tasacrítica.

La inyección de agua en los principales campos de Ecopetrol, nace por una necesidad de enfrentar ladepleción de los yacimientos y la disminución en la producción de hidrocarburos. Entre los años 60’s y70’s varios campos iniciaron el proceso de diseño y puesta en marcha de proyectos de inyección de agua.

Figure 4—Comportamiento pozos inyectores de los water injection process in Colombia

Figure 4—Injection patterns deterioration La Cira Field

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Inicialmente se utilizó agua superficial pero debido a los grandes volúmenes de agua producidos y a lasreglamentaciones ambientales, fue necesario implementar la reinyección de agua en la mayoría de loscampos en Colombia; fue así como en campos tales como LC-INF, YR-CG, y la mayoría de la SOH seinyecta agua producida o mezclas con aguas de rio o de captación.

La inyección de agua en el campo LC-INF inició en los años 70 con agua fresca (agua de rio); sinembargo debido a problemas con las comunidades y los grandes volúmenes de agua producidos, ademásde las reglamentaciones ambientales respecto a vertimientos, fue hasta el año 2006 que se iniciaronestudios de factibilidad de reinyectar agua producida. En la actualidad se inyecta más del 50% de aguade producción lo cual ha desmejorado gradualmente la calidad del agua.

En el campo YR-CG se iniciaron estudios de factibilidad en el año 2005 con aguas de producción ycaptación. El programa de inyección se implementó a partir del 2008 con agua de producción tratada enla planta de Isla VI e inyectada en el pozo YR-503, que se vio permanentemente interrumpida pordiferentes inconvenientes operacionales. En la actualidad se inyecta una mezcla de agua de producción(agua de elevada salinidad) y captación (agua dulce) en proporción variable según las necesidadesoperativas. El campo cuenta con una planta de inyección bien estructurada y que proporciona agua decalidad aceptable a aproximadamente 30 pozos inyectores.

Casabe inició su programa piloto en 1970 pero solo fue hasta mediados de la década de los ochenta quese inició un programa de inyección. Los resultados iniciales no fueron alentadores a pesar del leveincremento en producción, ya que los problemas operativos por producción de arena y la complejidad delyacimiento, disminuyeron la inyectividad del agua. El ajuste en la estrategia de inyección y los flujos deagua, permitieron mejorar la producción e incrementar el factor de recobro. La fuente inicial de agua fueagua dulce de captación y solo hasta el año 2013 se iniciaron los estudios de factibilidad para reinyectarel agua producida.

En el campo Tibú se inició la inyección en 1960 con agua de captación de pozos abastecedores de aguadulce. La inyección se concentró en la formación Barco, sin diferenciación de volúmenes por arenas. Elagua de formación que era inicialmente entre salobre y salada disminuyó la salinidad por la influencia delagua de inyección en la mayoría de los pozos productores. En la actualidad se sigue inyectando agua depozos abastecedores y existen alrededor de 50 pozos inyectores.

En los campos de producción de la SOH (Dina, Tello, Rio Ceibas, Yaguará, Balcón, San Francisco yToldado) se implementó la inyección de agua en los años 70’s. En algunos campos se inició con aguadulce superficial y en otros la estrategia de inyección inició con agua producida o mezcla de las dos. Cadacampo cuenta con más de 30 pozos inyectores y estaciones para el tratamiento del agua de producción.

En la actualidad hay un esfuerzo de masificación de la inyección y/o reinyección de agua y por estocampos como Suria, Bonanza, Galán, Llanito, Lisama y Tesoro han implementado pilotos de inyeccióndesde el año 2009 con el fin de evaluar el proceso, definir alternativas y patrones de inyección,condiciones de operación (tasas de producción e inyección, presión), potencial de reservas a escala piloto

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para establecer las condiciones óptimas de operación. De igual manera campos como Sardinata, Apiay,Chichimene, y otros de la SOP deben iniciar en el año 2014 sus programas de inyección debido a los altosvolúmenes de agua producidos y las reglamentaciones ambientales para vertimientos.

