MODULO INYECCION DE AGUA.pdf

Modulo V: INYECCIÓN Msc. Ing Roger Ramirez

CONTENIDO

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1. CONTENIDO DEL MODULO •

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

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INYECCIÓN DE AGUA

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TEORÍA DEL DESPLAZAMIENTO FRONTAL PILOTOS Y PATRONES DE INYECCIÓN

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PROBLEMAS ASOCIADOS A LA INYECCIÓN DE AGUA

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CONTENIDO •

1. CONTENIDO •

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO  Clasificación de reservorios  Porosidad  Permeabilidad  Compresibilidad  Movilidad  Mojabilidad  Presión Capilar  Saturacion

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO •

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Las propiedades de las rocas reservorios con respecto a los fluidos contenidos, y a ser inyectados, dentro de las mismas, son importantes cuando caracterizamos un reservorio en términos de reservas y movilidad de los fluidos. El proceso de lograr una descripción del reservorio, involucra usar una gran cantidad de datos de diferentes fuentes. Se logra una descripción mas completa y confiable cuando es el resultado de un proceso que usa la máxima cantidad posible de datos de diferentes fuentes, lo cual se conoce en la literatura como “Integración de datos”. •

Datos Dinámicos

•

Datos Estáticos

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO •

Con el fin de contener suficiente petróleo crudo o gas natural para hacer la producción comercialmente viable o rentable, una roca reservorio debe exceder una mínima •

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•

•

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Porosidad, Espesor Permeabilidad Área y net pay otros

Con el fin de extraer los fluidos de la roca, la misma debe ser suficientemente permeable y con suficiente porosidad efectiva

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO • • • • • • • • • •

ROUTINE CORE ANALYSIS TEST 1. POROSIDAD 2. PERMEABILIDAD 3. SATURACION SPECIAL TEST 4. PRESION DE RESERVORIO 5. COMPRESIBILIDAD

6. PRESIONCAPILAR 7. MOJABILIDAD 8. TENSION SUPERFICIAL E INTERFACIAL

CLASIFICACIÓN DE RESERVORIOS

Fundamentos de Ingeniería de Reservorios - F. H. Escobar

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PROPIEDADES DEL RESERVORIO

POROSIDAD Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos.

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

POROSIDAD •

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La porosidad de una roca es la medida de un volumen capaz de almacenar fluido. La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Matemáticamente:

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

POROSIDAD •

Porosidad absoluta:

Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca este o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Porosidad Efectiva •

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre otros. FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

POROSIDAD

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

POROSIDAD

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

POROSIDAD

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PERMEABILIDAD •

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PERMEABILIDAD La permeabilidad es la propiedad de la roca y capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. la permeabilidad es una propiedad muy importante de la roca ya que controla el movimiento de los fluidos en la formación.

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PERMEABILIDAD o

PERMEABILIDAD ABSOLUTA

o

PERMEABILIDAD EFECTIVA

o

PERMEABILIDAD RELATIVA

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PERMEABILIDAD

Mediciones de registros •

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Se puede estimar la permeabilidad mediante registros a través de mediciones indirectas a presión y temperatura de reservorio. – WFT: Mediciones a varios niveles de profundidad, creando perfiles de permeabilidad continuos. Permite determinar la relación Kv/Kh y el componentes de permeabilidad horizontal. – NMR: Utiliza el

principio de Relajación de Pared.

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PERMEABILIDAD

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PERMEABILIDAD

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PERMEABILIDAD

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

COMPRESIBILIDAD

COMPRESIBILIDAD Es el cambio fraccional en volumen por cambio de unidad en la presión 1. Cálculo de porosidad 2. Cálculo de volumen 3. Entendimiento del mecanismo

de empuje del reservorio 4. Para reservorios anormalmente presurizado FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

MOVILIDAD

MOVILIDAD

Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

MOVILIDAD En un proceso de flujo multifásico, existe relación entre las movilidades de los fluidos, a esto se le conoce como relación de movilidad, M, normalmente se expresa como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado (algunos autores consideran la definición contraria). Si el fluido desplazante es agua

Si M < 1, significa que el crudo se mueve más fácilmente que el agua, si M = 1 significa que ambos fluidos tienen igual movilidad y si M > 1, significa que el agua es muy móvil con respecto al crudo. FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

MOJABILIDAD

MOJABILIDAD El concepto de mojabilidad se refiere a la interacción de un solido y un fluido (liquido o gas) y esta definido como la habilidad o capacidad de la fase de un fluido (liquido) para adherirse o esparcirse preferencialmente sobre una superficie sólida en presencia de otra segunda fase o fluido inmiscible. •

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Mojable al agua. Mojable al petróleo. Mojabilidad intermedia FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

MOJABILIDAD Geológicamente el agua es mojable. El grado de mojabilidad está relacionado de la siguiente forma: Gas < Oil < Agua. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, el ángulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama ángulo de contacto. •

Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua

•

si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite.

