La inyección de gas del yacimiento MER MUC 1 se inició en 1996 y presentó un esquema de inyección de mantenimiento de presión del yacimiento en 7500 lpc. El progreso de producción del yacimiento ha logrado cambiar los parámetros y condiciones del mismo, a tal nivel que la presión del yacimiento se encuentra a niveles por debajo de los 4300 lpc, implicando que está cercano a la presión de abandono (3500 lpc), esto a causa del factor volumétrico de reemplazo (FVR) que es la relación (en porcentaje) de la produccion y la inyección de gas a condiciones de yacimiento, este cociente debería tener un valor optimo de 100% y actualmente se encuentra en 20%; al no poder realizar la igualdad del cociente, trae como consecuencia pérdidas de reservas a nivel de yacimientos. Por esta razón, se planteó una redistribución de los volúmenes de inyección de gas actuales para lograr drenar la mayor cantidad de reservas remanentes encontradas aún en el yacimiento. Para esto se evaluó zonas prospectivas del yacimiento MER MUC 1, con el fin de distribuir de una manera eficiente la inyección de gas. El resultado fue proponer el cambio del pozo MUC 13 de productor a inyector, lo cual fue soportado por medio de evaluaciones de parámetros de integridad y tasa de inyección realizadas con WellCat y WellFlo. Se logró simular por medio de PETREL y Eclipse 300 escenarios de predicción de la inyección de gas con un caso base (condiciones actuales), teniendo como premisa que el pozo MUC 13 inyecte 40 MMPCND proveniente de las macollas 2 y 3, resultado un ganancial de 7,5 MMBN, un aumento de FVR al 100% en 1 año y aumento de 0,45% el Factor de Recobro.