4. eficiencia de recobro

7/31/2019 4. Eficiencia de Recobro

1/66

EFICIENCIA DE RECOBRO EN

PROCESOS DE INYECCIN DE AGUA

JORGE PALMA BUSTAMANTE


2/66

INYECCIN DE AGUA


3/66

La recuperacin de petrleo debido a la inyeccin de agua se puede determinar si seconocen los siguientes factores:

Petrleo en sitio al inicio del proceso de inyeccin de agua.

Este trmino es funcin del volumen poroso a ser inundado y de la saturacin de aceite.

El volumen poroso a ser inundado es altamente dependiente de la seleccin y el uso de

los discriminadores de espesor neto, tales como los cutoff de permeabilidad y

porosidad.

Una inundacin acertada requiere de suficiente aceite presente para que se pueda

formar un banco de petrleo que puede ser desplazado a travs de la formacin hasta

los pozos productores.

Se puede realizar una prediccin exacta del funcionamiento o la interpretacin del

comportamiento de la inyeccin si se tiene la estimacin del petrleo en sitio al

comienzo de la inyeccin.

FACTORES QUE CONTROLAN

LA INYECCIN DE AGUA


4/66

La eficiencia de recobro se puede

definir como la fraccin de aceite

inicial recuperado del yacimiento. Esta

variable se puede analizar entrminos de:

La eficiencia de desplazamiento

La eficiencia de barrido areal

La eficiencia de barrido vertical.

FACTOR DE RECOBRO


5/66

La ecuacin de factor de recobro es la siguiente:

Donde:

FR = Factor de recobro, fraccin.

ED = Eficiencia de desplazamiento, fraccin.

EV = Eficiencia volumtrica, fraccin.

La eficiencia volumtrica esta definida por la

ecuacin:

Donde:

EA = Eficiencia de barrido areal, fraccin.

EI = Eficiencia de barrido vertical, fraccin.

IAV EEE

VDR EEE

Recobro Primario 10% - 15%

Recobro Secundario 10% - 20%Recobro Terciario 10% - 15%

Recobro Total 30% - 50%

Factores de Recobro Tpicos

Fuente: Exploring the frontiers of technology, Halliburton 2003

FACTOR DE RECOBRO


6/66

Eficiencia de barrido areal (EA).

Es el rea barrida por el agua

inyectada dividida por el rea del

patrn. Esta eficiencia es difcil dedeterminar slo con los datos de

campo.

Se requiere una combinacin de

estudios de campo, de

laboratorio y matemticos, para

hacer una mejor estimacin.

EFICIENCIA DE BARRIDO

AREAL


7/66

En general la EA depende de:

1. Relacin de movilidad

2. Configuracin geomtrica del patrn de

inyeccin

3. Distribucin de presin del yacimiento

4. Heterogeneidad del yacimiento

5. Volumen acumulado de agua inyectada

dentro del rea del patrn

EFICIENCIA AREAL


8/66

La movilidad es la facilidad con la cual un fluido se mueve dentro delyacimiento

desplazadafasemovilidad

edesplazantfasemovilidadM

desplazada

edesplazant

K

K

M

EFICIENCIA AREAL

Ea

M


9/66

Agua desplazando aceite

o

o

w

w

K

K

M

40

90

110 130

30

0.5

1

1.

5

2

Temperatura, F

Viscosidad,cp

Efecto de la temperatura sobre laviscosidad del agua salobre

50

60

70

80

100

120 140

150

160

170

250,000 ppm

200,000 ppm

150,000 ppm

100, 000 ppm

50,000 ppm

0 ppm

Relacin de movilidad agua-aceite

despus de ruptura:

EFECTO DE LA TEMPERATURASOBRE LA VISCOSIDAD


10/66

PATRONES DEINYECCIN

SELECCIN TIPO DEPATRN

Forma original de desarrollo del yacimiento

Viscosidad del fluido a desplazar

Permeabilidad del yacimiento

Relacin de movilidades

Estructura del yacimiento

Caractersticas geolgicas del yacimiento.


11/66

a

d

Frontera de patrn

Pozo inyector

Pozo Productor

A. Empuje en lnea directa

La eficiencia de barrido de un patrn

en lnea directa mejora as como larelacin a/d incremente.

