sábado, 29 de marzo de 2014

Esquemas de inyección - III

En yacimientos heterogéneos con grandes contrastes areales de permeabilidad, el pozo interespaciado se justifica si puede drenar un volumen grande de petróleo que compense económicamente su costo.
Se recomienda orientar los pozos inyectores y productores preferiblemente en la dirección de los canales y ubicar los pozos productores en las regiones de mayor permeabilidad. En los yacimientos uniformes la explotación con un espaciado óptimo sólo contribuye a acelerar la producción y no a aumentar las reservas o el recobro final.
En yacimientos inclinados, se recomienda inyectar agua en la parte inferior de la estructura y gas en la parte superior, con el fin de aprovechar la segregación gravitacional, tal como se observa en la Figura 8.3.
En yacimientos con empuje hidráulico se requiere un adecuado número de pozos para asegurar una buena eficiencia de barrido, lo cual se traduce en un espaciado pequeño de los pozos. En estos casos no es recomendable ubicar los pozos inyectores muy adentro en el acuífero (lejos del contacto agua-petróleo), ya que se pierde una cantidad sustancial de agua sin obtenerse su efecto positivo en la zona de petróleo.
En general, los proyectos de inyección de agua con empuje hidráulico se inician con arreglos periféricos; sin embargo, a medida que se tiene una mejor descripción del yacimiento se cambia a inyección por arreglos y luego, para controlar la heterogeneidad, se procede a la perforación interespaciada, que mejora la eficiencia de barrido areal y vertical, el balance de la inyección y la continuidad lateral del barrido, y reduce el límite económico. La Figura 8.4 muestra como mediante la perforación interespaciada, se convierten arreglos de 5 pozos en arreglos de 9 y arreglos de 7 pozos en arreglos de 13.

viernes, 28 de marzo de 2014

Esquemas de inyección - II


En la práctica, la selección del tipo de arreglo depende de la distribución geométrica de los pozos existentes y, finalmente, de los análisis económicos de los planes de explotación, los cuales se realizan con modelos analíticos o numéricos de los yacimientos. 
Sin embargo, hay que tomar en cuenta que el número óptimo de pozos para desarrollar un yacimiento es proporcional a la cantidad de petróleo in situ y a la productividad por pozo individual, razón por la cual los yacimientos de mayor espesor se deben desarrollar con un espaciamiento menor que los delgados. Mientras más adversa sea la razón de movilidad (M > 1), más pequeño debe ser el espaciamiento para incrementar la eficiencia del barrido. 
La perforación interespaciada tiene diferentes propósitos de acuerdo con las características del yacimiento. La ubicación de los pozos interespaciados se decide con base en el comportamiento de inyección/producción, la descripción del yacimiento, las predicciones del modelo analítico o numérico y la evaluación económica. Este método de desarrollo da muy buenos resultados cuando la inyección de fluidos es poco eficiente. Así, en yacimientos lenticulares con poca continuidad lateral de las arenas, como se ilustra en la Figura 8.2, los pozos interespaciados ayudan a drenar petróleo que no se ha producido por falta de pozos que lo capturen.

jueves, 27 de marzo de 2014

Esquemas de inyección - I

La experiencia de campo ha demostrado que en muchos yacimientos homogéneos y continuos, la recuperación adicional de petróleo por inyección de agua es más efectiva cuando se mantiene la presión por inyección en la periferia. 
Cuando la inyección periférica falla por la falta de continuidad entre la periferia y el centro del yacimiento, por la heterogeneidad y por la baja permeabilidad, es conveniente inyectar y producir los fluidos en arreglos o patrones de pozos. En general se recomienda lo siguiente: 
• Usar la inyección en arreglos de 5, 7 y 9 pozos en yacimientos con poco buzamiento y cierto grado de heterogeneidad, pues han resultado más beneficiosos que los arreglos en línea. 
• Utilizar arreglos en línea en yacimientos inclinados, pues permiten lograr un buen control del frente de barrido. 
♦ De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazado, resulta preferible: 
- Un arreglo de 7 pozos invertido, si la movilidad del fluido desplazante es mayor que la del petróleo. 
- Un arreglo de 7 pozos normal, si es menor que la del petróleo, y 
- Un arreglo de 5 pozos, si es igual a la del petróleo. 
• Preferir el uso de los arreglos de 7 pozos a los de 5 pozos por las razones siguientes: 

