Abdus Satter - Integrated Petroleum Reservoir Management-1.pdf

154

'f

Chapter 7

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CHAPTER

8

Improved Recovery Processes Métodos primarios que utilizan la energía natural del depósito (es decir, impulsión de la expansión del líquido y de la roca, impulsión del gas de la solución, impulsión de la cápsula del gas, afluencia natural del agua, y procesos de la impulsión combinados) y métodos secundarios que aumentan energía natural por la inyección de fluido Las inundaciones combinadas gas-agua) dejan de un tercio a la mitad o más del aceite original en su lugar. Esto significa que más aceite se dejará sin recuperar que ha sido o será producido por métodos primarios y secundarios. Además, con ciertos depósitos de petróleo pesado, arenas de alquitrán y esquistos de petróleo, hay recuperación insignificante por métodos primarios o secundarios. Por lo tanto, es evidente que en última instancia, se deben emplear técnicas de recuperación de oxígeno mejorado (EOR) para adquirir estos enormes recursos energéticos. Los procesos EOR incluyen todos los métodos que utilizan fuentes externas de energía y / o materiales para recuperar aceite que no se puede producir económicamente por medios convencionales. Los procesos EOR pueden clasificarse ampliamente como: l. Thermal--steamflooding, hot waterflooding, and in situ combustion. 2. Nonthermal-chemical floods, miscible floods, and gas drives. Este capítulo proporciona aspectos de la ingeniería del yacimiento de la inundación de agua y una visión general de los procesos mejorados de recuperación de petróleo. El conocimiento básico de estos métodos de recuperación y sus aplicaciones son necesarios para la gestión del embalse de sonido. Para mayor información, este capítulo también presenta una revisión de las teorías y conceptos relacionados con el flujo de fluidos en los embalses (flujo constante, flujo de estado inestable, flujo de agua natural y desplazamiento inmiscible).

WATERFLOODING La inyección de agua es el método de recuperación post-primaria más utilizado en los Estados Unidos y que contribuye sustancialmente a la producción y las reservas actuales. La tecnología de la inundación de 155 agua engloba

\, .

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156 'f Chapter 8

Improved Recovery Processes

El depósito y la ingeniería de producción.1 • 2 Los ingenieros de los depósitos son responsables del diseño del agua, la predicción del rendimiento y la determinación de reservas. Comparten responsabilidades con los ingenieros de producción para la implementación, operación y evaluación del proyecto de inundación. Esta sección presenta una revisión de aspectos de ingeniería de yacimientos de inundación de agua.

Flood Pattern Los patrones de inundación comúnmente utilizados (es decir, los arreglos de pozos de producción de inyección) se muestran en la Figura 8-1 y sus características se dan en la Tabla 8-1. También se utilizan inyectores situados alrededor de la periferia de un depósito, inyección periférica ya lo largo de la cresta de pequeños depósitos con características estructurales agudas, inyección crestal.

Reservoir Heterogeneity Los depósitos no son uniformes en sus propiedades tales como permeabilidad, porosidad, distribución de tamaño de poro, humectabilidad, saturación de agua connata y propiedades de fluido. Las variaciones pueden ser superficiales y verticales. La heterogeneidad de los embalses se atribuye a los ambientes de deposición y sucesos posteriores, así como a la naturaleza de las partículas que constituyen los sedimentos. Las prestaciones de los embalses, ya sean primarias o inundables, están fuertemente influenciadas por su heterogeneidad. Los métodos comúnmente utilizados para caracterizar la estratificación de permeabilidad vertical son:

P I d a EA

= = = = =

P/1 Regular 1 1

P/1 Inverted

2

1/2 1 2

1

1/2

1/3

3

d/a

1 1 0.866 1/2 0.866 1/2

EA,%

56 78 72

-80

number of production wells number of injection wells distance from an injector to the line connecting two producing wells distance between wells in line in regular pattern areal sweep efficiency at water breakthrough at a producing well for a water-oil mobility ratio = 1

157

FIGURE 8-1. Flood Patterns (a)

