Guía Teórica No 05_Yac homogeneo

8/4/2019 Guía Teórica No 05_Yac homogeneo

http://slidepdf.com/reader/full/guia-teorica-no-05yac-homogeneo 1/20

Recuperación Mejorada de Petróleo

Yacimientos II (063-4123)

RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO

Incluye todos los procesos que incrementen económicamente el recobrode hidrocarburos mediante la inyección de fluidos y energía al yacimiento.

Clasificación

* Recuperación Convencional: Incluye tecnologías ampliamente conocidas,probado a nivel de laboratorio y campo y cuyos resultados han sido factibleseconómicamente. Serían:

- Inyección de Agua (IA)- Inyección de Gas (IG)- Inyección de Agua y Gas por pozos diferentes (IAG)

Estas tres tecnologías se aplican en el país.

* Recuperación No Convencional: Tecnología poco conocida, difíciles deaplicar en el campo. Poco probada a nivel de campo y en ocasiones de baja

rentabilidad económica. Se citan acá:- Métodos Químicos: Álcalis (A)

Polímeros (P)Surfactantes (S)Combinados: AP, AS, SP, ASPEspumas, Geles y/o Emulsiones

- Gases No Hidrocarburos: CO2N2

Gases de CombustiónWAG o AGA (un fluido evita la canalización

del otro)

WAN

- Térmicos: Vapor (IAV, ICV, IV con aditivos)

Combustión (Directa o Seca, Húmeda y Reversa)

- Otros: Inyección de Microorganismos (MEOR)MicroondasMejoramiento In-Situ (MIS)

Desplazamiento de Fluidos Inmiscibles

Con la finalidad de mejorar el recobro se sustituye en el medio poroso unfluido por otro, es decir, un fluido deslaza a otro. Generalmente los fluidosdesplazantes son agua y/o gas, y el desplazado el petróleo. Estos fluidos no semezclan entre sí, de manera tal que los desplazantes actúan como pistones.Los desplazantes deben tener necesariamente mayor energía que losdesplazados. Mientras ocurre la inyección se va formando un frente de

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

37





separación distinguiéndose dos zonas: Zona No Invadida, con un banco depetróleo; Zona Invadida, presenta fluido inyectado y el petróleo remanente.

Tipos de desplazamiento

- Desplazamiento Tipo Pistón Con Fuga (DTPCF)El petróleo remanente luego de la invasión aún se desplaza. En la zonainvadida existe un flujo bifásico y So > Sor. Luego de la irrupción secontinua produciendo petróleo (junto el fluido desplazante)

- Desplazamiento Tipo Pistón Sin Fuga (DTPSF)El petróleo remanente luego de la invasión es inmóvil. En la zonainvadida existe un flujo monofásico, sólo el fluido desplazante y So =Sor. Luego de la irrupción no se produce más petróleo.

Mecanismos de Desplazamiento

Debido a que existen alteraciones de la saturación de cada fluidopresente a medida que avanza la inyección el proceso es de flujo no continuo.Es decir, las variaciones de saturación origina cambios en las permeabilidadesrelativas, viscosidades y presiones.

Factor de Reemplazo, FR

CY od VolFluido

nyVolFluidoI FR @

Pr =

Bg RsNpGpwWpo NpoducidoVol

Wit qt doVolInyecta

)(**Pr

*

−++=−

==−

β β

Petróleo Agua Gas Libre(Incluye gas (Resta Gas en Sol)en solución)

Finalmente,

Bg Rs RGP qowqwoqo

qt FR

Bg RsNpGpwWpo Np

Wi FR

)(**

)(**

−++=

−++

=

β β

β β

Casos que se pueden presentar:

- Si FR = 1. Presión constante. Existe un mantenimiento de presión.

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

38





- Si FR > 1. Presión aumenta. Existe una presurización.- Si FR < 1. Presión disminuye. Existe un agotamiento de presión.

NOTA: si FR > 1 y aún no se mantiene la presión en la realidad podríadeberse a: - la arena esté conectada con otra. – Hay comunicaciónmecánica entre pozos por deficiencias del cemento. – canalización del

agua y se lee en zonas no correctas. – malas cuantificaciones de losfluidos.