- Mayor eficiencia de barrido areal - Menor número de pozos inyectores

miércoles, 26 de marzo de 2014

Selección del fluido de inyección

La selección del fluido apropiado para inyectar en un determinado yacimiento es quizás la parte más difícil del diseño de cualquier operación de inyección. Generalmente el agua y el gas son los materiales menos costosos y están disponibles en cantidades suficientes para el desplazamiento de petróleo. En esta actividad es donde el conocimiento, la imaginación y el ingenio del ingeniero de yacimientos permite desarrollar programas de inyección que mejoren apreciablemente el recobro y los beneficios económicos de la mayoría de los yacimientos. 
En general, el agua es más eficiente que el gas en desplazar el petróleo porque tiene mayor viscosidad, menor movilidad y porque las rocas presentan menor permeabilidad efectiva al agua que al gas. Esto produce una razón de movilidad agua-petróleo menor que la de gas-petróleo y, por lo tanto, la eficiencia del barrido areal y volumétrico y la del desplazamiento son mayores. En yacimientos naturalmente fracturados e hidrófilos, el agua desplaza el petróleo de las fracturas por empuje viscoso; y de la matriz, por imbibición. El avance macroscópico del frente de agua está dominado por las fuerzas gravitacionales. En yacimientos con variación vertical de permeabilidad, donde las capas tienen continuidad vertical, la imbibición también ayuda en el desplazamiento de petróleo por agua pues logra que ésta penetre en las capas de menor permeabilidad y desplace el petróleo hacia las más permeables, tal como ocurre en Venezuela en los yacimientos de Barinas. 
Por último, la inyección de agua como un método de recuperación terciaría ha resultado exitosa en yacimientos agotados con una alta saturación de gas, debido a que el aumento de la presión del yacimiento genera un aumento de la tasa de producción. En cuanto a la inyección de gas se conoce que en arenas barridas por agua no ha producido buenos resultados. Sólo en yacimientos con alto relieve estructural, la segregación gravitacional ayuda al gas a recuperar petróleo adicional de zonas invadidas por agua debido a que la presión a través de los canales de gas formados entre los pozos de inyección y producción beneficia el levantamiento del petróleo. Una limitación importante de los proyectos de inyección de gas en el futuro es su falta de disponibilidad en cantidad suficiente, mientras que cuando se inyecta agua, generalmente existe una mayor disponibilidad de agua superficial y subterránea en muchos de los campos petroleros. Si no se dispone de agua en superficie es conveniente el tratamiento y la reinyección de aguas efluentes para evitar la contaminación ambiental. 
En Venezuela se están incrementando los proyectos de inyección de agua y disminuyendo los de gas natural por el valor cada vez mayor de dicho hidrocarburo. Para obtener un eficiente desplazamiento del petróleo remanente en zonas invadidas por agua es necesario inyectar un fluido miscible o altamente soluble en el petróleo, como el dióxido de carbono (C02) o el gas natural enriquecido con propano.

martes, 25 de marzo de 2014

Tiempo óptimo para el inicio de un proceso de inyección de fluidos - III

La generalización del tiempo óptimo para el inicio de un proyecto de mantenimiento por inyección de gas tiene un sentido práctico limitado por el excesivo número de variables que se deben considerar, tanto desde el punto de vista económico como de las características del yacimiento. 
Así, por ejemplo, el tiempo óptimo para el inicio de la inyección se relaciona con el proceso que mejor se adapte a un campo determinado. 
En este sentido, la inyección de agua a bajas presiones quizás deba iniciarse cuando el yacimiento presente una saturación de gas óptima; los yacimientos con bajas permeabilidades probablemente requieran de un proyecto de mantenimiento de presiones inmediato para conservar la productividad de los pozos; un proceso de desplazamiento por gas inmiscible quizás sea conveniente cuando la presión haya declinado para que los costos de compresión sean menores; y, finalmente, los procesos de gas miscible conviene iniciarlos a elevadas presiones para lograr las condiciones más apropiadas. 
En campos maduros, el tiempo óptimo ya pasó y en todo caso la pregunta deberá referirse a cuál es el mejor proceso que ha de utilizarse o, bien, a si el aumento de presión puede ofrecer oportunidades para otros procesos. 
En general, no existen métodos para calcular directamente el tiempo óptimo para el inicio de un proyecto de inyección de fluidos. En su lugar, ese cálculo debe hacerse luego de un estudio de diferentes estrategias de explotación que considere el inicio en diferentes etapas del agotamiento y luego del análisis económico correspondiente a fin de decidir lo más conveniente.

lunes, 24 de marzo de 2014

Tiempo óptimo para el inicio de un proceso de inyección de fluidos - II


Las ventajas de este procedimiento son: 

• El petróleo remanente tiene la máxima cantidad de gas en solución, lo cual genera un factor volumétrico máximo y un volumen mínimo de barriles normales. 