I I •

•

I I •

•

-

I

}

I

I

•

•

I I

•

Direct Une Orive

•

•

I I I

•

•

•

I I

• •

I I

• •

Five - Spot (Regular)

(H)

fI •

I

•

•

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-

I I

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(H·)

I

( b)

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I

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I

I

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I

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•

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•

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I I I I

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1

l,¡¡.: \ ..,;1

L Distribución de la capacidad de flujo (permeabilidad X espesor), que se evalúa a partir de una parcela de la capacidad acumulada frente a cumulaTABLE 8-1. Characteristics of Waterflood Patterns Pattem Direct Line Orive Staggered Line Orive 4-Spot 5-Spot 7-Spot 9-Spot

'f

.,

Seven - Spot (Regular)

(r=})

Seven - Spot (lnverted)

(r=t) (h)

158

T

Improved Recovery Processes

Chapter 8

FIGURE 8-1.

F1ood Patterns (continued)

•

(i)

I

I I I I I

•

I • I • I I I I I Nine - Spot (Regular)

(j)

I •

•

• •

(f=f)

(k)

• I • I •

•

•

•

I I I I

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•

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•

Cooperativa Leaseline lnjection

• •

• • • • • •

LeaseA

•

I • I • I

Lease B

I •

I I •

Compensatin9 Leasehne lnjection

159

De un depósito con permeabilidad en capas (véase la figura 8-2). Para una permeabilidad uniforme, la distribución de capacidad se representaría como la línea recta. La desviación de esta recta es una medida de la heterogeneidad debida a la variación de permeabilidad. 2. 2. El coeficiente de Lorenz, que se basa en la distribución de la capacidad de flujo, es una medida del contraste en la permeabilidad del caso homogéneo. Se define por la relación del área ABCA al área ADCA (véase la figura 8-2), y varía de O (uniforme) a 1 (extremadamente heterogéneo). No es una medida única de la heterogeneidad del yacimiento, ya que varios! Las diferentes distribuciones de permeabilidad pueden producir el mismo valor del coeficiente de Lorenz. 3. 3. El factor de variación de la permeabilidad de Dykstra-Parsons3 se basa en la distribución de permeabilidad normal logarítmica (ver Figura 8-3). Estadísticamente, se define como:

V= k -:_ka k

(8-1) \ '

where: k = mean permeability (i.e., permeability at 50% probability) ku= permeability at 84.1 % of the cumulative sample La variación de permeabilidad varía de A (uniforme) a 1 (extremadamente heterogénea), y se utiliza ampliamente para caracterizar la heterogeneidad del yacimiento.

Five - Spot by lnfill Drilling

Five - Spot by Well Conversion

(m)

(I)

:1111:1: • I•I•I •I• • I•I•I •I • • I•I•I•I•

• I • I • • • • • •

LeaseA

•

I • • •

Nine - Spot (lnverted)

(f=i)

;t;�;

•

• • • I • •

T

FIGURE 8-2. F1ow Ca pacity Distribution

• • • • • •

0.8

c5 z.

0.6

� 0.4

�

0.2

o.4

o.6

o.e

Cumulative Thickness, h, Fraction

1.0

T

160

Chapter 8

FIGURE 8-3.

Improved Recover y Processes

Permeability Variation

FIGURE 8-4.

Permeability Variation

100

T

161

Oil Displacement by Waterflood

A. Areal Displacement of Top Layer

• -�

"Unswept" Area

V=�

A

A'

t_

10.1

•0495

� 10 CD

E :;;

j

% o! Total Sample Having Higher Permeability 1 JoLt� 0-'.1'--�..L-��-:'::10,.....-::2�0 _._-:'::_._6�0,-'---::8'::-0�90,---=:95:--::�99 98 40

..

