Campo Cusiana - Nota: 4,7 PDF

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CAMPO CUSIANA El campo Cusiana se encuentra ubicado en el piedemonte llanero al este de la cordillera de los Andes en Colombia, a 240 Km del noreste de Bogotá. Se encuentra en la región de Orinoquia, en la cuenca de los llanos orientales, y esta localizado entre los municipios de Aguazul y Tauramena. UBICACION GEOGRAFICA: •

270 y 550 metros s.n.m.

•

Extensión aproximada de 150 Km2.

HISTORIA ✓ Surgió de buscar hidrocarburos en el Piedemonte llanero. ✓ La presencia de petróleo fue considerada sin éxito debido a la compleja geología y a que era necesario perforar a grandes profundidades. ✓ Los pozos exploratorios fueron abandonados antes de examinar con éxito las formaciones Mirador, Barco y Guadalupe. ✓

1988: fue en el contrato de asociación Santiago de las Atalayas, conformado por Ecopetrol, BP, Total y Triton, que se produjo el descubrimiento de Cusiana.

✓ Al cabo de 25 años, en enero del 2011, BP ( British Petroleum), la empresa que lideró la exploración y producción del campo, vendió sus activos en Colombia a Ecopetrol (51%) y Talisman Energy (49%), dando paso a la compañía operadora, Equion Energía. ✓ Es en este momento cuando se descubre el yacimiento más grande de Colombia (1989). ✓ 1990: Se inicia perforación del pozo cusiana-2 comprobandose la presencia de un gran yacimiento de petróleo y de gas. ✓ 1991: Se conoce el potencial del yacimiento con la producción de petróleo, condensado y gas de las formaciones

Fabio Andres Cancino

DESCUBRIMIENTO Fue descubierto en 1988, después de más de 30 años de exploración intermitente, que se vio finalmente favorecida por mejoras en la sísmica, mejoras tecnológicas en perforación y por la perseverancia de los determinados exploradores.

Asociado a un complejo anticlinal y a una estructura sobre presionada que existe a lo largo de las cordilleras, de aproximadamente 25 Km de largo y 6 km de ancho, formado durante una deformación del mioceno-holoceno. PLAN INICIAL DE DESARROLLO En esta etapa inicial de desarrollo se utilizo la sísmica 2D, y se perforaron de 80 a 100 pozos productores. Se utilizaron mecanismos de producción tales como: POZOS DE INYECCION DE GAS: Dos fases de inyección de gas se centraron en el depósito principal Mirador. EXPANSIÓN DE GAS NATURAL Y EL APOYO ACUÍFERO: Bajo la presión de soporte se desarrollaron depósitos secundarios. RESPUESTA DEL YACIMIENTO 1992-1997 Este periodo se caracterizo por altas tasas de producción de petróleo, sobrepasando los 10,000 BOPD, y con un record increíble de 35,000 BOPD. 1997-2004 Más del 50% de las reservas se producen en el depósito Mirador. En este momento las peculiares propiedades petrofísicas del yacimiento fueron reconocidas primero. A pesar de la baja porosidad de menos de 10% en la mayor parte del depósito, buena permeabilidad se mantiene. Esto se debe a que los yacimientos son puramente cuarzoarenisca cementado. Este período inicial se caracterizó por tasas de del crudo con pozos distintos que producen más de 10.000 bpd. De hecho, un pozo registró una tasa máxima de 35.000 bpd. Al mismo tiempo, alta caída de crudo empezó a ser evidente debido a las incrustaciones de cal y la

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irrupción de agua. Yacimientos de Barco y Guadalupe también mostrarón el agotamiento de presión significativa. 1997-2004 Durante este período, el programa de desarrollo inicial se completó. Apoyo Acuífero fue interpretado como insuficiente para proporcionar soporte de presión adecuada. Un nuevo estudio sísmico 3D y así re-interpretación de los datos reveló que la complejidad estructural fue mayor de lo que se interpreta con un frontal imbricado complejo. Con base en la nueva interpretación, una actualización del programa de desarrollo se requería. Un programa establece una estructura de inyección de agua que se llevó a cabo para mejorar la recuperación de aceite en Barco y Guadalupe, un programa de pozos horizontales y multilaterales se inició en Barco y Guadalupe, un programa de relleno se inició en el Mirador, y al añadir las perforaciones, las capas de gas del Mirador y Barco fueron utilizados para la elevación natural de gas de Barco y pozos de Guadalupe con alto corte de agua. El pico de producción de 310 mbopd se logró en 1998, durante la fase de desarrollo tardío. Una vez que el programa de perforación de desarrollo se completó, las tasas de producción declinaron aceleradamente. La producción de agua y altas proporciones de aceite de gas (RGP) en áreas inesperadas del campo forzó intervalos de producción, y en muchos casos, los pozos de conjunto, debieron cerrarse. La evolución de la producción de gas y agua no siguieron el pistón siquiera como el comportamiento previsto, sino que estos líquidos fueron claramente digitación través del depósito. Los pozos horizontales fueron particularmente decepcionantes, estos pozos murieron rápidamente por la producción de agua debido a la canalización a lo largo de los corredores de fracturas. Aunque la estrategia de inyección de agua proporcionó apoyo a la presión, no se observó respuesta en la producción de petróleo. De hecho, la disminución de la producción no mostró respuesta incluso cuando la inyección de agua se aumentó o suspendió. El principal mecanismo utilizado para controlar la caída de la producción durante este tiempo fue la perforación de pozos de relleno y un agresivo programa de reacondicionamiento y que incluía la elevación de gas natural usando reservas someras. 2004-2009

