Reducing Uncertainty at the Chichimene In Situ Combustion Pilot by Means of a Nitrogen Connectivity Test

Abstract

Prior to starting any Enhanced Oil Recovery (EOR) process, it is desirable to characterize the flow pattern within the affected reservoir volume. This becomes of critical importance for in situ combustion in heavy oil reservoirs, where the mobility ratio is highly unfavorable, oftentimes resulting in channeling or early breakthrough. An inter-well connectivity test through immiscible gas injection aids in characterizing the flow distribution, in addition to: 1) calibrating estimates for sweep efficiency, 2) evidencing geological features that may lead to preferential flow towards a particular well or group of them, or lack of connection amongst them, 3) creating a gas path between the injector and producer wells to enable a safe progression of the combustion front, and 4) evaluating the performance of artificial lift and well control systems under high gas-liquid ratio conditions. A connectivity test using nitrogen was designed, implemented and evaluated at the Chichimene field, prior to the ignition of the in situ combustion pilot. This process is summarized and described in this paper. This will be the first in situ combustion trial in a deep (≈ 8,000 ft), extra-heavy oil reservoir, and will serve as a data source to evaluate the development of resources under similar conditions in the eastern plains basin of Colombia. This set of reservoirs bears a significant fraction of the hydrocarbon resources in the country and under Ecopetrol operation. The importance of this pilot makes this connectivity test of even larger relevance to reduce the subsurface and operational uncertainty, identify risks, and increase the probability of success of the combustion process as an option to economically producing these resources.

Determinación y análisis estadístico de la composición de los gases producidos en un piloto de recobro mejorado

“…La variación de composición de estos gases se evidencia en los perfiles cromatográficos del GC-TCD de la figura 2. Con el fin de evaluar la similitud de la composición de los gases de los grupos de pozos propuestos por Trujillo et al (2018) para el PIAR, los cuales fueron organizados a partir de la NTC del 2015, se realizaron análisis boxplot por componente agrupando los pozos de primera, segunda, tercera línea y externos. Como resultado se observó una alta dispersión que indicaba que estos grupos no tenían mucha similitud, por lo que otros análisis estadísticos fueron implementados con el fin de evaluar las similitudes entre los pozos del piloto.…”

“…El PIAR se desarrolla en el campo Chichimene (Meta, Colombia); este campo se caracteriza por producir crudo extrapesado, el cual representa el 11.5 % de la producción total de crudo diaria en Colombia [5]. El factor de recobro para este crudo, con viscosidad superior a 2000 cP y gravedad API entre 7° y 10°, puede estar cerca del 10 % [6]; por medio de la inyección de aire, se espera que este porcentaje incremente alrededor de 50 % considerando los resultados obtenidos en proyectos exitosos de este tipo [7,8]. En Colombia, un piloto similar a este se desarrolló en el campo Quifa, en los llanos orientales, en el cual se logró un incremento en el factor recobro del crudo [10].…”

“…Este análisis permite localizar el frente de combustión, confirmar la ignición en el yacimiento, determinar si la combustión es completa e incompleta, tomar decisiones acerca de la tasa de inyección de aire y generar alertas sobre posibles problemas de seguridad ambiental e industrial [8]. Por lo tanto, antes de iniciar la inyección de aire, es importante establecer la influencia del pozo inyector en los demás pozos del yacimiento y establecer una línea base de la composición de los gases producidos en estos [6]. En este sentido, en el año 2015 se realizó una prueba de conectividad con nitrógeno (PCN) a partir de la cual se determinaron los pozos de influencia del pozo inyector [6].…”

“…Por lo tanto, antes de iniciar la inyección de aire, es importante establecer la influencia del pozo inyector en los demás pozos del yacimiento y establecer una línea base de la composición de los gases producidos en estos [6]. En este sentido, en el año 2015 se realizó una prueba de conectividad con nitrógeno (PCN) a partir de la cual se determinaron los pozos de influencia del pozo inyector [6]. En este trabajo se determinó por GC la composición de los gases de producción de los pozos influenciados posterior a la prueba PCN del año 2015.…”