ing. de yacimientos modulo 3

mayo - junio 2014

Semestre

semestre I - 2014

I - 2014Ing. Jhony Chiln

www.chilonunellez.blogspot.com

ING YACIMIENTOS III

MODULO III

ARREGLO DE POZOSY EFICIENCIA DE

BARRIDO

ARREGLO DE POZOS

2.2 MODELOS DE INYECCIN

El arreglo de pozos se basa en la geometra existente entre los pozos ya

perforados en yacimientos ya desarrollados.

Muchos de los campos viejos que han sido sometidos a recuperacin

secundaria por inyeccin de agua fueron desarrollados mediante un

espaciamiento irregular de los pozos. Sin embargo, un mejor entendimiento de

la mecnica del reservorio y los principios de conservacin en recientes aos

ha resultado en un espaciamiento relativamente uniforme de pozos y modelos

de perforacin. Esto significa que al momento de preparar un proyecto de

recuperacin secundaria el campo ya estar desarrollado en base a un arreglo

regular.

Los modelos o arreglos se clasifican en geomtricos e irregulares.

3 Modelos Geomtricos: En esta clase de arreglos los pozos de produccin e inyeccin se los ubica de tal manera que obtengamos

formas geomtricas conocidas. Este tipo de arreglos son los ms


UNEFA - BARINAS 01

UNEFA - BARINAS

estudiados, ya sea mediante modelos o usando las matemticas

aplicadas.

3 Modelos Irregulares: En esta clase de arreglos los pozos de inyeccin y produccin se encuentran ubicados en forma desordenada. Cada caso

necesita un anlisis especial.

2.2.1 MODELOS GEOMTRICOS EN LNEA RECTA

Las definiciones a usarse en los anlisis de los modelos de inyeccin son las

siguientes:

3 o: simboliza un pozo inyector.

3 x: simboliza un pozo productor.

3 a: es la distancia ms corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila, uno a continuacin del otro.

3 d: es la distancia ms corta entre lneas de pozos de distinto tipo, situadas una a continuacin de otras en la misma columna.

3 Unidad: es la porcin sobre la cual se realizan todos los estudios, de tal manera que los mismos son vlidos para todo el sistema.

3 RPI/PP: Razn pozos de inyeccin a pozos de produccin. Matemticamente significa:

inyector pozoun por salimentadoson que produccin de pozos de Nproductor pozoun aalimentan queinyeccin de pozos de N=

PPRPI

2.2.1.1 Arreglos en Lneas Directa

Los pozos de inyeccin y produccin presentan la forma geomtrica de la figura

16.

En este caso: 166 ==

PPRPI

La razn entre los valores de a y d puede variar y la unidad que se repite se

encuentra rayada en la figura 2.16.

02


Figura 2.16: Arreglo en lnea directa.

Fuente: Jess Manucci Recuperacin Mejorada por Inyeccin de Agua.

2.2.1.2 Arreglos en Lnea Alterna

Los pozos de inyeccin y produccin se encuentran distribuidos como en la

figura 2.17.


PPRPI

La unidad del arreglo que se repite se encuentra rayada en la figura 2.17.

Figura 2.17: Arreglo en lnea alterna.


UNEFA - BARINAS 03


2.2.2 MODELOS GEOMTRICOS EN REDONDO O PERIFRICOS

2.2.2.1 Arreglos de cinco pozos

En estos arreglos se perforan los pozos de inyeccin en los vrtices de un

cuadrado y el pozo productor en el centro del mismo. Un esquema de este

arreglo se muestra en la figura 2.18. Puede considerarse como un caso

particular del arreglo en lnea alterna, cuando d = a. Este tipo de arreglo es el

ms utilizado y donde la mayora de estudios se han realizado.

Figura 2.18: Arreglo de cinco pozos.



PPRPI .

La unidad del arreglo que se repite se encuentra rayada en la figura 2.18.

2.2.2.2 Arreglo de siete pozos

El arreglo se encuentra formado por seis pozos ubicados en los vrtices de un

hexgono y un pozo adicional en el medio del mismo.