Modelo de Dietz

Permite determinar una tasa crítica de inyección o producción para queno ocurra desplazamiento inestable del frente.

Suposiciones: - DTPSF- El frente de invasión es inclinado

La tasa crítica (qc) es la tasa máxima de inyección o producción que sedebe tener para que el desplazamiento o frente de invasión sea establece.

Para Inyección de Gas:( )

Krg

g

Kro

o

ASen g o K qc

µ µ

α ρ ρ

−

−=

***488.0

Para Inyección de Agua:( )

Krw

w

Kro

o

ASenow K qc

µ µ

α ρ ρ

−

−=

***488.0

Inyección de Agua (IA)Esta técnica ha aportado generalmente mejores resultados cuando elyacimiento no presenta un marcado buzamiento. Estos yacimientosgeneralmente han sido producidos con desplazamiento por gas en solución yno han recibido influencia de acuíferos por lo cual debe existir una elevadasaturación de petróleo luego de la producción primaria. Sin embargo, se debetener una correcta caracterización energética del yacimiento para evitaraplicar esta tecnología en casos donde exista un fuerte empuje natural deagua.

Al inyectar agua se deben considerar los efectos que pueda tener estasobre las arcillas presentes en la arena. Generalmente se emplean salmueras

para propósitos de invasión logrando reducir el hinchamiento de las arcillas.La profundidad del yacimiento determinará la presión de inyección. Si sesobrepasa una presión crítica propia de la columna estratigráfica ocasiona queel agua expanda aberturas a lo largo de fracturas o de cualquier otro plano defallas. En operaciones que implican un gradiente de presión de 0.75 lpc/pie deprofundidad, generalmente se permite suficiente margen de seguridad paraevitar fracturamiento.

Se debe considerar la permeabilidad de la arena. Si en el yacimiento setienen grandes heterogeneidades en un estrato particular y este es muy

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

39





extenso se presenta el caso de lograr de la irrupción del agua debido a losestratos más permeables. Esto arrastrará grandes volúmenes de aguamientras apenas se barren el resto de los estratos.

Hoy en día más de la mitad de producción mundial de petróleo se debea la inyección de agua.

Ventajas

- Es fácilmente disponible.- Es eficiente en el desplazamiento de petróleo L y M en yacimientos

no muy heterogéneos- Costos de inversión y mantenimiento bajos- Fácil de inyectar- Se dispersa fácilmente en la formación

Mecanismos de Desplazamiento

En un proyecto de IA se divide en:

- Condiciones iniciales, t = 0- Durante la inyección, t < tr- Ruptura del agua, t = tr- Después de la ruptura, t > tr

Ecuación de Flujo Fraccional de Agua.

Partiendo de las ecuaciones de Darcy para cada fluido presente:

+∂∂

−=

+∂∂

−=

α ρ µ

α ρ µ

Seno x

Po

o

A Koqo

Senw x

Pw

w

A Kwqw

**433.0*

*127.1

**433.0*

*127.1

Siendo: qw, qo = Tasa de agua y petróleoKw, Ko= Permeabilidades efectivas al agua y petróleo, Darcys

=

∂∂

∂∂

x

Po

x

Pw, Gradiente de presión del agua y petróleo, lpc/pie

μw, μo = Viscosidades, cpsρw, ρo = Densidades, gr/cc

Considerando el flujo continuo, la variación de presión capilar para unyacimiento hidrófilo y que se puede expresar como la relación CY qt qw @/

o Kw

w Ko

owSen x

Pc

qt

Ko A

cy fw

µ

µ

ρ ρ α

*

*1

)(*433.0**127.1

1

)

+

−−∂∂

+=

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

40





El flujo de fluidos en el yacimiento está regido por fuerzas capilares, viscosas ygravitacionales. En zonas invadidas por agua una Sw > 40% es suficiente para

considerar que 0≈

∂∂Sw

Pc. Finalmente,

( )

o Kw

w Ko

Senow

qt o

Ko A

cy fw

µ

µ

α ρ ρ

µ

*

*1

**

*

**0488.01

)