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Revisión detallada de la información estática estrechamente vinculada con los datos dinámicos reveló que la interacción fuerte entre múltiples fuentes de heterogeneidad controla el flujo de fluido. Esta nueva interpretación sugiere que el flujo de fluido en el campo Cusiana es controlado por: • La disposición y el contraste de permeabilidad de la matriz en lugar de promedios simples. • Falla y fracturas y los contrastes fuertes entre ellos a lo largo de la permeabilidad frente a través de ellos. • Comportamiento dinámico de las fracturas y el sello falla debido a las diferencias de presión. • Las operaciones de yacimientos que sin querer crear vías de comunicación entre los Yacimientos verticales. Esta nueva comprensión se integró con conocimientos previos en modelos de yacimientos. Utilizando estos modelos, se predijo que la recuperación incremental se puede lograr por la incorporación de una nueva estrategia: • Inyección de gas en todos los embalses para aprovechar múltiples mecanismos (miscibilidad, la transferencia de masa, presión de soporte y elevación). • El movimiento de los puntos de inyección de gas para flanquear la estructura para crear deflectores de presión (que reducen la entrada de acuífero) y mover algunos componentes de hidrocarburos desde el borde detrás de aceite de los productores a la updip produce situado. • Múltiples puntos de inyección de gas con velocidades de inyección más pequeñas, para aumentar la flexibilidad de modificar las rutas de inyección que impiden la canalización de inyección de gas. Además, las pequeñas velocidades de inyección aumentar la inyección de gas Viajar en el tiempo la creación de oportunidades para contactar a menores Yacimientos de calidad con saturaciones de petróleo. La nueva estrategia fue implementada rápidamente como los mecanismos ya se había demostrado ser eficaz en el depósito Mirador. Además, los costos y el tiempo de ejecución se reduce mediante la reutilización de las tuberías de agua antiguas y de inyección en pozos previamente cerrado. Esta estrategia mostró beneficios notables. La tasa de producción caída se reduce. Varios pozos previamente cerradas en debido a un corte de agua de alta o antieconómico GOR se pusieron de nuevo en la producción. Bien trabajar y proyectos de relleno también se hizo más atractivo con esta estrategia de inyección de gas. El mercado del gas creciendo en Colombia y otras cuestiones comerciales está reduciendo constantemente el volumen de gas disponible para apoyar la producción de petróleo. Esto, más el aceite obvio y la producción de agua se reduce rápidamente la presión del depósito. Para frenar caída de presión, una nueva estrategia ha sido implementada para inyectar agua en la zona media

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del flanco, donde una alta eficiencia en la inyección de gas ha dejado bajas saturaciones de petróleo restantes. Esta estrategia de inyección de agua complementa la estrategia de inyección de gas lo que permite más gas de inyección para ser redirigido desde la cresta de la estructura para el flanco, donde se muestran mayores beneficios. Actualmente, la expansión de la estrategia de inyección de agua para inyección incluyen la cresta está bajo evaluación. Esto permitirá una mayor inyección de gas para ser trasladados a otras zonas de campo y ayudar lento declive presión del yacimiento como tarifas de venta de gas se incrementan.

GEOLOGÍA FORMACIÓN MIRADOR Conformada por areniscas cuarzosas y arcillolitas continentales y marinas. La parte inferior tiene las mejores condiciones de roca almacenadora; la parte superior esta integrada por depósitos fluviales de llanura costera y depósitos marinos teniendo así menor calidad como almacenadora que la parte inferior. Mecanismos de producción primaria: Expansión de la capa de gas, gas en solución y el empuje por el acuífero. FORMACIÓN BARCO Compuesta por areniscas cuarzosas de grano fino a conglomeraticas. Se considera como buena roca almacenadora y como el yacimiento intermedio del bloque principal de Cusiana. Mecanismos de producción primaria: gas en solución, la capa de gas y la reinyección de agua. FORMACIÓN GUADALUPE Constituida por arcillas marinas, es muy delgada o inexistente en algunas áreas. La sección inferior de Guadalupe presenta baja permeabilidad. Mecanismos de producción primaria: gas en solución, la capa de gas y la reinyección de agua. GENERALIDADES DEL FLUIDO

El fluido que se encuentra en el campo es aceite volátil y una capa de gas retrogrado. Este fluido es bajo en Vanadio, Níquel y Azufre.