2.2.2.2.1 Arreglo de siete pozos normal

El arreglo est formado por seis pozos de inyeccin en los vrtices de un

hexgono regular y un pozo de produccin en el centro de dicho hexgono. La

figura 2.19 muestra la posicin de los pozos en este arreglo, adems la porcin

rayada representa la unidad que se repite.

UNEFA - BARINAS 04



PPRPI .

Figura 2.19: Arreglo de siete pozos normal.


2.2.2.2.2 Arreglo de siete pozos invertido

Figura 2.20: Arreglo de siete pozos invertido.


Tambin es conocido como arreglo de cuatro pozos. Se diferencia del arreglo

de siete pozos normal en la posicin que ocupan los pozos de inyeccin y

produccin, en este caso los pozos de inyeccin se colocan en el centro del

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hexgono y los pozos de produccin en los vrtices del mismo, como se

muestra en la figura 2.20. La porcin rayada muestra la unidad que se repite.

En este caso: 21

63 ==

PPRPI .

2.2.2.2.3 Arreglo de siete pozos distorsionado

Figura 2.21: Arreglo de siete pozos distorcionado.


Es anlogo al arreglo de siete pozos normal, pero en este caso el hexgono

formado es irregular, como se muestra en la figura 2.21. La unidad que se

repite se encuentra rayada.


PPRPI .

2.2.2.3 Arreglo de nueve pozos

Los pozos se colocan de manera que formen un cuadrado, con pozos en los

vrtices, puntos medios de los lados, y en el centro del cuadrado.

2.2.2.3.1 Arreglo de nueve pozos normal

Los pozos de inyeccin van ubicados en los vrtices y puntos medios del

cuadrado, y el pozo de produccin se encuentra situado en el centro del

cuadrado, como se muestra en la figura 2.22. La porcin rayada muestra la

unidad que se repite.

Los pozos de los vrtices del cuadrado alimentan a cuatro pozos de

produccin. Los pozos de los puntos medios alimentan a dos pozos de

produccin.

UNEFA - BARINAS


Figura 2.22: Arreglo de nueve pozos normal.


En este caso: 32124

. =+=+=+= 44RR

PPRPI

mediosptosvrtices .

Es decir, si se considera flujo continuo y una tasa de inyeccin igual en todos

los pozos inyectores, los pozos de produccin tendrn una tasa igual al triple

de la inyeccin en cada pozo inyector.

2.2.2.3.2 Arreglo de nueve pozos invertido

Figura 2.23: Arreglo de nueve pozos invertido.


UNEFA - BARINAS


En este caso el pozo inyector va en el medio del cuadrado, y los pozos

productores van en los vrtices y puntos medios de los lados del cuadrado, tal

como se muestra en la figura 2.23. La porcin rayada muestra la unidad que se

repite.

En este caso: 31

21*4

41*4

1 =+

=PPRPI .

2.3 CONSIDERACIONES ACERCA DEL AGUA A SER INYECTADA

2.3.1 TASA DE INYECCIN DE AGUA

La eficiencia de un proceso de inyeccin de agua depende en gran parte de la

capacidad de inyeccin presentada por los pozos.

La tasa inicial de inyeccin de un pozo depende de los elementos que se

nombran a continuacin:

3 Permeabilidad efectiva de la arena al agua. 3 Viscosidad del petrleo y del agua. 3 Espesor de la arena. 3 Radio efectivo del pozo. 3 Presin del yacimiento. 3 Factor de llene (es funcin del radio efectivo del pozo). 3 Taponamiento de la cara de la arena y de los poros debido a materiales

en suspensin, productos de corrosin o reacciones entre el agua

inyectada y la formacin.

Algunos de estos factores pueden ser controlados.

La permeabilidad efectiva se ve disminuida debido a taponamientos en la

formacin, ya sean estos provocados o accidentales. Esta permeabilidad puede

ser modificada mediante estimulaciones matriciales o fracturamientos, con lo

cual se lograr aumentar la tasa y disminuir la presin de inyeccin.