+

−−

=

Consideraciones:

- Si Sw ≤ Swc → Krw = 0 → fw = 0

- Si Sw ↑ → Krw ↑ → fw↑

- Si Sw = Swmáx →So = Sorw →Kro = 0 → fw = 1 Por lo tanto, 0 ≤ fw ≤ 1

Factores que afectan el Flujo Fraccional de Agua

- Viscosidad del Agua

μw ↑ → λw=Kw/μw ↓ → fw↓

- Viscosidad del petróleo

μo ↓ → λo=Ko/μo ↑ → fw↓

- Humectabilidad

Ko)oleófilo < Ko)hidrófilo

Kw)oleófilo > Kw)hidrófilo

Ko/Kw)oleó < Ko/Kw)hidró → fw)oleó > fw)hidró

- Buzamiento (α)

α ↑ → FG ↑ → fw↓

Por lo tanto, fw)α<0 > fw)α = 0 > fw)α>0

Avance de un frente de saturación de agua constante

- Velocidad de un frente de agua constante

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

41





Sw

t Sw

V Sw

fw

A

qt

t

x=

∂∂

=

∂∂

φ *

- Distribución de Sw con distancia a un tiempo dado. O desplazamientodel frente de agua

Sw

SwSw fw

At qt X ∂∂= *

**φ

• Si Sw = Swc → 0≈∂∂Sw

fw

• Si Sw ↑ → ↑∂∂Sw

fwhasta un punto máximo

• Si luego Sw ↑ → ↓∂∂Sw

fw

• Si Sw = Swmáx → 0≈∂∂Sw

fw

Cálculo de Swf

1. Para t < tr:

- Si Swc = Swi. No hay producción de agua antes del proceso de inyección

* Método de Calhoun: Procedimiento generalizado

∂

∂+=

Swf

f

Sw

fw

fwSwcSwf

Procedimiento:

a) Asumir Sw. Esta debe: Sw < Swmáxb) Determinar su fwf c) Hallar Swf)c por la ecuación antes expresadad) Hallar %Error entre Swf)c y Sw asumido. Si el error es menor a 10 % escorrecto el valor. Si el error supera este límite considerar Swf)c como elSwf)s e iniciar nuevamente la iteración.

* Método de Welge: Describe la pendiente de un tangente a la curvafw vs. Sw que pasa por los puntos (Swf, fwf) y (Swc, 0)

SwcSwf

fwf

Sw

fw

Swf −−

=

∂∂ 0

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

42





- Si Swc < Swi. Hay producción de agua antes de la inyección. El aguainyectada reemplazará al agua móvil. Fluyen en el yacimiento agua ypetróleo.

* Método de Calhoun. Procedimiento generalizado

Swf Sw

fw fwi fwf SwiSwf

∂∂

−+=

EL procedimiento para desarrollar el método es idéntico que para Swi =Swc.

* Método de Welge. Describe la pendiente de un tangente a la curvafw vs. Sw que pasa por los puntos (Swf, fwf) y (Swc, 0)

SwiSwf

fwi fwf

Sw

fw

Swf −

−=

∂

∂

2. Para t = tr.

- Xswf = L

-Swf Sw

fwqt

L Atr

∂∂

=*

**φ

3. Para t > tr.

-'

*

**

Swf Sw

fwqt

L At

∂∂

=φ

-t qt

A L

Sw

fw

Swf *

**

'

φ =

∂∂

Saturación promedia de agua en la zona invadida, Swp

1. Para t < tr

- Si Swi =Swc

* Método de Calhoun

-

∂∂−

+=

Swf

f

Sw

fw

fwSwf Swp

1

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

43





* Método de Welge

-Swf Swp

fwf

Sw

fw

Swf −

−=

∂∂ 1

- Si Swi > Swc

-SwiSwp

fwi

Sw

fw

Swf −

−=

∂∂ 1

2. Para t > tr

* Método de Calhoun

∂∂

−+=

'

'1''

Swf Sw

fw

fwf Swf Swp

* Método de Welge:a) Se ubica swf’b) Desde aquí se traza una tangente a la curvac) Intercepto será igual Swp’

Método de Predicción de Buckley & Leverett

Su desarrollo se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en

la teoría de un DTPCF. Considera un barrido lineal, como el caso de empujenatural de agua, inyección periférica de agua o expansión de la capa de gas.En la deducción del modelo matemático empleado se consideró un sistemahumectado por agua.