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

MOJABILIDAD

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

MOJABILIDAD

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PRESIÓN CAPILAR PRESIÓN CAPILAR

La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presión entre las fases no mojante y mojante.

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

PRESIÓN CAPILAR

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

SATURACIÓN

Saturación Es definida como la fracción o porcentaje del volumen poral ocupado por un fluido (petróleo, gas o agua) en particular o es el volumen relativo de fluidos en un medio poroso. Se expresa matemáticamente:

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

CONTROL PARCIAL

CONTENIDO

DIA 2 – INYECCIÓN DE AGUA •

1. CONTENIDO DEL MODULO •

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

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INYECCIÓN DE AGUA

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TEORÍA DEL DESPLAZAMIENTO FRONTAL PILOTOS Y PATRONES DE INYECCIÓN

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PROBLEMAS ASOCIADOS A LA INYECCIÓN DE AGUA

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Historia La inyección de agua como un método de recuperación secundaria se descubrió accidentalmente en el año 1870, en la ciudad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, cuando una fuga en una formación acuífera redujo la producción del pozo afectado, pero aumentó la producción de los pozos vecinos. Hoy en día es el principal y más conocido de los métodos convencionales de recuperación secundaria de aceite, habiéndose constituido hasta esta fecha en el proceso que más ha contribuido a la recuperación extra de petroleo. Se caracteriza por la eficiencia del agua para desplazara los hidrocarburos del medio que invade, y porque aumentará pidamente la presión del yacimiento.

CONTENIDO

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1. CONTENIDO •

INYECCIÓN DE AGUA  Etapas

de recuperación

 Mecanismos de empuje  Tipos y etapas del proceso de inyección  Definiciones  Factor de Recobro

INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS DE RECUPERACIÓN

TIPOS DE RECUPERACIÓN

 RECUPERACION

PRIMARIA

 RECUPERACION SECUNDARIA O INYECCIÓN DE AGUA  RECUÉRACION

TERCIARIA O MEJORADA

INYECCIÓN DE AGUA

ETAPAS DE RECUPERACION

RECUPERACION PRIMARIA La producción de petróleo crudo y gas natural requiere energía, y en ese sentido, el gas y agua presente en los reservorios, como las dos fuentes principales de energía, coadyuvan al movimiento de petróleo crudo y gas natural dentro del sistema de producción. Las características de comportamiento general reservorios productores es ampliamente dependiente de losdetipos de energía disponible para mover los fluidos dentro del reservorio. INYECCIÓN DE AGUA

ETAPAS DE RECUPERACION

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

MECANISMOS DE EMPUJE Para comprender apropiadamente el comportamiento del reservorio y predecir el desempeño futuro, es necesario tener conocimiento de los mecanismos de empuje que controlan el comportamiento de los fluidos en el reservorio, ya que el desempeño global de los reservorios está

ampliamente influenciado por la naturaleza de la energía

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE TIPOS DE MECANISMO DE EMPUJE  EMPUJE CON AGUA O ACUIFERO  EMPUJE

POR GAS EN SOLUCIÓN

 EXPANSIÓN

DE LAS ROCAS Y DE LOS FLUIDOS

 EMPUJE POR CAPA DE GAS  DRENAJE

POR GRAVEDAD

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE EMPUJE CON AGUA O ACUIFERO

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

La geología del yacimiento, la heterogeneidad, la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de recobro. Los datos de la extensión y su capacidad energética no se conocen hasta que se tienen datos de producción primaria

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

EMPUJE POR GAS EN SOLUCION Cuando la presión del yacimiento disminuye, debido a la extracción de fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza al petróleo hacia los pozos productores.

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

EXPANSION DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar el petróleo a al presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbuja. Entonces este empuje por gas en solución se transforma en al fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

EMPUJE POR CAPA DE GAS Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, existe una cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, esto provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen del yacimiento, de manera que el petróleo se desplaza por el empuje de capa de gas ayudado

por el drenaje por gravedad

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

DRENAJE POR GRAVEDAD El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento.