Mobility Ratio

M

Aw in the water contaded partion A.0 in the oil bank

(8-2)

B. Vertical Displacement (crossection A-A')

Water

Oil & ater r

t

where:

A. k,

µ w,o

'

'1 •

\,\; \, ·,

Mobility ratio is defined as

mobility = k/µ relative permeability viscosity, cp subscripts denoting oil and water, respectively

1---'-'--=-=.;.;.;.,,;...;...;.,i

Las permeabilidades relativas son para dos regiones diferentes y separadas en el depósito. Craig1 sugirió calcular la relación de movilidad antes de la penetración de agua (es decir, krw a la saturación media de agua en la región barrida) y k10 en la zona no barrida. Recovery Efficiency La eficiencia global de recuperación de la corriente de agua viene dada por (ver Figura 8-4): (8-3)

Water Oil

a;

I

, I 1 , ' 1 I

I

"'d.

I

I

After Flood (Swept Area)

Water

t

"Swept " Zone 1-:.:..:..:..:.�.:..:.-.:.�t::::n-- "Unswept" Zone ....... . .. .. ...... .. ..

1

,

I

f

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\ \

\ \

�Water Rock �Oil Before Flood (Unswept Area)

,,\... 1'' f' '

,, \ 1

IJ-.. �

162

T

Ch apter 8

Improved Recovery Processes

where:

FIGURE 8-5.

ER = overall recovery efficiency, fraction or percent = displacement efficiency within the volume swept by water, fraction, or percent Ev = volumetric sweep efficiency, fraction or percent of the reser­ voir volume actually swept by water,

Experimental Waterflood Performance

Jrom Trans. AIME, 1955.5)

T

163

(Copyright © 1955, SPE,

E0

La eficiencia de desplazamiento (Ecuaciones D-17 y D-18 en el Apéndice D) está influenciada por las propiedades de las rocas y los fluidos, y el rendimiento (volúmenes de poros inyectados). Puede ser determinado por (1) inundaciones de laboratorio, (2) teoría de avance frontal, y (3) correlaciones empíricas. El método preferido para la obtención de Sor y E0 es la utilización de núcleos de núcleos de laboratorio, idealmente utilizando núcleos de formación representativos y fluidos de reservorio reales. La teoría del flujo fraccional4 (véanse las ecuaciones D-12 a D-18 en el Apéndice D) puede usarse para estimar Sor y E0 , Pero requiere curvas de permeabilidad relativa agua-aceite medidas. Alternativamente, también se pueden usar correlaciones empíricas tales como Croes y Schwarz5 basadas en los resultados de los flujos de agua de laboratorio (ver Figura 8-5).

700

�i--�--t-�---ti'Cff-'1'tlt:f:;111'f't-tff:.-/Jl:=:�P'/rj.�{ffft+t/ �1-------l r-600t-----+---+----!I

SOO¡------t----1---t, 1 (desfavorable), y disminuye si M 1-, ,

1

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'

1 70

T

Improved Recovery Processes

Chapter 8

FIGURE 8-14. Oil

Primary Followed byWaterflood, Gas-Oil Ratio vs. Cumulative

FIGURE 8-16. Solutions

T

171

Comparison of Simulation and Classical Pattern Waterflood

50 45

m

4000

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5 � o

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o

-a:� O

3000

2000

O

•: •: •: •: •:

25

O 6X6X3, KZ=O e 6X6X3, KZ>O t. Stiles .6. Dykstra Parsons OCGM • Prats

20 15 10

Water lnjected, PV

2 O Cumulative Oil, MSTB

Primary Followed by Waterflood, Water-Oil Ratio vs. Cumula­

less total water injection than the other methods. Less water injection translates into shorter project lif e and favorable economics.

ENHANCED OIL RECOVERY PROCESSES

30

en *6x6x1 o 6x6x3, kz=O O 6x6x3,_ kz>O

en

a:

30

o +---'--,1.+---+---+---+--4----1----lf---�----I 0.00 0.15 0.30 0.45 0.60 0.75 0.90 1.05 1.20 1.35 1.50

