97142419 4 eficiencia de recobro

EFICIENCIA DE RECOBRO EN

PROCESOS DE INYECCIÓN DE AGUA

JORGE PALMA BUSTAMANTE

INYECCIÓN DE AGUA

La recuperación de petróleo debido a la inyección de agua se puede determinar si se conocen los siguientes factores:

• Petróleo en sitio al inicio del proceso de inyección de agua.

Este término es función del volumen poroso a ser inundado y de la saturación de aceite. El volumen poroso a ser inundado es altamente dependiente de la selección y el uso de los discriminadores de espesor neto, tales como los cutoff de permeabilidad y porosidad.

Una inundación acertada requiere de suficiente aceite presente para que se pueda formar un banco de petróleo que puede ser desplazado a través de la formación hasta los pozos productores.

Se puede realizar una predicción exacta del funcionamiento o la interpretación del comportamiento de la inyección si se tiene la estimación del petróleo en sitio al comienzo de la inyección.

FACTORES QUE CONTROLAN LA INYECCIÓN DE AGUA

La eficiencia de recobro se puede definir como la fracción de aceite inicial recuperado del yacimiento. Esta variable se puede analizar en términos de:

• La eficiencia de desplazamiento

• La eficiencia de barrido areal

• La eficiencia de barrido vertical.

SITEMA PETROLIFERO DE ACEITE Y GAS

ALMACEN

ROCA MADRE

ACEITE

SITEMA PETROLIFERO DE ACEITE Y GAS

ALMACEN

ROCA MADRE

ACEITE

FACTOR DE RECOBRO

La ecuación de factor de recobro es la siguiente:

Donde:

FR = Factor de recobro, fracción.

ED = Eficiencia de desplazamiento, fracción.

EV = Eficiencia volumétrica, fracción.

La eficiencia volumétrica esta definida por la ecuación:

Donde:

EA = Eficiencia de barrido areal, fracción.

EI = Eficiencia de barrido vertical, fracción.

IAV EEE

VDR EEE

Recobro Primario 10% - 15%

Recobro Secundario 10% - 20%

Recobro Terciario 10% - 15%

Recobro Total 30% - 50%

Factores de Recobro Típicos

Fuente: Exploring the frontiers of technology, Halliburton 2003

FACTOR DE RECOBRO

Eficiencia de barrido areal (EA). Es el área barrida por el agua inyectada dividida por el área del patrón. Esta eficiencia es difícil de determinar sólo con los datos de campo.

Se requiere una combinación de estudios de campo, de laboratorio y matemáticos, para hacer una mejor estimación.

EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL

En general la EA depende de:

1. Relación de movilidad

2. Configuración geométrica del patrón de inyección

3. Distribución de presión del yacimiento

4. Heterogeneidad del yacimiento

5. Volumen acumulado de agua inyectada dentro del área del patrón

EFICIENCIA AREAL

• La movilidad es la facilidad con la cual un fluido se mueve dentro del yacimiento

desplazadafasemovilidad

edesplazantfasemovilidadM

desplazada

edesplazant

EFICIENCIA AREAL

• Agua desplazando aceite

110 13

Temperatura, °F

ad, cp

Efecto de la temperatura sobre la

viscosidad del agua salobre

120 14

250,000 ppm

200,000 ppm

150,000 ppm

100, 000 ppm

50,000 ppm

• Relación de movilidad agua-aceite después de ruptura:

EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE LA VISCOSIDAD

PATRONES DE INYECCIÓN

SELECCIÓN TIPO DE PATRÓN

• Forma original de desarrollo del yacimiento • Viscosidad del fluido a desplazar • Permeabilidad del yacimiento • Relación de movilidades • Estructura del yacimiento • Características geológicas del yacimiento.

Frontera de patrón

Pozo inyector

Pozo Productor

A. Empuje en línea directa

La eficiencia de barrido de un patrón en línea directa mejora así como la relación a/d incremente.

Donde a es la distancia entre pozos adyacentes en la misma fila.

d Es la distancia entre pozos de diferente tipo

Frontera de patrón

Pozo inyector

Pozo Productor

B. Empuje en línea escalonada

Es una modificación del empuje en línea directa donde las filas de pozos inyectores y productores son desplazados a la mitad de la distancia entre pozos.