Suposiciones:

- Flujo Continuo:

0=∂∂t

P

La presión es constante. La inyección mantiene la presión.

- Flujo lineal: Horizontal, vertical o diagonal.

- Yacimiento uniforme: K, S y porosidad promedio.

- No hay variación espacial de las propiedades petrofísicas.

- Yacimiento Isotrópico: Kx = Ky = Kz. Generalmente Kx > Kz y Kx >Ky.

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

44





- Flujo bifásico en la zona invadida.

- Considera Desplazamiento Tipo Pistón Con Fugas (DTPCF)

- Área perpendicular a las líneas de flujo constante.

- Tasa de inyección constante (qt)

- Desplazamiento inmiscible

Ecuaciones para realizar la predicción:

Tiempo de Ruptura, tr

- Ec. Teórica. Considera el agua invade uniformemente el yacimiento

Swf Swf Sw

fwqt

Vp

Sw

fwqt

L A

tr

∂∂=

∂∂=

**φ

- Ec. Práctica. Considera el agua intruye parcialmente el yacimiento.

Swf Swf Sw

fwqt

EvVp

Sw

fwqt

Ev L Atr

∂∂

=

∂∂

=****φ

Siendo Ev, Eficiencia de Barrido.

VolTotal

doVolInyecta Ev =

Volumen Poroso Efectivo, Vp*Es el volumen potencialmente invadible por el fluido de inyección. Es

igual al volumen poroso regular mientras el yacimiento no tenga buzamiento oel fluido inyectado sea gas. Es significativo cuando el fluido desplazante esagua, debido a que por fuerzas gravitacionales el agua dejaría petróleoentrampado (ρH2O > ρOil ) en una zona conocida como ático, dejando sin producirel Attic Oil.

Si se cumplen cualquiera de las condiciones anteriores debe

considerarse este para determinación por ejemplo del tr.

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

45





( )

S S w

f wq t

EV pt r

∂

∂=

**

Petróleo Producido Acumulado

) )

−=−=

=

B

S

B

S EV

B o

S o E vV p

B o a

S o a E vV p N p

E vV p N p

*********

**

Si Soa = Sat. Actual de petróleo al inicio de la IASo = Sat. Remanente de petróleo @ t interésBoa = Bo @ PactBo = Bo @ P durante la inyección.

NOTA: Si el yacimiento es volumétrico y P > Pb, entonces So = 1 – Swi.El So será constante, ha habido producción de petróleo pero este seexpande.

Si hay mantenimiento de presión, entonces Boa = Bo

Tasas de Producción

Para t ≥ tr

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

46





( )

CN CN

CN CN

CY

CY CY

CY CN

CN CN

qt qo

qw fw

qt

qw fw

FR Bo

fwqt qo

FR Bw

fwqt qw

))

))

)

))

*

)1*)

*

)*)

+=•

=•

−=•

=•

CY

CY CY

CY

CY

CN

CN CN

fw

fw RAP

Bw

Bo

fw

fw

qo

qw RAP

t t

WpWp

t

Wpqw

t

Wpqw

)1

)

*1

)

)

)

12

12

−=•

−==•

−−=

∆∆=•

=•

Agua Inyectada Acumulada, Wi

- Si qt es constante, entonces

t qt Wi *=

- Si qt es variable

)(*)))

)12(*))

111

21121

iiiii t t qtpromWiWi

t t qtpromWiWi

−+=

−+=

+++

−−

Tasa de Inyección, qt

[ ] g qo Rs RGP wqwoqo FRqt β β β *)(** −++=

NOTA: Se puede fijar para el proyecto o estimar. En ocasiones el FR esasignado por MENPET.