40-------------------,

o

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35

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FIGURE 8-15. tive Oil

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40

20

10

Cumulative Oil, MSTB

Durante las últimas cuatro décadas, la industria del petróleo se ha dedicado a la investigación y desarrollo de varios procesos de recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) necesarios para producir petróleo dejado por métodos convencionales. En general, los procesos convencionales dejan atrás de un tercio a la mitad del aceite original en el lugar. Además, la mayoría de los 300.000 millones de barriles o más de recursos de hidrocarburos en los Estados Unidos no es recuperable por métodos convencionales. La explotación de esta enorme fuente de energía sin explotar es el mayor desafío que enfrenta la industria petrolera. Conventional methods of recovering crude oil include: • • Métodos primarios que usan energía natural del reservorio (es decir, unidad de expansión de líquido y roca, impulsión de gas en solución, accionamiento de tapón de gas, flujo de agua natural y procesos de accionamiento de combinación). • • Métodos secundarios que aumentan la energía natural mediante inyección de fluido (es decir, inundaciones combinadas de gas, agua y gas-agua). Hay básicamente tres factores físicos que conducen a la alta saturación de aceite restante después de la recuperación primaria y secundaria:

172

T

Chapter 8

�ºº�

l. High oil viscosity. 2. lnterfacial forces. 3. Reservoir heterogeneity.

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10

(1) "O

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1.0

' 0.1 .______.____.._____.____.____;;:::::..,_._____. o 200 400 600

Temperatura, ºF

La práctica normal del steamflooding es preceder y acompañar la impulsión del vapor por una estimulación cíclica del vapor de los pozos productores. Steamflooding se utiliza rutinariamente sobre una base comercial. Incluyendo el proceso de estimulación de vapor, hubo 117 proyectos de vapor en curso en los Estados Unidos en 1992. Alrededor de 454.000 BO / D, o el 60% de todo el petróleo EOR fue producido por la estimulación de vapor y steamflooding. En los Estados Unidos, la mayoría de las aplicaciones de campo se han producido en California, donde muchos de los reservorios bajos y saturados de petróleo son buenos candidatos para la recuperación térmica. Estos depósitos contienen aceites crudos de alta viscosidad.

\

188

T

Improved Recovery Processes

Chapter 8

FIGURE 8-20.

l

1

A

1

1

e

-- OI STANCE FROM

i,j a: ::,

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400

1

1

1 1 1

1

1

o

1 1

1

189

Forward Combustion Process

WELL

1

1

1

1 1 1 e 1 1 1 1 1

1

::-

FIGURE 8-21.

Regions of a Linear Steam Flood Process

T

PROOUCTION WELL

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IGNITOR

1

1

INJECTION WELL ---

'

PATH OF BURNING FRONT

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200

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TEMPERATURE OISTRIBUTION

80

COMBUSTION TEMPERATURE

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RESERVOIR TEMPERATURE

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E.

STEAM ZONE SOLVENT BANK } HOT CONOENSATE ZONE HOT WATER BANK OIL BANK - COLO CONOENSATE ZONE RESERVOIR FLUIOS

In-Situ Combustion La combustión in situ o la inyección de fuego implica iniciar un incendio en el depósito e inyectar aire para sostener la combustión de una parte del petróleo crudo (ver Tabla 8-7). La técnica más común es la combustión directa (Figura 8-21). Una de las variaciones de esta técnica es una combinación de combustión directa y inundación de agua (COFCAW), y una segunda técnica es la combustión inversa. En este proceso, que utiliza el aire y el agua, que son los líquidos más baratos y más abundantes del mundo para la inyección, una cantidad significativa de petróleo crudo se quema (aproximadamente 10% del OOIP) para generar calor. El

Los extremos más ligeros del aceite se llevan adelante por delante de la zona quemada mejorando el petróleo crudo, mientras que los extremos pesados del petróleo crudo se queman. Se genera calor dentro de una zona de combustión º a una temperatura muy alta, aproximadamente 600ºC. Como resultado de la combustión del petróleo crudo, se producen grandes volúmenes de gas de combustión. Por lo tanto, la corrosión es un problema importante en este proceso. Más de 100 incendios han sido conducidos en el mundo; Sin embargo, no ha habido muchos éxitos. Hubo ocho procesos de combustión en curso en los Estados Unidos en 1992, produciendo alrededor de 4.700 BO / D. Siete de éstos parecen ser exitosos o prometedores, mientras que uno es desalentador en este momento.

CHEMICAL METHODS 14 Los procesos químicos de inundación produjeron sólo una cantidad muy pequeña (