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

RESERVORIO VOLUMENTRICO DE GAS Tipos de reservorio Reservorio de gas sin acuífero Principales fuentes de energía Expansión de gas srcinal del reservorio Expansión roca y fluidos (sobrepresurizados) Características Presión declina lenta No existe producción de agua Vida productiva larga •

• •

• • •

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE RESERVORIO DE GAS POR ACUIFERO

Tipo de reservorio Comunicación con Acuífero Principales fuentes de energía del reservorio Influjo de acuífero Expansión del gas srcinal del reservorio Características •

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• •

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Presión declinade mas quepuede en reservorios volumétricos La producción agua empezar temprana e incrementa con el tiempo Vida productiva incrementa con el control de agua INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

RECUPERACIÓN DE GAS

Reservorio volumétrico de gas Baja presión de Abandono Acuífero Acuífero Grande •

•

•

Pequeño grado de heterogeneidad y estratigráfico del reservorio INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

Monitoreo continuo de la presión

INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE

Monitoreo continuo de la presión

INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION

RECUPERACION SECUNDARIA – INYECCIÓN DE AGUA •

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Las fuezas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo como mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente se han complementado mediante la inyección de como proceso secundario de recobro final TIPO DE INYECCION

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes. INYECCION PERIFERICA O EXTREMA •

•

INYECCION EN ARREGLOS O DISPERSA INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTREMA

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo en los flancos del yacimiento.

INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTREMA CARACTERISTICAS

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo VENTAJAS

1. Se utilizan pocos pozos. 2. No se requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se puede usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tiene pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.

INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION

3. No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua 4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.

INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION

DESVENTAJAS 1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. 2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión. 3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos. 4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. 5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo. INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION

INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores.

INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION CARACTERISTICAS

1. La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (K) de la porosidad (Ѳ) y del numero y posición de los pozos existentes. 2. Se emplea particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores o se perforan pozos inyectores interespaciados.

INYECCIÓN DE AGUA

VENTAJAS

1. Produce una invasión mas rápida en yacimientos homogéneos, de bajo buzamiento y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos debido que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.

2. 3. 4. 5. 6. 7.

Rápida respuesta del yacimiento. Elevadas eficientes de barrido areal. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. Disminuye el efecto negativo de la heterogeneidad sobre el recobro. Rápida respuesta en presiones El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.

DESVENTAJAS

TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION

1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión debido al alto numero de pozos inyectores. 2. Es riesgosa. 3. Existe un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos.

INYECCIÓN DE AGUA

CONTROL PARCIAL - 2

CONTENIDO

DIA 3 – INYECCIÓN DE AGUA •

1. CONTENIDO DEL MODULO •

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

•

INYECCIÓN DE AGUA

•

TEORÍA DEL DESPLAZAMIENTO FRONTAL

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PILOTOS Y PATRONES DE INYECCIÓN

•

PROBLEMAS ASOCIADOS A LA INYECCIÓN DE AGUA

MOVILIDAD

DEFINICIONES

Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido. Relación de Movilidad Relación entre el fluido desplazarte sobre el desplazado •

Si M< 1: El crudo se mueve facilmente con respecto al agua Si M>1: El agua es muy movible con respecto al petroleo

INYECCIÓN DE AGUA

RELACION DE MOVILIDAD

DEFINICIONES

RELACION DE MOVILIDAD •

•

Definición Matemática:

Terminología en la inyección de agua

INYECCIÓN DE AGUA

RELACION DE MOVILIDAD

DEFINICIONES

INYECCIÓN DE AGUA

RELACION DE MOVILIDAD

DEFINICIONES

•

INYECCIÓN DE AGUA

DRENAJE, IMBIBICION E HISTERISIS

DEFINICIONES

DRENAJE, IMBIBICION E HISTÉRISIS DRENAJE: •

•

Es la disminución de la fase mojante El desplazamiento de agua por petróleo es un proceso de drenaje.