Donde a es la distancia entre pozosadyacentes en la misma fila.

d Es la distancia entre pozos dediferente tipo

PATRONES DEINYECCIN


12/66

Frontera de patrn

Pozo inyector

Pozo Productor

a

d

B. Empuje en lnea escalonada

Es una modificacin del empuje enlnea directa donde las filas de

pozos inyectores y productores son

desplazados a la mitad de la

distancia entre pozos.

PATRONES DEINYECCIN


13/66

C. Patrn cinco puntos

Es un caso especial del empuje en

lnea escalonada donde la relacin

d/a es 0.5.

Este tipo de patrn es altamente

flexible puesto que se pueden

generar otros patrones de inyeccinsimplemente con un

reacomodamiento de la posicin de

los pozos productores. Ejemplo:

nueve puntos y nueve puntos

invertido.

PATRONES DEINYECCIN


14/66

D. Patrn nueve puntos

Este tipo de patrn es muy usado si

se requiere una alta capacidad de

inyeccin debido a la baja

permeabilidad o problemassimilares.

El nueve puntos invertido es mas

usado que el nueve puntos normal.

El patrn de nueve puntos invertido

es usado donde la inyectividad de

fluido es alta.

PATRONES DEINYECCIN


15/66

E. Patrn siete puntos

Este tipo de patrn tiene aplicacin

donde la inyectividad es baja.

Muy raras veces, un campo es

desarrollado por este tipo de

patrn.

Puede ser considerado un patrn de

lnea escalonada con una relacin

d/a de 0.866

PATRONES DEINYECCIN


16/66

EA =rea

rearea +

EVOLUCIN DE Ea


17/66

Relacin de movilidadEficienciaarealdebarridoalaruptura,

%

Patrn Normal

1 10 1000.1

40

80

120

160

92% a M= 0

200

240

Patrn Invertido

InvertidoNormal

Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrnaislado de cinco puntos

EFICIENCIA AREAL

Fuente.COBB W, Curso Waterflooding


18/66

Relacin de movilidad

Eficien

ciaarealdebarridoalaruptura,

%

1 100.1

50

60

70

80

40

90

100

Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrn de cinco puntosdesarrollado

EFICIENCIA AREAL

Fuente. COBB W, Curso Waterflooding


19/66

Relacin de movilidadEficienciaareal

debarridoalaruptura,

%

rea Patrn

1 10 1000.1

70

80

90

100

92% a M=

60

Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrn

normal de siete puntos

EFICIENCIA AREAL



20/66

Relacin de movilidad

Eficiencia

arealdebarridoala

ruptura,

% rea de Patrn

1 10 1000.1

50

60

70

80

40

90

100

Invertido

Normal

ad

Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrn en empuje

de lnea directa, d/a=1

a

EFICIENCIA AREAL



21/66

Relacin de movilidadEficienciaarealdebarridoalaruptura

,%

rea de Patrn

1 10 1000.1

50

60

70

80

40

90

100

Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrn en empuje

de lnea escalonada, d/a=1

d

a


EFICIENCIA AREAL


22/66

Este tipo de inyeccin generalmente requiere

menos pozos inyectores por productor que la

mayora de patrones de inyeccin.

Generalmente resulta en menos agua

producida que un patrn de inyeccin

geomtrico

La mayor ventaja de estos patrones es su usoen yacimientos con alto buzamiento y

variaciones de permeabilidad.

La mayor desventaja es cuando un yacimiento

tiene alta saturacin de gas.

INYECCIN PERIFRICA


23/66

Proporcionar la suficiente capacidad de inyeccin de agua para alcanzar la tasa de

aceite producida deseada.

Maximizar la recuperacin de aceite con el mnima produccin de agua

Tomar ventaja de la poca uniformidad del yacimiento, como fracturas, tendencias de

permeabilidad, buzamiento, etc.

Ser congruente con los patrones existentes y requerir un mnimo de nuevos pozos

Ser congruente con las operaciones de inyeccin de agua de otros operadores de

locaciones adyacentes

Conceda un tiempo llenado del gas dentro de un plazo razonable.

