Resumen:
La alta producción de agua es un problema que a largo plazo convierte a un pozo no rentable, dejando grandes reservas de petróleo en el subsuelo. En el campo ESPOL, existe pozos con una producción con corte de agua del 99%, en ciertos casos por la conificación, donde básicamente el agua le ha ganado paso al petróleo por la formación de canalizaciones y por las propiedades mismas de este fluido como su menor viscosidad y mayor movilidad. Ante esta evidencia se propone hacer una inyección de polímeros llamados modificadores de permeabilidad relativa, el cual por sus propiedades hidrofílicas atrapa el agua reduciendo su movilidad en la roca lo cual permite un aumento en la permeabilidad relativa al crudo. Con esto baja el corte de agua en un 5%.
Para seleccionar el pozo candidato (FICT 1) se analizó el historial de producción de los últimos años, se comprobó que exista una conificación, esto por medio de las Curvas de Chan. Además, se analizó las propiedades petrofísicas similares al pozo vecino (FICT 2) donde ya se ha realizado este tratamiento. Se procede a hacer la simulación de la inyección usando coiled tubing, para reducir costos y se obtienen resultados de aumento de la producción de petróleo de 101 bbls/día a 702 bbls/día.
Se realiza una proyección de la producción al largo de 24 meses que es lo esperado de duración del tratamiento, teniendo en cuenta los porcentajes estimados de declinación, se obtiene una ganancia de aproximada de más de $10M. Esta nueva tecnología se abre paso en la industria por ser más económica, rápida, eficiente y de menor impacto ambiental que otras soluciones que se realizan en la actualidad.