IMBIBICIÓN: •

•

Es el aumento de la fase mojante El desplazamiento de petróleo por agua es un proceso de imbibición

INYECCIÓN DE AGUA

DRENAJE, IMBIBICION E HISTERISIS

DEFINICIONES

INYECCIÓN DE AGUA

DRENAJE, IMBIBICION E HISTERISIS

DEFINICIONES

INYECCIÓN DE AGUA

DRENAJE, IMBIBICION E HISTERISIS

DEFINICIONES

INYECCIÓN DE AGUA

SATURACION

DEFINICIONES

SATURACIÓN SATURACION CRITICA, Soc

Para que la fase del fluido fluya, la saturación del petróleo debe exceder un cierto valor, el cual es denominado Saturación critica. SATUACIÓN RESIDUAL, Sor

Es el porcentaje de liquido que no puede ser producido en las etapas de recuperación. Asociado usualmente con la fase no mojante cuando es desplazado por la fase mojante INYECCIÓN DE AGUA

EXPOSICIÓN

1) Método de Buckley – Leverett 2) Método Dykstra Parsons 3) Método Stiles 4) Método de Graig, Geffen y Morse

SATURACION

DEFINICIONES

 Permeabilidad vertical considerable  Espesor del reservorio pequeño  Amplia diferencia entre la densidad del fluido inyectado y

desplazoso  Fuerza capilar elevada  Viscosidad baja del fluido  Tasas de inyección bajas INYECCIÓN DE AGUA

Desplazamiento de fluidos inmiscibles •

El petróleo no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros del yacimiento en los cuales se encuentra, mas bien sale por empuje de un fluido como el agua.

TIPOS DE DESPLAZAMIENTO

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PISTON SIN FUGA

•

PISTON CON FUGA

MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO •

•

El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no continuo, debido a que la saturación de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios en las permeabilidades relativas, en las presiones y las viscosidades de las fases. El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua en un yacimiento homogéneo, se puede presentar en cuatro etapas que son.

•

•

•

•

CONDICIONES INICIALES (ANTES DE LA INYECCION) LA INVASION LA RUPTURA DE AGUA POSTERIOR A LA RUPTURA

1. CONDICIONES INICIALES ANTES DE LA INVACIÓN

2. INVACIÓN A UN DETERMINADO TIEMPO •

El comienzo de la inyección de agua esta acompañado por un aumento de la presión en el yacimiento, que es mayor al rededor de los pozos inyectores y declina hacia los pozos productores.

3. LLENE Todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petroleo. A esto se denomina “LLENE” y para lograrlo la acumulación de agua por inyectada debe ser al volumen del espacio ocupado el gas móvil en igual el yacimiento.

4. RUPTURA

5. POSTERIOR A LA RUPTURA •

Durante esta etapa, la producción de agua aumenta a expensas de la producción de petróleo. El recobro gradual del petróleo detrás del frente se obtiene solamente con la circulación de grandes volúmenes de agua.

EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO DE PETROLEO POR AGUA •

En este capitulo trataremos la eficiencia de desplazamiento de petroleo. Este termino se refiere a la porción de petróleo in situ, que el agua desplaza de un volumen unitario de yacimiento.

TEORIA DEL AVANCE FRONTAL •

ECUACIÓN DEL FLUJO FRACCIONAL- LEVERETT (1941)

•

A partir de a ley de darcy para el agua y petroleo

SATURACION

DEFINICIONES

Velocidad Superficial o flujo fraccional de manera simplificada para formaciones Horizontales

INYECCIÓN DE AGUA

SATURACION RESIDUAL

DEFINICIONES EJERCICIO

Es inyectado agua a un core horizontal para desplazar el petróleo, con los datos de Sw, Krw y Kro tomados del core, determinar la relación de movilidad, curvas del flujo fraccional para los tres casos,

INYECCIÓN DE AGUA

Efecto del Buzamiento

ECUACION DE AVANCE FRONTAL •

Derivado de Balance de materia

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Caudal que entra – caudal que sale

•

•

No hay transferencia de masas entre facies Las fases son incompresibles

DIA 4

FUERZAS QUE CONTROLAN EL FLUJO FRACCIONAL DEL AGUA •

EFECTO DEL ANGULO DE BUZAMIENTO

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FUERZAS CAPILARES

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MOJABILIDAD

•

•

FUERZAS GRAVITACIONALES TASA DE INYECCION

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FUERZAS VISCOSAS

MOJABILIDAD

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

PRESION CAPILAR

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

PRESION CAPILAR

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

ANGULO DE BUZAMIENTO

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

TASA DE INYECCION

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

VISCOCIDAD

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

WOR - RESERVORIO

FLUJO FRACCIONAL

RELACION AGUA PETROLEO

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

WOR - SUPERFICIE

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

WOR SUPER-WOR RESEV

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

SURFACE Fw-SURFACE WORs

FLUJO FRACCIONAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

ECUACIONES DEL AVANCE FRONTAL

DISTRIBUCION DE Sw vs L

APLICACIÓN

Donde Conocida la frente de invasión Swx puede obtenerse la distribución de saturación mediante la aplicación de de la ecuación de la velocidad de avance frontal •