La viscosidad del petrleo y del agua, el espesor de la arena, el radio efectivo

del pozo, la presin del yacimiento, las caractersticas litolgicas y

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estructurales, porosidad, fracturas, profundidad del yacimiento, temperatura,

etc., son caractersticas que no pueden modificarse.

Cuando el agua comienza a ser inyectada en un pozo la tasa de inyeccin es

mxima pero disminuye rpidamente, luego la tasa disminuye ms lentamente

hasta alcanzar una tasa relativamente estable.

Luego que se ha producido el efecto de llene (etapa en la que el gas libre ha

sido producido o disuelto en el petrleo), la tasa de produccin es directamente

proporcional a la tasa de inyeccin. La produccin de fluidos puede ser

controlada limitando el volumen de agua a inyectarse o creando una

contrapresin en los pozos productores para limitar el volumen producido. Esto

se lo hace en base al criterio que no se necesitan altas tasas de inyeccin de

agua para obtener una recuperacin mxima, por el contrario, podra darse una

ruptura temprana. Adems, la disminucin en la tasa de produccin no afectar

la recuperacin final.

Se debe determinar una tasa de inyeccin mxima crtica con el fin de

mantener un avance del frente de desplazamiento lo ms uniforme posible para

evitar una ruptura temprana del agua inyectada en los pozos productores, lo

cual reducira la eficiencia de barrido.

2.3.2 FUENTES DE AGUA DE INYECCIN

2.3.2.1 Agua salada

Para visualizar de mejor manera las ventajas y desventajas de cada una de las

fuentes de agua salada para la inyeccin, se ha preparado la tabla 2.1.

2.3.2.2 Agua dulce

Para visualizar de mejor manera las ventajas y desventajas de cada una de las

fuentes de agua dulce para la inyeccin, se ha preparado la tabla 2.2.

2.3.3 COMPATIBILIDAD DEL AGUA

Se llaman aguas compatibles a aquellas que al momento de mezclarse no

forman ningn precipitado, a pesar de ser de fuentes diferentes.

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Tabla 2.1 Fuentes de Agua Salada

Fuente Ventajas Desventajas

Agua producida con el

petrleo.

Bajo costo. Puede ser

reinyectada con o sin

tratamiento a la

formacin productora.

En algunos casos, la cantidad de agua es

insuficiente para

aprovisionar el

proyecto.

Agua proveniente de

otras formaciones.

En ocasiones puede usarse en un sistema

cerrado sin necesidad

de tratamiento.

Puede haber incompatibilidad con

el agua intersticial del

yacimiento.

Agua de ocanos y

lagos.

Provisin inagotable de agua de calidad

constante.

Bajo costo de bombeo.

Costo elevado debido a tratamientos contra

la corrosin y

bacterias.

Puede haber incompatibilidad con

el agua intersticial del

yacimiento.

Elaborado por: Autor Fuente: Jess Manucci Recuperacin Mejorada por Inyeccin de Agua.

La compatibilidad debe ser muy tomada en cuenta al momento de disear un

proyecto de recuperacin secundaria por inyeccin de agua ya que muchas

veces el agua a ser inyectada proviene de varias fuentes y si stas no son

compatibles entre s, formaran precipitados que taponaran las tuberas y la

formacin en los pozos de inyeccin. Debido a esto, deben realizarse pruebas

de compatibilidad para ver si hay formacin de slidos, y en caso de haberlos

se pueden usar tanques de decantacin y/o de filtracin como tambin

tratamientos qumicos.

Por otro lado, es muy importante conocer la compatibilidad del agua de

formacin y el agua a ser inyectada, debido a que pueden formarse

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taponamientos en la arena y reducir su permeabilidad. La prueba de

compatibilidad debe realizarse antes de comenzar un proyecto de inyeccin de

agua. En el caso que no sean compatibles se debe cambiar de fuente de agua

o someterla a un tratamiento adecuado antes de ser bombeada al pozo.