La evaluación sistemática de la calidad de esta agua se viene desarrollando desde el año 2000 y engeneral se ha encontrado que a pesar de los grandes esfuerzos y tratamientos aplicados en las estacionesy plantas de inyección, la calidad del agua en varios campos que cuentan con reinyección de aguaproducida no presentan las mejores condiciones para asegurar el proceso de reinyección sin afectar laformación y disminuir la inyectividad. La disminución en la calidad del agua está asociada principalmentea la presencia de H2S, bacterias, CO2, hierro disuelto y altos contenidos de solidos suspendidos queprovienen principalmente del agua de producción o se originan en las unidades de tratamiento debido alos cambios de presión, temperatura y pH. En otros campos como Tibú, la calidad de agua es buena y norequiere de mayor tratamiento para acondicionarla. Cabe notar que en este caso el hecho de contar conagua subterránea influye notablemente en la calidad del agua.

It is clear that an important fraction of any water injection process depends on the geology of thereservoir sands (type of sedimentary basin) and on the mobility of the reservoir fluids, because of this, theincremental oil recovery factor of the Colombian water injection processes is between 1% and 9% (5%average) [5].

In any injection process the volumetric sweep efficiency depends on the geology of the reservoir sands,type of sedimentary basin and on the mobility of the reservoir fluids, because of this, the incremental oilrecovery factor of the Colombian field’s water injection processes is between 1% and 9% (5% average).This paper presents the results of fillup, plateau, decline, secondary recovery efficiency and typicalproblems of processes in Colombian fields. Inicio de la inyección de agua en estado avanzado deagotamiento.

By the mentionned above, and with the objective of rising the oil production in the country, theimplementation of waterflooding processes plays a fundamental role for both increasing the oil recoveryfactor and giving energy to the reservoirs for the implementation of any other technology that canincrease the productivity of the wells. Today there are being designed and implemented an importantamount of water injection projects.

Present Efforts in WaterfloodingToday there are being designed water injection projects in the fields Bonanza, Nutria, Provincia, Llanito,Tisquirama – San Roque, Galán, Casabe Sur, Peñas Blancas (VMM), Dina Terciario (VSM), Loro, Orito(Putumayo), Apiay and Suria (foothills).

Additionally, the application of interwell tracers is reduced to some pilots. Sartas Selectivas

Waterflooding FutureA significant percentage of Ecopetrol’s production target in 2015 - 2020 depends on the implementationmassive of the water injection process, this is why 27 new water injection processes have been stablishedas a strategy to incorporate reserves, breaking historical rhythms of implementation. The generation ofstandards and best practices in the technical, operational, environmental, social, legal, implementationand surveillance aspects, has been identified as a key factor to ensure that the Company’s know-howsupports this goal, reducing implementation time and increasing quality and efficiency of new water-flooding pilots and expansions projects in Colombia

ConclusionsThe incremental oil production from secondary recovery is far below international levels.

In the present world oil prices scenario is a great opportunity. There exist an important production gapthat can be closed with the adequate studies and project development strategies.

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AcknowledgmentsThe authors would also like to thank to ECOPETROL S.A. for allowing the publication of these resultsand for their generous support and encouragement throughout every project.

References1 API, “History of Petroleum Engineering”, 1961.2 Carll, J. F., “The Geology of the Oil Regions of Warren, Venango, Clarion and Butler Countries,

Pennsylvania”, 2nd Geological Survey of Pennsylvania, 1880.3 Interstate Oil Compact Commission, Improved Oil Recovery, 1983.4 Buckley, S.E., and Leverett, M.C., “Mechanism of Fluid Displacement in Sands”, Trans. AIME

1942.5 Castro, R. et al, “Enhanced Oil Recovery (EOR) Status - Colombia”, SPE-139199-MS, 2010.6 Ganesh C. Thakur and Abdus Satter, “Integrated Waterflood Asset Management”, Pennwell,

1998.7 Poveda, P. and Sanabria, J., “Modelamiento Estadístico para la Predicción Analógica de Reservas

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