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

DISTRIBUCION DE Sw vs L

•

•

APLICACIÓN

Para una saturación Sw, la cual se encontrara a una distancia X determinada, se encontrara Si juntamos las dos ecuaciones

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

DISTRIBUCION DE Sw vs L

APLICACIÓN

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

SATURACION DE AGUA PROMEDIO

APLICACIÓN

APLICACIÓN ANTES DE LA RUPTURA

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY

DIA 5 – EFICIENCIA TOTAL DE RECUPERACIÓN

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY

EFICIENCIA DEL DESPLAZAMIENTO

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY •

Un reservorio de petróleo saturado esta bajo consideración para la inyección de agua después de la perforación y su compleatacion. Se analizo los CORES y se determino la saturación inicial y residual del petróleo que son 70% y 35% respectivamente. Calcular la eficiencia del desplazamiento cuando la saturación del petróleo reducido a del 65,60,55,50 35%,durante asumiendo el factor es Volumétrico petróleo hasta constante todo el periodo de inyección. TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY

EFICIENCIA AREAL

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY •

• •

SELECCIÓN DEL TIPO DE ARREGLO

Periferia Dispersa Convertir los pozos productores en inyectores Perforar pozos Infill • •

•

FACTORES A CONSIDERAR • • • • • •

Heterogeneidad del reservorio y K direccional Dirección de las fracturas en la formación Disponibilidad del fluido desplazante Anticipar la vida de la invasión Recuperación máxima de petroleo Espaciamiento de pozos, productores e inyectores

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

METODOS PARA EL ANALISIS DE BARRIDO AREAL •

ANTES DE LA RUPTURA

•

DURANTE LA RUPTURA

•

DESPUES DE LA RUPTURA

1. FASE ANTES DE LA RUPTURA

2. EFICIENCIA EN LA RUPTURA

3. EFICIENCIA DESPUES DE LA RUPTURA

EJERCICIOS

•

•

•

CALCULOS INICIALES CALCULO DEL RENDIMIENTO DE RECUPERACION EN LA ROPTURA CALCULO DEL RENDIMIENTO DE RECUPERACION DESPUES DE LA ROPTURA

PASO 1 CALCULO INICIAL

PASO 2. GRAFICA Fw vs Sw

PASO 3. Determinar las K relativa al punto del corte

PASO 4. Calculo de la movilidad

PASO 5. Calculo de la eficiencia Areal

RECUPERACION EN LA RUPTURA •

•

PASO 1. Calcular

PASO 2. Calculo de la acumulación del agua inyectada en la roptura.

•

PASO 3. Calculo del tiempo de ruptura

•

PASO 4. Calculo de la eficiencia de desplazamiento en la roptura

•

PASO 5. Calculo de la Producción de petroleo acumulado al momento de la ruptura

•

PASO 6. CALCULO DE WOR SUPERFICIE

FASE 3. DESPUES DE LA RUPTURA

EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL •

DEPENDE •

•

Del radio de movilidad Volumen total inyectado

METODOS PARA CALCULAR EV •

Metodo de Stile

•

Metodo Dykstra - Parson

Metodo Stile

Metodo Dikstra

CONTENIDO

•

1. CONTENIDO DEL MODULO – DIA 6 •

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO

•

INYECCIÓN DE AGUA

•

TEORÍA DEL DESPLAZAMIENTO FRONTAL PILOTOS Y PATRONES DE INYECCIÓN

•

PROBLEMAS ASOCIADOS A LA INYECCIÓN DE AGUA

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Inyección piloto de agua Económicamente, una operación piloto es una herramienta deseable para estimar el comportamiento del campo. Limitaciones Piloto pequeño: Aumente las probabilidades de localizarlo en una parte no representativa del yacimiento. Pozos dañados: Sus efectos serán mas pronunciados con un numero reducido de pozos. Las perdidas de petróleo por migración de un solo arreglo piloto, pueden resultar de •

•

•

•

•

una recuperación piloto a escala estimada mas baja que la que podría lograrse con una inyección El agua inyectada puede perderse fuera del área piloto indicando necesidades de inyección de agua mas elevadas que para una inyección en mayor escala.