El tratamiento que se realiza al agua a ser inyectada varan de acuerdo a la

composicin de la misma, pero principalmente se focaliza en:

Reducir la corrosin. Prevenir taponamiento de las arenas en los pozos de inyeccin.

Tabla 2.2 Fuentes de Agua Dulce

Fuente Ventajas Desventajas

Agua de pozos someros.

Muy buen suministro de agua.

Necesita poco o ningn tratamiento

qumico (necesita

bactericidas).

Bajo costo de bombeo.

En ocasiones no necesita filtracin.

En algunos yacimientos puede

causar expansin de

arcillas al exponerse

al agua dulce.

Agua de superficie

Bajo costo. Es una excelente

fuente de

abastecimiento.

Costo elevado debido a tratamientos contra

corrosin y bacterias

por causa del oxgeno

presente.

Tratamiento bajo supervisin continua.

Agua de acueductos

El tratamiento necesario puede ser

mnimo o ninguno.

Costo elevado. Insuficiente

disponibilidad.

Elaborado por: Autor Fuente: Jess Manucci Recuperacin Mejorada por Inyeccin de Agua.

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64

2.4 EFICIENCIAS DE DESPLAZAMIENTO DEL PETRLEO POR AGUA

2.4.1 EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL (EA)

La eficiencia de barrido areal se define como la fraccin horizontal de un

yacimiento que ha sido contactado por agua a un tiempo dado durante un

proceso de inyeccin, y se lo expresa en un valor que va del 0 al 1.

Depende de los siguientes factores:

Tipo de arreglo geomtrico entre pozos productores e inyectores. Razn de movilidad M. Est en funcin de la cantidad de fluidos inyectados y

consecuentemente del tiempo.

Permeabilidad direccional, variacin de permeabilidad, buzamiento, flujo cruzado, entre otros.

bdAhorizontal total rea t == .................................................................... (2.77)

bAinyectada agua el por barrida horizontal rea = (mostrada en la figura 2.24).

t

bA A

AE = ....................................................................................................... (2.78)

Figura 2.24: rea horizontal barrida por el agua inyectada, Ab.


b

d

Ab

PP

PI

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En la prctica se usan grficas para determinar la eficiencia de barrido areal,

dependiendo del arreglo de pozos que se vaya a utilizar. Se ingresa con el

valor de la razn de movilidades M verticalmente hasta la lnea que muestra la

ruptura y se lee a la izquierda el porcentaje del rea mojada o EA. Se realiza el

mismo procedimiento para hallar la fraccin de rea mojada con las curvas que

se encuentran por encima de la curva de ruptura mientras sigue aumentando la

relacin VI/VD.

2.4.2 EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL (EV)

La eficiencia de barrido vertical se define como la fraccin del rea vertical que

ha sido contactada por el fluido desplazante.


Heterogeneidad vertical. Razn de movilidad M. Volumen de fluidos inyectados. Gravedad, fuerzas capilares, tasa de inyeccin, flujo entre capas

paralelas, entre otros.

hbvertical total rea = ................................................................................ (2.79)

VbAinyectada agua el por barrida vertical rea = (mostrada en la figura 2.25).

hbA

E VbV = ...................................................................................................... (2.80)

Figura 2.25: rea vertical barrida por el agua inyectada, AVb.


AVb

b

h

P P

PI

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2.4.3 EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO (ED)

La eficiencia de desplazamiento se define como la fraccin de petrleo inicial

que es desplazada en la zona invadida por el fluido inyectado.


Cantidad de fluido inyectado. Humectabilidad preferencial del medio poroso. Viscosidad del petrleo y fase desplazante. Tasa de inyeccin y buzamiento de la formacin. Saturacin de gas inicial.

El valor de ED se lo puede hallar dividiendo el petrleo producido (Np) para el

petrleo inicial (Ni): ( )

o

wiwppp B

SSVN

= ....................................................................................... (2.81)

oi

oipi B

SVN

= ................................................................................................. (2.82)

( )ooi

oiwiwp

i

pD BS

BSSNN

E == ............................................................................ (2.83)

2.4.4 EFICIENCIA VOLUMTRICA (ES)

La eficiencia volumtrica se define como la fraccin del volumen total del

yacimiento que es invadida por el fluido desplazante.