CRITERIOS DESELECCIN


24/66

Etapa 1

Zona deAgua

Zona deAceite

Zona no afectada

rre

1. Zona de Agua

2. Zona de Aceite

2

1

g

wcwbte

S

SS

r

r

Arena no afectada en el patrn

Zona deAceite

Zona deAgua

rei rei

Interferencia en los

bancos de aceite

EFECTO Sg


25/66

Etapa 2

Zona deAceite

Zona deAgua

Zona deAceite

Zona deAgua

Frente de inyeccin despus de interferenciapero antes del llenado del gas

Zona deAceite

Zona deAgua

Zona deAceite

Zona deAgua

Frente de inyeccin al llenado del gas

gpif SVW

wcwbt

g

Af SS

SE

Efectos de Re saturacin

Saturacin de aceite (zona barrida):

1-SwSaturacin de aceite (zona no barrida):1-Swc

EFECTO Sg


26/66

A

Inyector

Pwi= 1000 psiLneas de flujo

Productor

Pwf= 0 psi

B

BC

CD

E

F

D

EF

El agua inyectada y el aceite desplazadoviajan a travs de las lneas deflujo(streamlines) y stas sonperpendiculares a las lneas deisopotencial o isobricas.

Las lneas de flujo pueden ser paralelaso tangentes a otras lneas de flujo peronunca se intersectan.

Cada streamline es un pasillo de flujoindependiente

Son de diferente longitud

Se deduce que el gradiente mximo depresin y la velocidad ms alta de fluido,VA, ocurrirn a lo largo de la lnea de flujomas corta, A. adems, es claro que:

VA> VB>VC>VD>VE>VF L

PK

A

qV

EFECTO DE LA PRESIN


27/66

Fracturas

Permeabilidad direccional

Variaciones en la permeabilidad

areal

Buzamiento de la formacin

Pozos fuera del patrn

Irregularidad en el espaciamiento

de pozos

Barrido mas all de los pozos

esquina

Patrones aislados

Diagrama de barrido en un patrnaislado de cinco puntos invertido

OTROS FACTORES


28/66

Eficiencia de barrido vertical

(EI). Hay muchos factores que

afectan la eficiencia de barrido

vertical, tales como la variacin

vertical de permeabilidades

horizontales, la diferencia de

gravedad, la saturacin inicial

de gas, la presin capilar, la

relacin de movilidad, el flujo

cruzado y las tasas deinyeccin.

EFICIENCIA DE BARRIDOVERTICAL

PozoInyector

ozoInyector

PozoProductor


29/66

PozoInyector

PozoProductor

Zona Barrida

INYECCIN DE AGUA

Zona No Barrida



30/66


FACTORES QUE AFECTAN Ev1. Heterogeneidades

2. Relacin de movilidades3. Volumen de fluido inyectado

4. Flujo cruzado entre capas


31/66

K1

k2

k3

k4

k6

k5

EFECTOHETEROGENEIDADES

Cuanto ms heterogneo sea un

yacimiento, menor ser laeficiencia de barrido areal.

Mtodo de Dykstra Parsons es

utilizado para estimar la

heterogeneidad.


32/66

EFECTO RELACIN DEMOVILIDADES

desplazada

edesplazant

K

K

M

Si aumenta la relacin demovilidad, disminuye la eficienciavertical de barrido.


33/66

EFECTO VOLUMEN DEFLUIDO INYECTADO

Ev


34/66

EFECTO FLUJOCRUZADO

Fuente. PARS DE FERRER M, Inyeccin de agua y gas en yacimientos de petrleos


35/66

EFICIENCIA DE BARRIDOVOLUMTRICO

PozoInyector

PozoProductor

INYECCIN DE AGUA

EiEaEv *

Fraccin del volumenporoso total invadido.


36/66

rw iwf e

ew

w

.00707kk h p - p=

rln - 0.50

r

wq

Pe

Te

Esta frmula supone una relacin demovilidad de uno en un yacimiento sin lainfluencia de otros pozos. Por lo tanto, esbueno para la estimacin de la tasa deinyeccin inicial.

EFECTO NDICE DEINYECTIVIDAD


37/66

Segregacingravitacional

Eficienciavolumtrica

GRAVEDAD

OTROS FACTORES

TASA DE FLUJO

Fuerzas capilares

Fuerzas viscosas

Fuerzas gravitacionales


38/66

Se define como la fraccin de aceiteen sitio en la regin de barrido,desplazada por el agua de inyeccin.

