6.- pozos de inyección

7/24/2019 6.- Pozos de Inyeccin

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ISBN 978-980-12-2581-2 200 Dep. Legal NoLF06120075002073

CAPTULO V

POZOS DE INYECCIN

La tcnica de anlisis nodal puede tambin ser utilizada en pozos

inyectores de agua o gas. En este caso, un nodo solucin permite aislar algncomponente del sistema pozo-yacimiento con el objeto de evaluar no solo la

tasa de inyeccin del pozo, sino tambin algn otro elemento del sistema, como

por ejemplo el dimetro de la tubera de inyeccin, con el fin de analizar su

impacto sobre la eficiencia en la inyeccin. En la actualidad, existen numerosos

campos petroleros sometidos a proyectos de inyeccin de agua o gas, a travs

de pozos perforados con ese fin, o mediante pozos productores o abandonados.

En cualquier caso, esta tcnica permitir evaluar cualquier pozo ya perforado o

suministrar la informacin bsica requerida en el diseo de nuevos pozos. La

metodologa de anlisis en pozos inyectores ser explicada en detalle en este

captulo y las consideraciones tericas aqu discutidas le suministraran al

ingeniero de produccin las destrezas mnimas requeridas en el anlisis de

pozos de inyeccin de agua o gas.

5.1 Pozos de Inyeccin de Agua

La inyeccin de agua representa uno de los proyectos de inyeccin de

fluidos mas ampliamente utilizados en el mundo. La aplicacin de este mtodo

ha sido reconocida desde 1880, cuando se comprob que la inyeccin de agua

incrementaba enormemente el factor de recobro en yacimientos productores de

petrleo. A travs de los aos, se han desarrollados algunos complejos y


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POZOS DE INYECCIN 201CAPTULO V

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sofisticados procesos de recuperacin mejorada, en un esfuerzo de recuperar

enormes cantidades de crudo dejados atrs en el yacimiento debido al

ineficiente mecanismo de recuperacin primario. Entre las razones

fundamentales por la cual la inyeccin de agua es uno de los proyectos ms

exitosos y preferencialmente utilizados son: disponibilidad de agua; bajo costo

de adquisicin y tratamiento del agua con respecto a otros fluidos; fcil inyeccin

del agua al yacimiento; y alta eficiencia de desplazamiento del petrleo por el

agua de inyeccin. Por otra parte, se debe tener sumo cuidado al momento de

planificar algn proyecto de inyeccin de agua, en especial, sobre aquellos

aspectos referidos a: disponibilidad de suficiente informacin de campo y

detallados estudios de laboratorio, tanto de rocas como de fluidos pertenecientesal yacimiento; detallados estudios geolgicos; cuantificacin de reservas;

saturacin de gas al momento de la inyeccin; identificacin y ubicacin de

contactos agua-petrleo CAP y gas-petrleo CGP ; disponibilidad de una fuente

confiable de agua y que adems sea compatible con el agua del yacimiento;

presin del yacimiento; mapas de permeabilidad; informacin obtenida de

pruebas pilotos de inyeccin; condiciones mecnicas de los pozos; entre otros.

Finalmente, el ingeniero debe mantener un seguimiento y control contino del

proyecto de inyeccin de agua, atendiendo no solo las facilidades en superficie y

los pozos inyectores, sino tambin evaluando el comportamiento de los pozos

productores. El xito de un proyecto de inyeccin de agua se fundamenta en el

mximo recobro de petrleo al ms bajo costo de operacin.

Generalmente, la evaluacin de un pozo inyector contempla la ubicacin

de un nodo solucin en el fondo del pozo. De esta manera, el sistema pozo-

yacimiento queda dividido en dos componentes: un componente formado por el

compresor o bomba de inyeccin, lneas superficiales y pozo, representado por

la curva de descarga; y un componente formado por las perforaciones y el

yacimiento mismo, y representado por la curva de capacidad de inyeccin del

yacimiento.


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POZOS DE INYECCIN 202CAPTULO I

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La ecuacin de semi-estado estable o cualquier otro mtodo emprico,

anteriormente discutido, puede perfectamente ser utilizado para estimar el flujo

de fluidos a travs del medio poroso. A manera de ejemplo y por tratarse de un

fluido monofsico, en este caso agua, la curva de capacidad de inyeccin del

yacimiento, tambin considerada por algunos autores como IPR de inyeccin,

puede perfectamente construirse mediante el siguiente procedimiento:

a-. A partir de la ecuacin de semi-estado estable, determine el ndice de

capacidad de inyeccin de la formacin *J como:

))/((

1008.7

4

3

3*

SrrLnB

hkJ

wrww +

=

, (5.1)

donde ky h representan la permeabilidad efectiva y el espesor del yacimiento,

en mD y pies , respectivamente. rr y wr son el radio de drenaje del yacimiento y

del pozo, respectivamente, expresado en pies . S define el dao de la

formacin. La viscosidad del agua w es afectada principalmente por

temperatura y su valor puede ser estimado mediante el uso de correlaciones

disponibles en la literatura o mediante grficos, como el mostrado en Fig. 5.1. El

factor volumtrico de la formacin wB , expresado en BnBbl / , generalmente es

considerado igual a 0.1 . Por tratarse de un fluido monofsico, incompresible y de

viscosidad constante, resulta claro de Ec. 5.1 que el valor de *J permanecer

constante para cualquier valor de presin de fondo fluyente de inyeccin *wfP .

b-. Asuma una tasa de inyeccin inyq y determine su correspondiente

diferencial de presin *P requerido para inyectar agua al yacimiento. De la

ecuacin de semi-estado estable, se tiene:

**

J

qP

iny= . (5.2)


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Temperatura, oF

Kemit Brown (1984)

ViscosidadAbsoluta,cps

Temperatura, oF

Kemit Brown (1984)


Temperatura, oF

Kemit Brown (1984)


Figura 5.1. Ubicacin del Nodo en un Sistema de Produccin Pozo-Yacimiento.

La presin de fondo fluyente de inyeccin *wfP , correspondiente a la tasa

de inyeccin pre-seleccionada, puede ser obtenida como:

** PPPrwf += . (5.3)


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Repita este procedimiento, asumiendo diferentes tasas de flujo, y liste los

resultados en un cuadro como el mostrado en Tabla 5.1

Tabla 4.1. Dimetros de Reductores.

qw P Pwf= Pr+P

BD lpc lpc

qw1 (P)1=q1/J (Pwf)1



: : :

qwn (P)n=qn/J (Pwf)n

c-. Construya un grfico de presin de fondo fluyente de inyeccin *wfP vs.

tasa de inyeccin inyq , tal como el mostrado en Fig. 5.2, y defina la curva de

capacidad de inyeccin del yacimiento o IPR de inyeccin.

d-. Determine la presin de fractura del yacimiento fractP ,. Generalmente, el

gradiente de fractura fractGrad es conocido. En caso contrario, su valor tiende a

estar alrededor de un valor promedio de pieLpc /7.0 . La presin de fractura, en

conjunto con la curva de capacidad de inyeccin del yacimiento, definen la tasa

mxima de inyeccin en el yacimiento. Grafique este valor, tal como se muestra

en Fig. 5.3.

e-. Construya la curva de descarga del sistema de tuberas de inyeccin.

Esta curva es anloga a la curva de demanda de un pozo productor. Para ello,

se debe estimar el gradiente dinmico de inyeccin de agua mediante alguna

correlacin, asumiendo una tasa de flujo. Tambin, se puede hacer uso de las

curvas tpicas de gradiente dinmico de presin (pozos de inyeccin de agua),

disponibles en la literatura. Una de estas curvas, se muestra en Fig. 5.4.


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1inyq KKKKKK

inyq

*wfP

*

nwfP

*

2wfP

*

1wfP

2inyq

ninyq

rP

1inyq KKKKKK

inyq

*wfP

*

nwfP

*

2wfP

*

1wfP

2inyq

ninyq

rP

1inyq KKKKKK

inyq

*wfP

*

nwfP

*

2wfP

*

1wfP

2inyq

ninyq

rP

Figura 5.2. Construccin de la Curva de Capacidad de Inyeccin del Yacimiento o IPR de Inyeccin.

inyq

*wfP

Tasa Mxima de Inyeccin

Presin de Fractura

Curva de Capacidad de Inyeccin

inyq

*wfP


Presin de Fractura


inyq

*wfP


Presin de Fractura


Figura 5.3. Curva de Presin de Fractura del Yacimiento.


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Kemit Brown (1984)Kemit Brown (1984)

Figura 5.4. Curva Tpica de Gradiente Dinmico de Presin. Pozos de Inyeccin de Agua.

En caso de hacer uso de alguna de las curvas de gradiente dinmico,

como las mostrada en Fig. 5.4, el procedimiento a seguir es el siguiente:

1-. Elija la curva de gradiente dinmico que mejor se adapte a las

caractersticas geomtricas del pozo en estudio.

2-. Comience con el valor de presin de cabezal de inyeccininywh

P , la cual es

generalmente conocida, y descienda verticalmente hasta interceptar la


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curva de gradiente dinmico, correspondiente a una tasa de inyeccin de

agua preseleccionada, tal como puede apreciarse en Fig. 5.5.