C. Patrón cinco puntos

• Es un caso especial del empuje en línea escalonada donde la relación d/a es 0.5.

• Este tipo de patrón es altamente flexible puesto que se pueden generar otros patrones de inyección simplemente con un reacomodamiento de la posición de los pozos productores. Ejemplo: nueve puntos y nueve puntos invertido.

D. Patrón nueve puntos

• Este tipo de patrón es muy usado si se requiere una alta capacidad de inyección debido a la baja permeabilidad o problemas similares.

• El nueve puntos invertido es mas usado que el nueve puntos normal.

• El patrón de nueve puntos invertido es usado donde la inyectividad de fluido es alta.

E. Patrón siete puntos

• Este tipo de patrón tiene aplicación donde la inyectividad es baja.

• Muy raras veces, un campo es desarrollado por este tipo de patrón.

• Puede ser considerado un patrón de línea escalonada con una relación d/a de 0.866

EA = Área

Área Área +

EVOLUCIÓN DE Ea

Relación de movilidad Eficie

Patrón Normal

1 10 100 0.1

92% a M= ∞ 0

Patrón Invertido

Invertido

Normal

Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón

aislado de cinco puntos

EFICIENCIA AREAL

Fuente. COBB W, Curso Waterflooding

Relación de movilidad

Eficie

1 10 0.1

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

desarrollado

EFICIENCIA AREAL

Eficie

Área Patrón

1 10 100 0.1

92% a M= ∞

Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón

normal de siete puntos

EFICIENCIA AREAL

Eficie

Área de Patrón

1 10 100 0.1

Invertido

Normal

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

de línea directa, d/a=1

EFICIENCIA AREAL

Eficie

Área de Patrón

1 10 100 0.1

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

de línea escalonada, d/a=1

EFICIENCIA AREAL

• Este tipo de inyección generalmente requiere menos pozos inyectores por productor que la mayoría de patrones de inyección.

• Generalmente resulta en menos agua producida que un patrón de inyección geométrico

• La mayor ventaja de estos patrones es su uso en yacimientos con alto buzamiento y variaciones de permeabilidad.

• La mayor desventaja es cuando un yacimiento tiene alta saturación de gas.

INYECCIÓN PERIFÉRICA

•Proporcionar la suficiente capacidad de inyección de agua para alcanzar la tasa de aceite producida deseada.

•Maximizar la recuperación de aceite con el mínima producción 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 mínimo de nuevos pozos

•Ser congruente con las operaciones de inyección de agua de otros operadores de locaciones adyacentes

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

CRITERIOS DE SELECCIÓN

Etapa 1

Zona de

Aceite

Zona no afectada

1. Zona de Agua

2. Zona de Aceite

wcwbte

Arena no afectada en el patrón

Zona de

Aceite

Zona de

rei rei

Interferencia en los bancos de aceite

EFECTO Sg

Etapa 2

Zona de

Aceite

Zona de

Aceite

Zona de

Frente de inyección después de interferencia

pero antes del llenado del gas

Zona de

Aceite

Zona de

Aceite

Zona de

Frente de inyección al llenado del gas

gpif SVW

Efectos de Re saturación

Saturación de aceite (zona barrida):

1-Sw Saturación de aceite (zona no barrida):

EFECTO Sg

Inyector

Pwi= 1000 psi

Líneas de flujo

Productor

Pwf= 0 psi

• El agua inyectada y el aceite desplazado

viajan a través de las líneas de

flujo(streamlines) y éstas son

perpendiculares a las líneas de

isopotencial o isobáricas.

• Las líneas de flujo pueden ser paralelas

o tangentes a otras líneas de flujo pero

nunca se intersectan.

• Cada streamline es un pasillo de flujo

independiente

• Son de diferente longitud

• Se deduce que el gradiente máximo de

presión y la velocidad más alta de fluido,

VA, ocurrirán a lo largo de la línea de flujo

mas corta, A. además, es claro que:

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

EFECTO DE LA PRESIÓN

• Fracturas

• Permeabilidad direccional

• Variaciones en la permeabilidad areal

• Buzamiento de la formación

• Pozos fuera del patrón

• Irregularidad en el espaciamiento de pozos

• Barrido mas allá de los pozos esquina

• Patrones aislados

Diagrama de barrido en un patrón

aislado de cinco puntos invertido

OTROS FACTORES

Eficiencia de barrido vertical (EI). Hay muchos factores que afectan la eficiencia de barrido vertical, tales como la variación vertical de permeabilidades horizontales, la diferencia de gravedad, la saturación inicial de gas, la presión capilar, la relación de movilidad, el flujo cruzado y las tasas de inyección.

EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL

PozoInyector

PozoProductor

PozoInyector

PozoProductor

Zona Barrida

INYECCIÓN DE AGUA

Zona No Barrida

EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL

FACTORES QUE AFECTAN Ev

1. Heterogeneidades

2. Relación de movilidades

3. Volumen de fluido inyectado

4. Flujo cruzado entre capas

EFECTO HETEROGENEIDADES

Cuanto más heterogéneo sea un yacimiento, menor será la eficiencia de barrido areal. Método de Dykstra Parsons es utilizado para estimar la heterogeneidad.

EFECTO RELACIÓN DE MOVILIDADES

desplazada

edesplazant

Si aumenta la relación de

movilidad, disminuye la eficiencia

vertical de barrido.

EFECTO VOLUMEN DE FLUIDO INYECTADO

EFECTO FLUJO CRUZADO

Fuente. PARÍS DE FERRER M, Inyección de agua y gas en yacimientos de petróleos

EFICIENCIA DE BARRIDO VOLUMÉTRICO

PozoInyector

PozoProductor

INYECCIÓN DE AGUA

EiEaEv *

Fracción del volumen

poroso total invadido.

rw iwf e

.00707kk h p - p =

rln - 0.50

Esta fórmula supone una relación de

movilidad de uno en un yacimiento sin la

influencia de otros pozos. Por lo tanto, es

bueno para la estimación de la tasa de

inyección inicial.

EFECTO ÍNDICE DE INYECTIVIDAD

Segregación gravitacional

Eficiencia volumétrica

GRAVEDAD

OTROS FACTORES

TASA DE FLUJO

Fuerzas capilares

Fuerzas viscosas

Fuerzas gravitacionales

Se define como la fracción de aceite

en sitio en la región de barrido,

desplazada por el agua de inyección.

Las variaciones de las propiedades

del yacimiento y de los procesos,

pueden afectar la eficiencia de

desplazamiento, variables tales como

fracturas, ángulo de buzamiento,

saturaciones iniciales, relación de

viscosidad, diferencial de gravedad,

relación de permeabilidad relativa,

presión capilar, mojabilidad y tasas

de inyección.

EFICIENCIA DESPLAZAMIENTO

EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO

Eficiencia de barrido a escala microscópica

gasoaguaporcontactadopetróleodeVolumen

desplazadopetróleodeVolumenED

EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO

La eficiencia de desplazamiento microscópico es afectada por los

siguientes factores:

•Fuerzas de tensión superficial e interfacial

•Mojabilidad

•Presión Capilar

•Permeabilidad Relativa

Durante el barrido de un yacimiento, la eficiencia al desplazamiento

coincidiría con la eficiencia en la recuperación, ER , si hipotéticamente

el fluido inyectado contactara todo el petróleo del yacimiento

EFICIENCIA DE RECOBRO

NpEFR D

Asumiendo barrido volumétrico completo

En un patrón de 5 puntos, ubicado en un yacimiento maduro de arena tipo fluvial,

sometido a inyección de agua, se proyecta recuperar 25% del OOIP, cuando el

corte de agua en el pozo productor alcanza el 95% (Inyección de agua acumulada

de 0.75 VP).

La siguiente data esta disponible:

Relación de Movilidades 1.0

Porosidad promedia 0.25

Rangos de permeabilidad Bajo 15 md

Alto 500 md

Promedio 150 md

Saturación de agua critica 0.25

Saturación de aceite residual 0.25

Presión 2500 psig

Temperatura 200 F

1.Está la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?

2.Cuál es la principal causa de la baja eficiencia de recobro?

3.Cuáles son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de recobro?

EJERCICIO

Evaluar como si todo el petróleo móvil se desplazara.

EJERCICIO

25.075.0 DE

67.0DE

•Está la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?