Las variaciones de las propiedades

del yacimiento y de los procesos,pueden afectar la eficiencia dedesplazamiento, variables tales comofracturas, ngulo de buzamiento,saturaciones iniciales, relacin deviscosidad, diferencial de gravedad,relacin de permeabilidad relativa,presin capilar, mojabilidad y tasasde inyeccin.

EFICIENCIADESPLAZAMIENTO


39/66

EFICIENCIA DEDESPLAZAMIENTO

wi

wiD

S

orSSE

1

1

oi

oroi

DS

SSE

Eficiencia de barrido aescala microscpica

gasoaguaporcontactadopetrleodeVolumen

desplazadopetrleodeVolumenED


40/66

EFICIENCIA DEDESPLAZAMIENTO

La eficiencia de desplazamiento microscpico es afectada por lossiguientes factores:

Fuerzas de tensin superficial e interfacial

Mojabilidad

Presin Capilar

Permeabilidad Relativa


41/66

Durante el barrido de un yacimiento, la eficiencia al desplazamientocoincidira con la eficiencia en la recuperacin, ER , si hipotticamenteel fluido inyectado contactara todo elpetrleo del yacimiento

EFICIENCIA DE RECOBRO

N

NpEFR D

Asumiendo barrido volumtrico completo


42/66

En un patrn de 5 puntos, ubicado en un yacimiento maduro de arena tipo fluvial,sometido a inyeccin de agua, se proyecta recuperar 25% del OOIP, cuando elcorte de agua en el pozo productor alcanza el 95% (Inyeccin de agua acumuladade 0.75 VP).La siguiente data esta disponible:Relacin de Movilidades 1.0

Porosidad promedia 0.25Rangos de permeabilidad Bajo 15 md

Alto 500 mdPromedio 150 md

Saturacin de agua critica 0.25Saturacin de aceite residual 0.25Presin 2500 psigTemperatura 200 FEa 1

1.Est la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?2.Cul es la principal causa de la baja eficiencia de recobro?3.Cules son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de recobro?

EJERCICIO

C C O


43/66

Evaluar como si todo el petrleo mvil se desplazara.

EJERCICIO

oi

oroiD

S

SSE

75.0

25.075.0 DE

67.0DE

EJERCICIO


44/66

Est la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?No 25% es mucho ms bajo que el mximo nivel de ED de 67%.El factor de recobro es mucho ms bajo en comparacin con la eficiencia dedesplazamiento para remover todo el fluido mvil posible.

Cul es la principal causa de la baja eficiencia de recobro?Los valores de EA y ED estn acordes, luego la razn estara en una bajaeficiencia vertical, cuyas posibles causas son: contrastes de Kh, flujo cruzado,intercalaciones, fuerzas capilares y viscosas.

Cules son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de

recobro?Perforacin in fill:mejorar el barrido vertical.Seleccin de programas de inyeccin (SIP): escoger estratos continuos yconectados.Seleccin de programas de produccin (SPP): zonas con buena eficiencia debarrido.

EJERCICIO


45/66

Donde:

ND = Petrleo desplazado debido alproceso de inyeccin.

N = Petrleo en sitio al inicio del

proceso.FR = Factor de recobro, fraccin.

RD ENN

ACEITE DESPLAZADO


46/66

Saturacin de fluidos al inicio del proceso, So, Sor, Swc y Sg.

Volumen poroso a ser inundado, Vp.

Grano

Swc

Sor

SoSg

Grano

Total

Petrleo

oV

VS

Total

Soror

V

VS

Total

Swcwc

V

VS

Total

gas

gV

VS

GranoTPoroso VVV

FACTORES AFECTANDOEN INYECCIN DE AGUA

FACTORES AFECTANDO


47/66

Viscosidad de aceite uo y agua uw.

Permeabilidad efectiva al aceite, ko@Swir.

Permeabilidad relativa al agua y al aceite, Krw y Kro.

Estratificacin del yacimiento y Patrones de inyeccin.

Distribucin de presin entre el pozo inyector y productor.

Tasa de inyeccin.

Factor volumtrico del petrleo.

Lmite econmico.