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

47





Si son varios pozos se suman tasas y se divide qt entre elnúmero de pozos inyectores.

En Anaco se emplean pozos viejos como inyectores. Lo correctosería hacer pozos nuevos para tal fin.

Porcentaje de Recobro, %RDebe pagar la inversión realizada. No debe incluir lo que se hubiese

recuperado sin la inyección.

Casos considerados para realizar predicciones de

proyectos de Inyección de Agua (IA)* Caso I. Yacimiento sólo produce Petróleo + Gas en Solución; Py > Pb

Swi ≈ Swc ( No hay aguamóvil)

Fase Inicial, t ≤ tr

( )

t qo Np

o FR

qt qo

oqo FRqt

*

*

*

=•

=•

=•

β

β

100*%

0

*

*

N

Np R

RAP Wpqw

Rs NpGp

Rsqoqg

=•

===•

=•

=•

Fase de Irrupción, t = tr

Swf Swf Sw

fwqt

EvVp

Sw

fwqt

Ev L Atr

∂∂

=

∂∂

=****φ

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

48





( )

( )

−==•

−=•

=•

o

S o

o a

S o a E vV pt r q o N p r

F R B o f wq t q o

F R B w

f wq t q w

C N

C N

β β ****

*1*)

*

*)

SwpSo

SwiSoa

−=

−=

1*

1*

Rs Npr Gpr

Wpr

Bw

Bo

fw

fw RAP CN

*

0

*1

)

=•

=•

−=•

Fase Subordinada, t > tr

( )

'''1

*

**

'

'

S wS w p f w

S w f w

S w

f wq t

E vV pt

S w f

S w f

−−=

∂∂

∂∂

=

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

49





( )

( )

'1*

1*

***

*

'1*

)

*

'*

S w pS o

S w iS o a

o

S o

o a

S o a E vV p N p r

F R B o

fw f q t

q o

F R B w

fw f q t q w

C N

−=−=

−=•

−=•

=•

β β

t qt Wi

Rs RGP

Rsqoqg

*

*

=•

=•

=•

Bw

Bo

fwf

fwf RAP CN

*'1

')

−=•

−=• o Np FR

Wi

wWp β

β *

1

Para realizar las predicciones en esta fase se tienen dos opciones:- Se fijen t > tr- Se fijen Swf’ > Swf

Abandono del proyecto:

- qo ≈ 20 a 30 BPD/pozo ( Caso Anaco) o 200 -300 BPD/pozo (Norte deMonagas)

- RAP)CN ≈ 50 BN/BN- fwf’ ≈ 0.9 – 0.95- t ≈ 20 años- % A&S ≈ 95- Presencia de Asfáltenos- Exigencia del gerente o condiciones económicas particulares fijan un

tab

NOTA: Estas condiciones aplican para todos los casos a estudiar

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

50





Gráfica que demuestra el comportamiento de las distintas tasas deproducción desde el inicio del proyecto hasta el abandono

Fase Primaria Fase Subordinada

0 tr tab

* Caso II. Yacimiento produce Petróleo + Gas en Solución + Agua; Py ≥Pb

Swi > Swc ( Hay aguamóvil)Fase Inicial, t ≤ tr

( )

( )

t qo Np

o FR

fwqt qo

wqwoqo FRqt

*

*

1*

**

=•

−=•

+=•

β

β β

t qwWp

fwiqt qw

Rs RGP

t qg Gp

Rsqoqg

*

*

*

*

=•

=•

=•

=•

=•

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

51





100*%

1)

N

Np R

w

o

fwi

fwi RAP CN

=•

−

=•β

β

Fase de Irrupción, t = tr. Igual al Caso IFase Subordinada, t > tr. Igual al Caso I


Fase Primaria Fase Subordinada

0 tr tab

* Caso III. Yacimiento produce Pet + Gas en Sol + Gas Libre; Py < PbSwi ≈ Swc ( No hay agua

móvil)Sg > Sgc

Hay dos alternativas:

- a.- Presurizar el Yacimiento hasta Pb (FR > 1)

Ventajas: * Se logra disminuir la viscosidad, el FV, la movilidad y la tasade petróleo, el Rs, el IP. * Si no se ha producido suficiente gas libre selogra alcanzar la Pb y lograr la efectividad del proyecto.Desventajas: * El estado geomecánico de los pozos inyectores deberesistir las elevadas presiones. * Aumento de los costos. * Si se haproducido suficiente gas libre no se alcanzará la Pb y la inyección serácontraproducente.