• Como se observa en la Figura 8.1, a esta presión, la viscosidad del petróleo es mínima, por lo cual mejora la razón de movilidad y las eficiencias del desplazamiento y del barrido. 

• Los pozos productores tienen el máximo índice de productividad. 

• No hay retraso en la respuesta del yacimiento a la invasión debido a que se encuentra lleno de líquido. 

Las desventajas podrían ser: 

• Requerimiento de altas presiones de inyección que incrementan los costos. 

• Exigencia de grandes inversiones al comienzo de la vida productiva del yacimiento, cuando sería más económico producir el yacimiento por su propia energía.

domingo, 23 de marzo de 2014

Tiempo óptimo para el inicio de un proceso de inyección de fluidos - I

Los yacimientos de petróleo y gas son como los seres humanos: cada uno es diferente, con sus características particulares. En relación con el inicio de las operaciones de inyección, hay que evitar retrasar el tiempo óptimo para el comienzo físico de la inyección. En todos los casos es necesario reconocer lo más temprano posible en la vida productiva de un yacimiento la necesidad de inyección para lograr los objetivos específicos. 
La planificación temprana, aun cuando no sea en detalle, hará posible la toma de los datos básicos en el momento más adecuado para el análisis de la ingeniería requerida. Esto puede conducir a la modificación del programa de desarrollo a fin de que los pozos puedan ser perforados con la máxima eficiencia para el programa de inyección y a un costo mínimo de reperforación y reparaciones. 
El inicio de un proyecto de inyección de agua o gas es una función de diferentes variables de los yacimientos, entre las cuales pueden citarse los mecanismos de producción y la presión inicial, la presencia y tamaño de acuíferos y/o capa de gas, y las propiedades de los fluidos, en particular, la presión de burbujeo, entre otros. 
Al respecto, Craig recomienda que para maximizar el recobro del petróleo, la presión óptima en el yacimiento a la cual se debe invadir es la del punto de burbujeo. En este caso, la presión de inyección debe estar entre 200 y 300 Ipc por encima de la presión de burbujeo.

sábado, 22 de marzo de 2014

Consideraciones prácticas durante la inyección de agua y gas

Introducción 

Los capítulos previos cubren los diferentes aspectos de la inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos e incluyen las teorías y métodos desarrollados para explicar y estimar el comportamiento de yacimientos sometidos a dichos procesos. Sin embargo, existe una cantidad apreciable de detalles prácticos que se requiere considerar para asegurar el éxito de los referidos proyectos en el campo y sobre este tema la literatura especializada en la inyección de agua y gas ofrece varias publicaciones. Así, recientemente Thakur y Satter1 y, previamente, Ferrer2 y Rojas3, señalan algunas consideraciones relacionadas con el tiempo óptimo para el inicio de la inyección, la selección de los fluidos, los esquemas de inyección, los pozos inyectores y productores, la infraestructura para la inyección y el tratamiento de los fluidos, el monitoreo de los proyectos de inyección, los problemas más frecuentes que se presentan y sus posibles soluciones, los aspectos económicos y los casos de campo. 

A continuación se describen los tópicos más relevantes expuestos en estas consideraciones, los cuales son de gran utilidad práctica.