FACTORES AFECTANDOEN INYECCIN DE AGUA


48/66

El recobro mximo de aceite en la combinacin de la produccin primaria ysecundaria ocurre cuando el proceso se inicia en o cerca de la presin deburbuja.

Cuando la inyeccin de agua comienza, al mismo tiempo del inicio de laproduccin del yacimiento (cuando la presin del reservorio est en un nivelalto), se refiere con frecuencia a un proyecto de mantenimiento de presin.

Por otro lado, si la inyeccin de agua comienza en un momento en el cual lapresin del yacimiento a declinado a un nivel bajo debido al agotamiento

primario, el proceso de inyeccin es generalmente conocido como un procesode inundacin con agua.

En ambos casos, el agua inyectada desplaza el aceite y es un proceso dedesplazamiento dinmico.

DESPLAZAMIENTO OMANTENIMIENTO DE PRESIN


49/66

Donde el volumen de aceite en el yacimiento puede ser estimado:

YtoPorosoVolumen

YtoAceiteVolumenSo

oppob

BNNYtoAceiteVolumen

OOIP a la Presin de Burbuja, STBobN

oB Factor volumtrico de Formacin a la Presin actual RB/STB.

ppN Produccin de Aceite entre Pb y la Presin de Yto, STB

Determinacin de la saturacin de aceite al inicio de la inyeccin.

La saturacin de aceite promedio durante cualquier instante del periodo deproduccin primaria puede ser determinado con la siguiente ecuacin:

1

2

SATURACIN DE ACEITE


50/66

ob

cwp

obB

SVN

)0.1(

El volumen poroso en el yacimiento se calcula a partir de un balance de materiavolumtrico.

Despejando se obtiene:

)0.1(cw

obobp

S

BNV

3

Factor volumtrico del petrleo a la presin de burbuja RB/STB.obB

wcS Saturacin de agua connata


51/66

SwcBob

Bo

Nob

NppSo

11

Se sustituyen las ecuaciones 2 y 3 en la ecuacin 1 para obtener:

wc

obob

oppob

o

S

BN

BNNS

1

)(

Organizando trminos se obtiene:

C C O


52/66

Un yacimiento es candidato para la inyeccin de agua.

El factor de recobro es 12%. La saturacin de agua connata es 36% y FactorVolumtrico de formacin (Bo) a Pb es 1.35 RB/STB y 1.05 RB/STB a la presinactual . Determine la Saturacin de aceite a Pb y la saturacin de aceite a lapresin actual.

EJERCICIO


53/66

Saturacin de gas:

owcg SSS 0.1

438.036.00.1 gS

202.0gS

)36.00.1(35.1 05.112.00.1

So

438.0So

A la Pb, no hay gas libre en la zona de aceite

La saturacin de aceite actual se determina:

)0.1(0.1 wcob

o

ob

ppS

B

B

N

NSo

64.036.00.10.1 wcSSo

FILL UP


54/66

El fillup es el momento en el cual el volumen de gas libre esdesplazado por el agua inyectada, entonces, la saturacin de gas sehace cero, en esta etapa el agua llena el espacio antes ocupado porel gas y an no ha ocurrido produccin por mtodo secundario.

GAS

PETRLEO

AGUA

P. INYECTOR

P. PRODUCTOR

FILL UP


55/66

La tcnica usada para calcular el cutoff de

permeabilidad se basa en el mtodo del tiempofillup. w

if

f i

W

t

glayerif SAhw *7758

Wif = Agua requerida para alcanzar llenado total de la capa, bbls

iw = Cantidad de agua inyectada en la capa por dia.

tf =Tiempo llenado total fillup, dias

pi

w

o

s

w

ssr

d

phki wir

5.0619.0ln

003541.0


56/66

A: 30 acres

h: 12,3 m

: 27,5%K = 200 mD

FR: 0, 135

Bob: 1,45

Bo: 1,3 Swi: 32%

Calcular el tiempo de llenado, si se est inyectando a una

tasa de 800 BPD

EJERCICIO TIEMPOLLENADO


57/66

En muchas ocasiones estimar el original oil in place por mtodosvolumtricos es difcil debido a la complejidad o por datos ineficientes, los

registros de pozos, los corazones y los datos de presin de yacimiento.