No – 25% es mucho más bajo que el máximo nivel de ED de 67%.

El factor de recobro es mucho más bajo en comparación con la eficiencia de

desplazamiento para remover todo el fluido móvil posible.

•Cuál es la principal causa de la baja eficiencia de recobro?

Los valores de EA y ED están acordes, luego la razón estaría en una baja

eficiencia vertical, cuyas posibles causas son: contrastes de Kh, flujo cruzado,

intercalaciones, fuerzas capilares y viscosas.

•Cuáles son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de

recobro?

Perforación in fill: mejorar el barrido vertical.

Selección de programas de inyección (SIP): escoger estratos continuos y

conectados.

Selección de programas de producción (SPP): zonas con buena eficiencia de

barrido.

EJERCICIO

Donde:

ND = Petróleo desplazado debido al

proceso de inyección.

N = Petróleo en sitio al inicio del

proceso.

FR = Factor de recobro, fracción.

RD ENN

ACEITE DESPLAZADO

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

•Volumen poroso a ser inundado, Vp.

Petróleoo

GranoTPoroso VVV

FACTORES AFECTANDO EN INYECCIÓN DE AGUA

• Viscosidad de aceite uo y agua uw.

• Permeabilidad efectiva al aceite, ko @ Swir.

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

• Estratificación del yacimiento y Patrones de inyección.

•Distribución de presión entre el pozo inyector y productor.

•Tasa de inyección.

•Factor volumétrico del petróleo.

•Límite económico.

FACTORES AFECTANDO EN INYECCIÓN DE AGUA

El recobro máximo de aceite en la combinación de la producción primaria y

secundaria ocurre cuando el proceso se inicia en o cerca de la presión de

burbuja.

Cuando la inyección de agua comienza, al mismo tiempo del inicio de la

producción del yacimiento (cuando la presión del reservorio está en un nivel

alto), se refiere con frecuencia a un proyecto de mantenimiento de presión.

Por otro lado, si la inyección de agua comienza en un momento en el cual la

presión del yacimiento a declinado a un nivel bajo debido al agotamiento

primario, el proceso de inyección es generalmente conocido como un proceso

de inundación con agua.

En ambos casos, el agua inyectada desplaza el aceite y es un proceso de

desplazamiento dinámico.

DESPLAZAMIENTO O MANTENIMIENTO DE PRESIÓN

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

YtoPorosoVolumen

YtoAceiteVolumenSo

oppob BNNYtoAceiteVolumen

OOIP a la Presión de Burbuja, STB obN

oB Factor volumétrico de Formación a la Presión actual RB/STB.

ppN Producción de Aceite entre Pb y la Presión de Yto, STB

Determinación de la saturación de aceite al inicio de la inyección.

La saturación de aceite promedio durante cualquier instante del periodo de

producción primaria puede ser determinado con la siguiente ecuación:

SATURACIÓN DE ACEITE

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

volumétrico.

Despejando se obtiene:

)0.1(cw

Factor volumétrico del petróleo a la presión de burbuja RB/STB. obB

wcS Saturación de agua connata

SwcBob

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

Organizando términos se obtiene:

Un yacimiento es candidato para la inyección de agua.

El factor de recobro es 12%. La saturación de agua connata es 36% y Factor

Volumétrico de formación (Bo) a Pb es 1.35 RB/STB y 1.05 RB/STB a la presión

actual . Determine la Saturación de aceite a Pb y la saturación de aceite a la

presión actual.

EJERCICIO

Saturación de gas:

owcg SSS 0.1

438.036.00.1 gS

202.0gS

)36.00.1(35.1

05.112.00.1

438.0So

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

La saturación de aceite actual se determina:

)0.1(0.1 wc

64.036.00.10.1 wcSSo

El fillup es el momento en el cual el volumen de gas libre es

desplazado por el agua inyectada, entonces, la saturación de gas se

hace cero, en esta etapa el agua llena el espacio antes ocupado por

el gas y aún no ha ocurrido producción por método secundario.