INFORMACION QUE SE PUEDE TENER DE LOS POZOS PILOTOS •

•

•

El objetivo principal es determinar si se forma un banco de petroleo o no en una zona de mayor saturación. Cuando se tiene una indicación positiva, se realiza un proyecto de inyección de agua a una escala mayor. Se realiza un estudio de tipos de arrglos •

Arreglo de 5

•

Arreglo 9

•

Otros – combinado (Previo análisis)

DISEÑO DE UNA INYECCION PILOTO •

•

OBJETIVO 1: Si el objetivo es obtener una indicación de volumen substancial, cualquier modelo de inyección es valido. OBJETIVO 2: Si el objetivo es la estimación de petróleo recuperable mediante la inyección de agua, se debe considerar. •

1. Estar localizado en una porción del yacimiento que sea representativa de la saturación de petroleo, la permeabilidad y heterogeneidad del resto del yacimiento

•

2. estar compuesto de un arreglo sencillo o multiple de cinco pozos, con los

•

productores estimulados. 3. tener gastos de inyección para cada pozo inyector, proporcionales al productor de la porosidad por el espesor productor neto del áreas que rodean a cada inyector.

PROBLEMAS ASOCIADOS Y CONCIDERACIONES PRACTICAS •

1. TIEMPO OPTIMO PARA EL INICIO DE UN PROCESO DE INYECCION DE FLUIDOS •

Mecanismos de producción

•

Presión inicial

•

•

Presencia de tamaño de acuíferos y capa de gas. Propiedades de los fluidos

•

Presión de burbuja

•

ANALISIS DE GRAIG

Para maximizar el recobro de petróleo, la presión optima en el yacimiento a la cual se debe invadir es la del punto de burbuja. En este caso, la presión de inyección debe estar entre 200 y 300 PSI por encima de la presión de burbuja. VENTAJAS /DESVENTAJAS •

Viscosidad

•

Factor Volumétrico

•

Relación de solubilidad

ESQUEMA DE INYECCION •

•

En yacimientos homogeneos por experiencia es factible realizar la inyección en la periferia En yacimientos Heterogeneos y baja permeabilidad, es conveniente inyectar y producir los fluidos por arreglos de pozos. •

•

Arreglos de pozos 5,7 y 9 en yacimientos con pozo buzamiento y cierto grado de heterogeneidad. Se utiliza arreglos en líneas en yacimientos inclinados, para lograr un buen frente de barrido.

PERFORACION INTERSPACIANDA

El numero optimo de pozos para desarrollar un yacimiento es proporcioanl a la cantidad de petróleo in situ. Asi los yacimientos de mayor espesor se deben desarrollar con un espaciamiento menor que los delgados. Entre mas adversa se la razón de movilidad M>1 mas pequeño debe ser el espaciamiento para incrementar la eficiencia de barrido. Yacimientos heterogéneos En yacimientos heterogéneos con grandes contrastes areales de permeabilidad, el pozo interespaciado se justifica si puede drenar un volumen grande de petróleo.

Yacimientos Uniformes La exploración con espaciado optimo solo contribuye a acelerar la producción y no aumentar las reservas o el recobro final. Yacimientos con empuje hidráulico Se requiere un adecuado numero de pozos para asegurar una buena eficiencia de barrido. Estos se traduce en un espaciado pequeño de los pozos. •

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Resultado de campo, Yacimiento carbonatos: para estos yacimientos los resultados de campo an llevado a la conclusión que la perforación en los yacimientos de carbonato incrementa económicamente las reservas de los proyectos de inyección de agua en su fase subordinada. Yacimientos Clasticos.

En estos yacimientos se puede quedar petróleo remanente potencialmente recuperable por inyección de agua, a consecuencia de la pobre continuidad de las arenas o grandes contrastes de permebilidad entre cuerpos de arena vecinos. Estas condiciones típicamente ocurren en depósitos fluviales o en combinaciones de canal – barra de desembocadura.