Para los clculos volumtricos se asume h con k>k cutoffPero muchas veces

no hay completamiento en la zona.

El OOIP depende de:

Espaciamiento entre pozos.

La continuidad de los intervalos.

El completamiento efectivo.

George y Stiles proponen :

oVolumetricOOIP

MaterialesdeBalanceOOIPdContinuida :

BALANCE DE MATERIA

CUTOFF DE K BASADO EN


58/66

LAYER 2

LAYER 1

LAYER 3

LAYER 4

LAYER 6

LAYER 7

LAYER 5

(ko)swir>cutoff Permeabilidad


(ko)swir cutoff Permeabilidad



(ko)swir


59/66

En la figura. la capa 1 y 2 poseen valores de permeabilidad superiores a la

permeabilidad del cutoff, La capa 3 posee una valor de permeabilidad

inferior.

Si consideramos un flujo radial convencional, la capa 3 es tratada como no-

productiva, cuando la presin de las capas (1,2) disminuye, produce un

flujo cruzado vertical por parte de las capas con menor permeabilidad.

CUTOFF DE K BASADO ENEL TIEMPO DE LLENADO


60/66

En muchos yacimientos, No es comn encontrar zonas con porosidad

continua y de gran extensin, por lo tanto los intervalos productoresdeben:

1. Tener permeabilidad por encima del cutoff.

2. Ser continuos entre el pozo inyector y el pozo productor.

3. Poseer Saturacin de aceite movible.4. Estar la inyeccin bien soportada.

5. Los pozos productores deben estar efectivamente completados.

Las capas 1,2,3,6 y 7 son continuas, sin embargo las capas 3 y 7

poseen una permeabilidad inferior a la permeabilidad del cutoff,

pequeas cantidades de agua entran en estas dos capas resultando

una pequea o una muy baja produccin en dichas capas.

EJERCICIO


61/66

Una inyeccin de agua para una profundidad de 4000 ft en un patrnde cinco puntos de 40 acres. Las saturaciones de aceite, gas, aguaconnata es de 60, 15 y 25%, respectivamente. Asuma el factor de daocero para el pozo inyector y el pozo productor.

1. Para las condiciones de yacimiento listadas a continuacin, calcule lapermeabilidad mnima (La permeabilidad cutoff) para tener un tiempo dellenado de 15 aos.

2. Cuando el pozo es efectivamente estimulado y su factor de dao es -4.0, El cutoff de permeabilidad se ve alterado?

EJERCICIO


62/66

Datos:

o: 2.0 cpPwi: 2600 psiPwf: 200 psiSi: 0Sp: 0

d: 933 ft (Patron40 acres)

rw: 0.25 ft: 12%R. movilidades: 1.0


63/66

bblshw

hw

SAhw

diabblsi

bblswt

if

if

gif

w

iff

,*5586

15.0*12.0**40*7758

7758

/,*365

,

dbblshkiw

hkiw

ssr

d

PPhkiw

wir

wir

wir

so

so

pi

w

o

wiso

/,**588.0

005.0619.025.0

933ln0.2

2002600003541.0

5.0619.0ln

003541.0

Solucin.


64/66

Finalmente, para tf=15 aos:

mdk

hkh

wir

wir

So

So

82.1)(

*)(*558.0*365*558615

Para un factor de dao de -4.0, tenemos:

dbblshkiw

hkiw

wir

wir

so

so

/,**758.0

00.45.0619.025.0

933ln0.2

2002600003541.0

mdsk

hskh

i

wt

wiro

wiro

w

if

f

35.1)(

*)(*758.0*365*558615

*365

La permeabilidad mnima(Permeabilidad cutoff) para obtenerfillup en 15 aos es:

OTRAS FORMAS DE


65/66

OTRAS FORMAS DEESTIMAR FR

GUTHRIE-GREENBERGER

hSwKRE o 00035,0538,1log136,0256,0log272,0114,0

52,361675,02749,1)(4166,10876.1 wAPIUPRERE

WU

API

2159,0

1903,0

0772,00422,0

***)1(

898,54

Pa

PiSw

K

Bo

SRE

oi

wiw

EJERCICIO


66/66

EJERCICIO

4. eficiencia de recobro

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