Aplicaciones en Venezuela - IV

Desde el inicio de su desarrollo en 1958 hasta 1963, el yacimiento produjo por agotamiento natural una tasa inicial de 66 MBNPD limpios. Para 1963 se inicia un pro- yecto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua en la parte baja de la estructura, la cual fue reforzada en 1968 con la inyección de gas en el tope de la misma. La máxima producción alcanzada fue de 77 MBPPD. La producción acumulada de flui- dos hasta diciembre de 2000 es 560 MMBN de petróleo, 1.033,4 MMMPC de gas y 99,7 MMBN de agua. Actualmente produce a razón de 13 MBNPD con un corte de agua de 50%. En cuanto al comportamiento de la inyección, se inició con 25 MBAPD y posterior- mente fue reforzada con 75 MMPCD de gas. 

Debido al déficit en la disponibilidad del gas se Ita ido sustituyendo la inyección de gas por la de agua. La inyección acumulada hasta diciembre del 2000 es 433,6 MMBA y 429,2 MMMPCG; y la Inyección promedio, de 78 MBPD de agua y 2,5 MMPCD de gas. Actualmente se está llevando a cabo un programa de rcingcnicría, el cual tiene como objetivo la reorientación de la inyección por región y por subunidad. Para ello se está realizando un diagnóstico de la situación y un pronóstico del comportamiento, mediante la revisión del vaciamiento y de la eficiencia volumétrica de reemplazo. 

Es importante destacar que la producción actual del yacimiento está asociada al proyecto de recuperación secundaria, debido a que por declinación natural el mismo hubiese alcanzado ya su límite económico. Hasta la fecha se han logrado recuperar 560 MM de barriles de petróleo, de los cuales 102 MM se asocian al proyecto de recuperación se- cundaria. Paralelamente, desde el año 2000, está en progreso un proyecto piloto: el Labora- torio Integral de Campo (LIC), con el objetivo de evaluar el proceso de inyección alter- nada de agua y gas (WAG: del inglés Water Altemating Gas), como método de recupe- ración mejorada, con el cual se espera mejorar el factor de recobro. 

El arreglo tiene for- ma hexagonal y está conformado por 5 pozos productores, un pozo observador y un In- yector doble. Debido al grado de complejidad estructural y a las heterogeneidades estratigráfi- cas del yacimiento C-2, se ha generado un avance irregular de los frentes de inyección de gas y agua que conlleva la formación de regiones y subunidades con diferentes nive- les de presión. Así, se tienen subunidades con presiones que se encuentran entre 2.700 y 3.500 Ipc, variando entre una y otra unos 100 a 300 Ipc; y otras, con presiones entre 1.800 a 2.500 Ipc, prácticamente uniformes en todas ellas. En abril de 2001, la presión promedio del yacimiento fue de 2.700 Ipc.