VAS EEE = ................................................................................................. (2.84) El factor de recobro de petrleo puede ser pronosticado a cualquier tiempo en

la vida de la inyeccin de agua si se conocen los valores de eficiencia de

barrido areal EA, eficiencia de barrido vertical Ev y eficiencia de desplazamiento

ED.

DVA EEEFR = ........................................................................................... (2.85)

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2.4.5 ECUACIONES EMPLEADAS PARA UN YACIMIENTO HOMOGNEO

2.4.5.1 Etapa inicial (hasta la ruptura)

Agua y petrleo producidos:

( ) VpSSEW wrwcasbtpbt = ............................................................................ (2.86) ( ) owcwpbtasbtpbt BVpSSEN /= .................................................................... (2.87)

Donde AhVp = ....................................................................................... (2.88) Volumen de agua inyectada Qbt:

( ) VpSSEQ wrwpbtasbtbt = ............................................................................ (2.89) Tiempo de ruptura:

t

btbt q

Qt = ........................................................................................................ (2.90)

Tasa de produccin de agua:

bt

pbtw t

Wq = ...................................................................................................... (2.91)

Tasa de produccin de fluidos a condiciones de reservorios:

woot qBqq += .............................................................................................. (2.92) Petrleo producido al momento de la ruptura:

NN

RP pbtbt = .................................................................................................... (2.93)

Donde ( ) owc BVpSN /1 = ........................................................................... (2.94)

2.4.5.2 Etapa subordinada (posterior a la ruptura)

Volumen desplazable VD:

( )wrwpbtPD SSVV = ..................................................................................... (2.95) Produccin de petrleo y agua de la zona virgen:

( ) VpSSEN wcwbtaspn = ......................................................................... (2.96) ( ) VpSSEW wrwcaspn = .......................................................................... (2.97)

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Fraccin de volumen poroso nuevamente invadido iQ :

VpEQ

Qasbt

bti = ............................................................................................. (2.98)

Cabe acotar lo siguiente:

iQdSwdfw 1= ...................................................................................................... (2.99)

Produccin de petrleo y agua de la zona que ya ha sido invadida:

( ) ( )( )pnpnipp WNVfwN += 1 .......................................................... (2.100) ( )( )pnpnipp WNVfwW += ................................................................ (2.101)

El intervalo de tiempo de acuerdo al volumen de agua inyectada ser:

tqVit = ..................................................................................................... (2.102)

El petrleo y agua producidos en ese intervalo de tiempo ser:

( ) opppnp BNNN /+= ............................................................................. (2.103) pppnp WWW += .................................................................................... (2.104)

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1

METODO DE DYKSTRA-PARSON

Es uno de los mtodos ms conocidos y utilizados en la prediccin del comportamiento de yacimientos sometidos a inyeccin de agua. Combina una serie de consideraciones tericas con resultados experimentales. El mtodo se aplica para yacimientos estratificados y tiene por objeto la determinacin de la eficiencia vertical o intrusin fraccional, la relacin agua-petrleo, y en general la prediccin del comportamiento durante un proceso de inyeccin de agua.

METODOLOGIA PARA LA APLICACIN DEL METODO.

Inicialmente se obtienen los valores de permeabilidad del anlisis realizado a un ncleo de la formacin y posteriormente se siguen uno a uno los siguientes pasos para obtener los valores de los parmetros buscados:

1. Determinar el coeficiente de variacin de permeabilidad, V :

Este coeficiente mide o cuantifica la estratificacin de la permeabilidad y su efecto en el comportamiento de la inyeccin de agua. Su valor vara entre 0 y 1, de tal manera, que entre menor sea su valor mayor es la recuperacin ya que el yacimiento es ms homogneo. El modo de calcular V se describe a continuacin:

Las permeabilidades del perfil de las capas se colocan en orden decreciente.