viernes, 21 de marzo de 2014

Referencias bibliográficas

1. Craig, F.F., Jr.: The Reservar Engineering Aspeets ofWaterflooding, Monograph Series, SPE,  Richardson, TX (1971) 3.
2. Buckley, S.E y Levcrctt, M.C.: Mechanisms of Fluid Displaccment in Sands, Trans., Al ME (1942) 146, 107-116.
3. Dykstra, H. y Parsons, R.L.: The Prediction of Oil Rccovery by Water Flood, Secondary Recooery of Oil in The United States, API, New York City (1950) 160-174.
4. Johnson, C.E. Jr.: Prediction of Oil Recovery by Waterflood - A Simplified Graphical Treatment of ITie Dykstra-Parsons Method, Trans., AJME (1956) 207,345-346.
5. Stiles, W.: Use of Permeablllty Distribution in Water-Flood Calculatlons, Trans., AIME (1949) 186, 9-13.
6. Craig, F.; Geffen, T. y Morse, R.A.: Oil Recovery Performance of Pattem Gas or Water Injection Operallons froni Model Tests, Trans., AIMF. (1955) 204,7-15.
7. Ferrer, J.: Notas sobre Métodos de Predicción de la Recuperación Secundaria de Petróleo por Inyección de Agua, Escuela de Petróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1970).
8. Smith, J., y Cobb, W.: Walerflooding Notebook, Lubbock, Texas (1992).
9. Smith, C.: Mechanics of Secondary Oil Recovery, Reinhold Publishing Corporation, New York (1966).

10.  Scientifíc Software Intercomp (SSI): Notebook of Improved Oil Recovery by Walerflooding and Gas Injection, Denver (1981).
11. Roberts, T.G.: A Permeability Block Method of Calculating a Water Drive Recoverv Factor,Peí. Eng. (1959) 31, B45-48.
12.  Higgins, R.V. y Leighton, A.J.: Computer Prediction of Water Drive of Oil and Gas Mixtures through Irregularly Bounded Porous Media-Three Phase Flow.yP7'(Sept. 1962) 1048-1054.
13.  Rapoport, LA, Carpenter, C.W. y Leas, WJ.: Laboratory Studies of Five-Spot Waterflood Performance, Trans., AIME (1958) 213, 113-120.
14.  Yuster, S.T. y Calhoun, J.C., Jr.: Behavior of Water Injection Wells, Oil Weekly (Dic. 18 v 25, 1944)44-47.

jueves, 20 de marzo de 2014

Problema 11

Se está llevando a cabo una inyección de agua en un yacimiento formado por un arreglo de 5 pozos. Se conocen además los siguientes datos:
Calcule: 
a) Petróleo recuperado a la ruptura 
b) El tiempo transcurrido desde el inicio de la inyección hasta que el frente de invasión llegue a los pozos productores 
c) Petróleo recuperado y tiempo necesario cuando se ha inyectado un volumen de agua equivalente a 1,5 veces el volumen desplazable.

lunes, 17 de marzo de 2014

Problema 10 part 2

Estime: 
a) La razón de movilidad y el agua inyectada a la ruptura 
b) La tasa de inyección para un valor de agua inyectada de 114.900 Bbl 
c) La tasa de producción de petróleo cuando se considera como límite económico una RAP = 4 
d) Complete la tabla usando el método más apropiado.

domingo, 16 de marzo de 2014

Problema 10 part 1

Se conoce la siguiente información de un yacimiento que se va a someter a la inyección de agua bajo el esquema de un arreglo de 5 pozos:

sábado, 15 de marzo de 2014

Problema 9

Considere el siguiente yacimiento formado por 3 estratos como un posible candidato para invadir con agua.
El yacimiento contiene 2.000 m3 de petróleo recuperable en condiciones normales. Este volumen está basado en 3.150 m3 de petróleo in situ, en condiciones normales, en el momento del inicio de la invasión. La tasa de inyección se mantiene constante a 20 m3/día.
Utilizando el método de Stiles determine: 
a) La cantidad de agua inyectada, el petróleo producido, el recobro que se alcanza en cada capa y el tiempo necesario para alcanzar dicho recobro. 
b) El volumen de gas que existe inicialmente en el yacimiento y el tiempo de llene. 
c) Indique gráficamente la zona invadida cuando se ha producido la ruptura en la segunda capa y explique qué representa en el yacimiento W, X, YyZ.

viernes, 14 de marzo de 2014

Problema 8

Se está planificando llevar a cabo una inyección de agua en un campo de petróleo. El campo se desarrollará en arreglos de 5 pozos de 5 acres cada uno. Las propiedades de la roca y de los fluidos son:
Determinar utilizando el método de Craig, Geffen y Morse6: 
a) El petróleo producido cuando se haya inyectado un volumen equivalente al agua inyectada a la ruptura 
b) La eficiencia areal cuando se hayan inyectado 30.000 Bbl de agua 
c) El esquema de inyección para el campo, en BPD, si la caída de presión entre inyectores y productores es de 500 Ipca 
d) La tasa máxima de inyección bajo las condiciones estudiadas.