PETRÓLEO

P. INYECTOR

P. PRODUCTOR

FILL UP

La técnica usada para calcular el cutoff de

permeabilidad se basa en el método del tiempo

fillup. w

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

phki wir

5.0619.0ln

003541.0

A: 30 acres

h: 12,3 m

ϕ: 27,5%

K = 200 mD

• FR: 0, 135

• Bob: 1,45

• Bo: 1,3

• Swi: 32%

• Calcular el tiempo de llenado, si se está inyectando a una tasa de 800 BPD

EJERCICIO TIEMPO LLENADO

En muchas ocasiones estimar el original oil in place por métodos volumétricos es difícil debido a la complejidad o por datos ineficientes, los registros de pozos, los corazones y los datos de presión de yacimiento.

Para los cálculos volumétricos se asume h con k>k cutoff Pero 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

LAYER 2

LAYER 1

LAYER 3

LAYER 4

LAYER 6

LAYER 7

LAYER 5

(ko)swir >cutoff Permeabilidad

(ko)swir <cutoff Permeabilidad

(ko)swir >cutoff Permeabilidad

(ko)swir <cutoff Permeabilidad

CROSS SECTION VIEW ILLUSTRATING WATERFLOOD PAY AND NON-PAY

CUTOFF DE K BASADO EN EL TIEMPO DE LLENADO

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 presión de las capas (1,2) disminuye, produce un flujo cruzado vertical por parte de las capas con menor permeabilidad.

CUTOFF DE K BASADO EN EL TIEMPO DE LLENADO

• En muchos yacimientos, No es común encontrar zonas con porosidad continua y de gran extensión, por lo tanto los intervalos productores deben:

1. Tener permeabilidad por encima del cutoff.

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

3. Poseer Saturación de aceite movible.

4. Estar la inyección 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, pequeñas cantidades de agua entran en estas dos capas resultando una pequeña o una muy baja producción en dichas capas.

Una inyección de agua para una profundidad de 4000 ft en un patrón

de cinco puntos de 40 acres. Las saturaciones de aceite, gas, agua

connata es de 60, 15 y 25%, respectivamente. Asuma el factor de daño

cero para el pozo inyector y el pozo productor.

1. Para las condiciones de yacimiento listadas a continuación, calcule la

permeabilidad mínima (La permeabilidad cutoff) para tener un tiempo de

llenado de 15 años.

2. Cuando el pozo es efectivamente estimulado y su factor de daño es -

4.0, El cutoff de permeabilidad se ve alterado?

EJERCICIO

Datos:

µo: 2.0 cp

Pwi: 2600 psi

Pwf: 200 psi

d: 933 ft (Patron

40 acres)

rw: 0.25 ft

Ф: 12%

R. movilidades: 1.0

bblshw

diabblsi

bblswt

,*5586

15.0*12.0**40*7758

/,*365

dbblshkiw

PPhkiw

/,**588.0

005.0619.025.0

933ln0.2

2002600003541.0

5.0619.0ln

003541.0

Solución.

Finalmente, para tf=15 años:

82.1)(

*)(*558.0*365

*558615

Para un factor de daño de -4.0, tenemos:

dbblshkiw

/,**758.0

00.45.0619.025.0

933ln0.2

2002600003541.0

35.1)(

*)(*758.0*365

*558615

La permeabilidad mínima

(Permeabilidad cutoff) para obtener

fillup en 15 años es:

OTRAS FORMAS DE ESTIMAR FR

GUTHRIE-GREENBERGER

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

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

2159,0

1903,0

0772,00422,0

***)1(

898,54

EJERCICIO

97142419 4 eficiencia de recobro

Documents

metodos de recobro [modo de compatibilidad] 3c

revitalizaciÓn del factor de recobro en la formaciÓn …

3. mÃ-todos+de+recobro+2013

fluidos divergentes como alternativa de recobro … · como...

eficiencia operacional total 4

recobro de hidrocarburos liquidos del gas natural

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la eficiencia energÉtica, una tendencia en … · la...

el gerente de créditos y recobro en el

grupo 6. recobro mejorado

expos. gas recobro de hc[1]

el movimiento recobro

tecnicas de recobro y recobro mejorado en yacimientos_carlos...

potencial de un proyecto de recobro con smart …

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sesión 4 plan nacional eficiencia energética

clase 4 parametros de eficiencia reproductiva

recobro mejorado de hidrocarburos

parciales recobro

eficiencia de recobro