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PROBLEMAS OPERACIONALES

Heterogeneidad del yacimietnto Es uno de los factores por la cual muchos proyectos re inyección o recuperación mejorada fallan, por la incertidumbre que se encuentra en los yacimientos. Variación areal y vertical de la permeabilidad Fracturas naturales e inducidas Permeabilidad direccional Falta de comunicación entre los pozos de inyección y producción. •

Cuando el yacimiento es muy heterogéneo es preferible no someterlo a procesos de desplazamiento de pozo a pozo, pero si realizar estimulación de pozos productores. Si la heterogeneidad es limitada, se puede intentar inyección selectiva en las arenas mas continuas y de mejor desarrollo, y perforar pozos interespaciados.

RAZON DE MOVILIDAD Una razón de movilidad desfavorable M>1 produce: Inestabilidad viscosa del frente de invasión. Pronta irrupción del fluido desplazante en los pozos productores. Baja eficiencia de barrido Para evitar la inestabilidad viscosa se recomienda tener en cuenta los siguientes limites de viscosidad en proyectos de inyección. Para agua μo < 50-60 cp Para mejorar la razón de movilidad existen: Inyección de soluciones de polímeros Inyección de dióxido de carbono Procesos térmicos de recobro •

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SEGREGACION GRAVITACIONAL En yacimientos horizontales el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena y el gas tiende a ocupar el tope, produciéndose bajas eficiencias verticales de barrido debido a la segregación gravitacional. ALTA WOR Los problemas mas frecuentes son. Rápida declinación de la producción de los pozos Aumento de los costos del manejo de agua producida. Aumento de los problemas de deshidratación del petróleo. •

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Deterioro de ladeproductividad Arenamiento los pozos de los pozos por migración de finos. Producción de arena que deteriora las facilidades de producción. Cierre prematuro de los pozos por alta producción de agua hasta el corte de agua.

El aumento del WOR se puede controlar •

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Si la producción de agua y petróleo proviene de lentes o zonas diferentes, el tratamiento mas adecuado es taponear las zonas productoras de agua con cemento, resinas o geles de silicato. Si el agua y el petróleo provienen de la misma arena, o de zonas difíciles de distinguir cuales producen agua y cuales petróleos, es preferible usar barreras selectivas en todas las zonas por medio de polímeros hidrosolubles que bloquean la producción de agua sin afectar la producción de petróleo y gas.

PRECENCIA DE ARCILLAS •

Reducción de permeabilidad por hinchamiento y dispersión – migración de las arcillas

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Aumento de la saturación irreducible de agua

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Alteración de la respuesta de los registros eléctricos

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Declinación de las tasas de inyección y producción en proyectos de inyección de agua

FLUIDOS DE BAJA CALIDAD

Una calidad pobre del agua de inyección, produce graves problemas en los pozos los cuales requerirán constantemente trabajos costosos de reacondicionamitno tales como suabeo, limpieza, acidificación y fracturamiento limitado para mantener, a un nivel aceptable, su inyectividad. Los problemas que producen. •

Elevadas presiones de inyección

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Reducción de la eficiencia de barrido y por lo tanto del recobro de petroleo.

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Corrosión en los pozos de inyección Taponamiento de la formacion y reducción de la inyectividad.

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Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección.

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Tratamiento del agua. •

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Para remover solidos se utiliza la filtración Para prevenir la corrosión y deposición de sales metálicas, se realizan tratamientos químicos. Para reducir el contenido de crudos, se inyecta un tapon de detergente para limpiar la cara de la arena. Para eliminar lo gases corrosivos, se realiza una aireación. Para reducir las bacterias, se trata qimicamente el agua con cloro, aminas, fenol o compuestos amonicales.

Procesamiento de agua para la inyección de agua •

Tratamiento de agua para no generar problemas con el yacimiento o formación de contacto

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Planta de Tratamiento del agua

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Análisis de compatibilidad.

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Incompatibilidad entre agua de formación y agua del inyector

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Pruebas de Fall-Off test

Tratamiento de Agua •

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Fundamentos químicos Fundamentos de agua Fundamentos de inyección de agua PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE INYECCION Procesos físico – químicos previos a la inyección Tratamiento de agua para la inyección Problemas comunes PRUEBAS Y ANALSIS ANTES DE LA INYECCION Analisis de compatibilidad Pruebas Fall off Test

LA PERFECCION ES UNA PULIDA COLECCIÓN DE ERRORES MARIO BENEDETTI ( 1920-2009)