Se determina para cada una de ellas el porcentaje del nmero total de permeabilidades que son mayores que cada una en particular.

Se construye un grfico representando el logaritmo de cada permeabilidad en funcin del porcentaje calculado en el paso anterior, en escala de probabilidades.

En el grfico obtenido, se determina sobre la mejor recta trazada las permeabilidades correspondientes a 50% y 84.1%, llamadas

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2

respectivamente K50% y K84.1%. A partir de esos valores de K, se calcula V utilizando la siguiente

ecuacin: ( )

%50

%1.8450%

KKK

=V

2. Se determina la relacin de movilidades: La razn de movilidades se define por la siguiente ecuacin:

w

o

ro

rwo,w *k

kM

=

3. Se determina la eficiencia de desplazamiento:

( )*

*

o

oroD

S

SSE

=

4. Se determina el petrleo inicial en el modelo

oi

wii B

)S1(**h*A*7758N =

Donde: Ni Aceite inicial en el modelo, BOF A Area del modelo, Acres h Espesor neto promedio del modelo, ft Porosidad promedio, fraccin Swi Saturacin de agua inicial, fraccin Boi Factor volumtrico del aceite a la presin inicial del yacimiento de 2350 psi,

RB/BOF

5. Se determina el aceite remanente en el modelo:

Pir NNN =

6. En este paso se suponen valores de RAP que coincidan con aquellos para los cuales estn hechas las grficas de Coeficiente de variacin de permeabilidad (vs) Eficiencia vertical para varias razones de movilidades. Los valores de RAP

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en BAF/BOF supuestos son: 0.1, 0.25, 0.5, 1, 5, 10, 25, 50, 100.

7. Se determina el flujo fraccional:

Para cada valor de RAP se determina el flujo fraccional de agua con la siguiente ecuacin:

RAPBRAPf

ow

+=

8. Se determina la eficiencia areal:

Dependiendo del patrn de inyeccin existen unas grficas, que permiten hallar la eficiencia areal de desplazamiento en funcin de la movilidad y usando como parmetro el valor del flujo fraccional del agua del pozo productor.

9. Se determina la eficiencia vertical:

DYKSTRA-PARSONS utilizaron sus ecuaciones de RAP, eficiencia vertical y con el concepto de variacin de permeabilidad V construyeron grficos que relacionan V, razn de movilidad y eficiencia vertical para determinados valores de RAP.

Para emplear dichos grficos se suponen valores de RAP, que coincidan con aquellos para los cuales estn hechas las grficas de Coeficiente de variacin de permeabilidad vs. Eficiencia vertical.

10. Se determina el aceite producido:

El petrleo producido acumulado desde que comenz el proceso de desplazamiento de aceite por agua Np, se determina mediante la siguiente expresin:

iaDrp E*E*E*NN =

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11. Se determina el agua necesaria para desplazar el petrleo:

El agua necesaria para desplazar el petrleo, es igual al petrleo producido a condiciones de yacimiento a un RAP determinado. Luego, para cada RAP se determina el agua necesaria para desplazar el petrleo WD por medio de la siguiente ecuacin:

[ ]BBLB*NW opD ==

12. Se calcula el agua producida:

El agua producida para un valor determinado de RAP se puede obtener de la integracin grfica del rea bajo la curva de la grfica de RAP vs. Np.

]BBL[dNRAPW pp == 13. Se determina el agua de llenado:

( )gif SAhW 7758=

11. Se determina el Agua inyectada:

El agua inyectada Wi a un determinado RAP, es la suma del agua producida y el agua necesaria para desplazar el petrleo medidas a ese mismo RAP.

fPDi WWWW ++=

12. Se determina el tiempo de inyeccin:

El tiempo durante el cual se ha inyectado cierta cantidad de agua (correspondiente a un valor determinado de RAP) es simplemente la divisin del agua inyectada a un valor de RAP por el caudal de inyeccin.

[ ]DiasQW

tiny

i==

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Metodologia del Metodo de DysktraFiguras DP Method

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