Presin

Profundidad

inywhP *

wfP

D

TasadeAgua

Presin

Profundidad

inywhP *

wfP

D

TasadeAgua

Presin

Profundidad

inywhP *

wfP

D

TasadeAgua

Figura 5.5. Determinacin de la Presin de Fondo Fluyente de Inyeccin *wfP .

3-. Horizontalmente, intercepte el eje referido a profundidad y descienda

verticalmente una distancia equivalente a la existente entre el cabezal y el

fondo del pozo.

4-. Nuevamente, intercepte la curva de gradiente y ascienda verticalmente

para determinar la presin de fondo fluyente de inyeccin *wfP .

5-. Grafique cada valor de *wfP y su correspondiente inyq , tal como se muestra

en Fig. 5.6.

6-. Seleccione un nuevo valor de tasa de flujo y repita el paso 2 hasta 5 .


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inyq

*wfP

1inyq

*

nwfP

*

2wfP

*

1wfP

2inyq

ninyqK

inyq

*wfP

1inyq

*

nwfP

*

2wfP

*

1wfP

2inyq

ninyqK

inyq

*wfP

1inyq

*

nwfP

*

2wfP

*

1wfP

2inyq

ninyqK

Figura 5.6. Construccin de la Curva de Descarga. Pozo de Inyeccin de Agua.

La curva de descarga ser definida por la unin de cada uno de estos

puntos, tal como puede apreciarse en Fig. 5.7 y su intercepcin definir la tasa

de inyeccin, la cual no representa la mxima, la mnima, ni siquiera la ptima.Es simplemente la tasa de inyeccin posible, bajo las condiciones actuales del

sistema. Esta tasa de inyeccin cambiar solo si existe el cambio de algn

elemento del sistema de inyeccin, tal como: dimetro de la tubera vertical,

presin de inyeccin, entre otros. Si se desea conocer el efecto de cambiar el

dimetro de la tubera de inyeccin por ejemplo, se repite el procedimiento

anteriormente mencionado con la particularidad que las curvas de gradiente

debern ser ajustadas al nuevo valor del dimetro. La Fig. 5.8 muestra el efecto

del cambio del dimetro de la tubera de inyeccin. Un anlisis similar puede

tambin realizarse, con el objeto de evaluar el efecto de variar la presin de

inyeccin en el cabezal. La Fig. 5.9 muestra el efecto que la presin de inyeccin

en el cabezal tiene sobre la inyeccin.


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inyq

*wfP

Tasa de nyeccin

*wfP

inyq inyq

*wfP

Tasa de nyeccin

*wfP

inyq inyq

*wfP

Tasa de nyeccin

*wfP

inyq

Figura 5.7. Curva de Capacidad de Inyeccin y Descarga.

inyq

*wfP

2tiny

Dimetro Tubera de Inyeccin

21 tinytiny >

1tiny

tiny

inyq

*wfP

2tiny


21 tinytiny >

1tiny

tiny

inyq

*wfP

2tiny


21 tinytiny >

1tiny

tiny

Figura 5.8. Efecto del Cambio del Dimetro de la Tubera de Inyeccin.


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inyq

*wfP

1whP

Presin de Inyeccin en el Cabezal

2whP

3whP

3whP

inyq

*wfP

1whP


2whP

3whP

3whP

inyq

*wfP

1whP


2whP

3whP

3whP

Figura 5.9. Efecto del Cambio de la Presin de Inyeccin en el Cabezal.

5.2 Pozos de Inyeccin de Gas

En un pozo de gas, se aplica el mismo procedimiento utilizado en pozos

de inyeccin de agua. La ecuacin de semi-estado estable para pozos de gaspuede ser utilizada para estimar el ndice de capacidad de inyeccin de la

formacin *J como:

))/((

10703

43

____

6*

SrrLnZT

hkJ

wrg +

=

. (5.4)

Podra asumirse que el valor de *J permanecer relativamente constante,

para cualquier valor de presin de fondo fluyente de inyeccin *wfP . Al asumir

una tasa de inyeccin inyq cualquiera, se puede determinar su correspondiente

diferencial de presin *P , utilizando para ello la Ec. 5.2.


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Finalmente, la presin de fondo fluyente de inyeccin *wfP ,

correspondiente a la tasa de inyeccin de gas pre-seleccionada, puede ser

obtenida mediante Ec. 5.3. La construccin de las curvas de capacidad de

inyeccin de gas y la curva de descarga, as como tambin el anlisis de

sensibilidad de ciertas variables de inters, como dimetro de tubera de

inyeccin, presin de inyeccin en cabezal, entre otros, seguirn una

metodologa similar a la utilizada en pozos de inyeccin de agua.

6.- pozos de inyección

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