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La alta temperatura del yacimiento 125°C y presión 6000 psia genera un comportamiento de condensado retrogrado.

Las altas temperaturas y altas presiones originaron un gas retrogrado, con un efecto contrarrestado de la gravedad la cual segrego las moléculas mas grandes a lo profundo de las columnas de aceite, y transformo el sistema de hidrocarburos en estado liquido y gaseoso a condiciones de yacimiento; como resultado, los hidrocarburos se encuentr an en una transición que va desde gas retrogrado rico en la cresta del campo, a un aceite volátil en las partes bajas del yacimiento, donde no se puede observar un contacto definido gas petróleo.

GAS DE CUSIANA El primero de diciembre entró en operación la planta de gas licuado del petróleo (GLP) de Cusiana, en el departamento del Casanare. Con ella, Ecopetrol aumentará la oferta de este combustible en el país lo que, a su vez, eliminará las importaciones del producto. La inversión de este proyecto (planta de producción y llenadero) fue de US$120 millones ($240 mil millones aproximadamente). Su ejecución estuvo a cargo de Equión, una firma del Grupo Empresarial Ecopetrol, y en su pico más alto generó 1.500 puestos de trabajo. La planta está ubicada en el área industrial de Cusiana y podría producir hasta 6.800 barriles por día de GLP de alto contenido de propano, separándolo del gas natural que se produce en este campo. Especificaciones técnicas La planta está dividida en tres secciones: una zona de estabilización de condensados, otra zona de almacenamiento y el llenadero. En la zona de almacenamiento se instalaron nueve balas, cada una con capacidad de 2.000 barriles de gas licuado del petróleo, que debido a su gran dimensión y peso, debieron ser transportadas por secciones vía terrestre desde Mosquera (Cundinamarca) hasta el campo de Cusiana para luego ser armadas y soldadas directamente en el sitio en donde empezarían a operar. Esta infraestructura se complementa con el llenadero de carrotanques, que consta principalmente de área de inspección de carro-tanques, vías de acceso, un canopy que incluye cuatro brazos de llenado e igual número de medidores de flujo con capacidad

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para cargar cuatro vehículos articulados en simultáneo, tanque de evacuación de líquidos, tea, sala de control y oficinas de despacho de producto. En el último mes, Equión y Ecopetrol han organizado conjuntamente visitas industriales con los clientes de GLP y jornadas de capacitación con los conductores de los carrotanques que van a transportar el combustible hacia el resto del país con el fin de brindar una atención integral. TRANSPORTE DEL CRUDO El Oleoducto Central S.A., (Ocensa): ✓ Es una empresa colombiana que cuenta con 790 kilómetros de longitud, y es la encargada de transportar fundamentalmente los crudos del piedemonte llanero (Cusiana- Cupiagua) hasta el terminal marítimo de Coveñas. Qué es un oleoducto? Es el medio más seguro y eficiente para transportar hidrocarburos. Consiste en un conjunto de estaciones de bombeo con todos los equipos, tanques de almacenamiento y subsistemas que las conforman, y una línea que se utiliza para distribuir los productos que transporta desde los yacimientos hasta los centros de refinación o hacia los puertos marítimos, para exportación. La capacidad de transporte de un oleoducto está dada, entre otras características, por el diámetro de su tubería, la topografía que atraviesa, el tipo(s) de producto(s) que se va(n) a transportar y la potencia de bombeo instalado en las estaciones. El oleoducto consta de siete estaciones de bombeo, 830 km de tubería, una base para la coordinación de las actividades de mantenimiento, tanques para almacenar hasta cinco millones de barriles y un centro de control. Para realizar la operación de transporte, el sistema cuenta con un esquema de comunicación que le permite tener control total de la misma, a través de instrumentos localizados a lo largo de la tubería y en las estaciones, que permiten controlar la disponibilidad de inventarios, la localización del crudo transportado y verificar el cumplimiento de compromisos. El oleoducto se extiende a lo largo del país, desde los campos de producción de Cusiana y Cupiagua hasta el terminal marítimo de Coveñas. Las siete estaciones, Cusiana, Cupiagua, Porvenir, Miraflores, La Belleza, Vasconia y Coveñas, le imprimen energía al crudo para que pueda superar las grandes alturas que alcanza al atravesar las cordilleras colombianas, o le restan energía para que cuando descienda sea seguro para la tubería. En su recorrido atraviesa 45 municipios, de los departamentos de Casanare, Boyacá, Santander, Antioquia, Córdoba y Sucre. Fabio Andres Cancino...