- b.- Mantenimiento de Presión, P = Pact (FR = 1)

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

52





Se encuentran las etapas ya conocidas sólo que antes de la ruptura delfluido desplazante se produce el gas libre, etapa conocida como Llenedel yacimiento.

Ventajas: * Menor costo debido a que requiere menor presión de

inyección que en el caso anterior. * Permite se forme un Banco dePetróleo que al llegar a los pozos productores (PP) hace que tasa depetróleo e IP aumenten.Desventajas: * Produce menos petróleo que otros casos debido a que Sores mayor por eficiencia de barrido (Sor depende del fluido desplazante ydel tipo de crudo)

Las ecuaciones para las predicciones serán:

Fase Inicial, 0- tll. Se produce Pet + Gsol + GlibSe produce el gas móvil en el yacimiento, el espacio poroso donde se

hallaba es ahora ocupado por agua.

( ) ( )( )

( )( )

( ) g R s R G Po F R

q t q o

g R s R G Pq ooq o F Rq t

B g R sq oq g

S g rS g aV pt

l l

l l l l

l l

β β

β β

−+

=•

−+=•

−

−=•

*

**

**

( )

ll ll ll

ll ll

t qo Np

ibreTasadeGasL Rsqoqg

*

**

=•

=−

0

*

===•

=•

ll ll ll

ll ll ll

RAP Wpqw

t qg Gp

Los valores de Gp y Np del Llene representan la producción acumulada SÓLOdesde el inicio del proyecto de IA. Se deben considerar valores previos paradeterminar el Fr general del yacimiento.

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

53





Fase del Banco de Petróleo. tll < t < tr Se produce Petróleo + Gas en Solución

( )

( )ll bll ll b

bb

ll b

b

t t qot qo Np

Rsqoqg

qoqo

o

qt qo

oqo FRqt

−+=•

=•

>

=•

=•

*

*

*

*

β

β

Fase de Ruptura, t = tr

( )

( )( )

S g r S w pS o

S g aS w iS o a

o

S o

o a

S o a E vV p N p r

t t r q ot q o N p r

S w

f wq t

E vV pt r

l l bl l l l

S w f

−−=−−=

−=

−+=•

∂∂

=•

1*

1*

*

*

**

β β

( )( ) Rs Np Npr RGP NpGpr

Rs Np Npr GpGpr

ll ll

ll ll

−+=

−+=•

*

Fase Subordinada, tr < t < tabSe produce Petróleo + Gas en Solución + Agua

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

54





( )

''

'1

*

**

'

'

S wS w p

f w

S w

f w

S w

f wq t

E vV pt

S w f

S w f

−−

=

∂∂

∂

∂=

( )

( )

S g r S w pS o

S g iS w iS o a

o

S o

o a

S o a E vV p N p

F R B o

fw f q t q o

F R B w

fw f q t

q w

C N

−−=−−=

−=•

−=•

=•

'1*

1*

***

*

'1*)

*

'*

β β

( )

Bw

Bo

fwf

fwf RAP

t qt Wi

Rs RGP

Rs Np NpGpGp

Rsqoqg

CN

ll ll

*'1

')

*

*

−=•

=•

=•

−+=•

=•

−=• o Np FR

Wi

wWp β

β *

1

Xavier Cifuentes

Preparador 2006-1

55






LLENE BANCO FASESUBORDINADA

0 tll trtab

Si se pretenden observar las distintas zonas durante el proceso

Xavier Cifuentes56

Guía Teórica No 05_Yac homogeneo

Documents

Transcript of Guía Teórica No 05_Yac homogeneo