jueves, 13 de marzo de 2014

Problema 7

Se está planificando una inyección de agua en un yacimiento que tiene un espesor promedio de 10 pies, y el análisis de núcleos realizado en 5 pozos mostró el siguiente perfil de permeabilidad:
Estime qué porcentaje de la capacidad de flujo total contienen los 3 pies más permeables de la formación.

miércoles, 12 de marzo de 2014

Problema 6

Aplicando el método de Dykstra y Parsons a un yacimiento de petróleo invadido con agua, se obtuvo el gráfico de RAP (en condiciones de superficie) vs producción acumulada de petróleo, BN, el cual se muestra en la Figura 7.24.

martes, 11 de marzo de 2014

Problema 5

Considere un yacimiento que presenta el siguiente perfil de permeabilidades y del cual se sabe que tiene un recobro primario del 10%, una saturación de agua inicial del 30% y una razón de movilidad igual a 3.
Estime el recobro debido a la inyección de agua si se conoce que el límite económico de producción es una RAP de 25.

lunes, 10 de marzo de 2014

Problema 4


4. En el sistema mostrado en la Figura 7.23, la distancia entre los pozos inyectores es de 1.000 pies; el radio de drenaje es de 10 pies y el radío de los pozos 0,25 pies. La permeabilidad efectiva del petróleo a la saturación de agua irreducible es 100 md; la saturación de agua irreducible es 10% y la saturación promedio de agua detrás del frente de invasión es 56,3%. Se conoce, además, la siguiente información:

Si la caída de presión entre inyectores y productores es de 3.000 Ipc, ¿cuánta será la tasa de inyección en el pozo en el momento en que se hayan inyectado 50.000 Bbl de agua?

domingo, 9 de marzo de 2014

Problema 3

3. Se va a invadir un yacimiento con agua utilizando un arreglo de 5 pozos. Las propiedades de la roca y de los fluidos son:
La caída de presión entre el pozo inyector y el productor es de 500 Ipca. La permeabilidad del petróleo a la saturación de agua intersticial es de 100 md. Suponga un radio efectivo de los pozos inyectores y productores de 0,5 pies. Losdatos de permeabilidades relativas que corresponden al desplazamiento de petróleo por agua para este yacimiento, están dados por:
Utilizando el Método de Craig, Geffen y Morse, con la correlación de Caudle y Witte, estime: a) La razón de movilidad y la eficiencia a la ruptura b) La tasa de inyección y el tiempo necesario para alcanzarla, cuando se han inyectado 40.000 Bbl de agua c) El volumen de agua que se requiere inyectar para alcanzar una RAP = 2,2 d) La tasa de producción de petróleo cuando se cumple (c) e) En las condiciones supuestas, ¿cuál será la máxima tasa de inyección?

sábado, 8 de marzo de 2014

Problema 2

2. A continuación se muestran los datos de permeabilidades de un yacimiento que va a ser invadido con agua, ordenados en forma decreciente de permeabilidad. Construya los gráficos de distribución de permeabilidad y capacidad acumulada para este yacimiento.

viernes, 7 de marzo de 2014

Problema 1

1. Un yacimiento de 300 pies de ancho, 69 pies de espesor y 1.000 pies de longitud va a ser invadido con agua. El yacimiento es horizontal y tiene una porosidad de 20% y una saturación de agua inicial de 0,372, que se considera inmóvil. Se propone perforar una hilera de pozos inyectores en uno de los extremos del yacimiento e invadirlo con agua a una tasa de 400 BPD. Las viscosidades del petróleo y del agua son 2 y 1 cp, respectivamente. Los datos de permeabilidades relativas para este yacimiento están dados por las siguientes ecuaciones:

martes, 4 de marzo de 2014

Comportamiento cuando existen varios estratos - II

3. Los datos de permeabilidades relativas son los mismos para todos los estratos. 
4. Las tasa de inyección y producción asociadas con cada estrato son propocionales a k* h. Si se ha realizado la predicción del estrato 1 usando los cálculos anteriores, el tiempo requerido para inyectar el mismo número de volúmenes porosos de agua hasta el estraton, tiempon, tn, como fue inyectado para el estrato 1 durante el tiempo/,, será:

lunes, 3 de marzo de 2014

Comportamiento cuando existen varios estratos - I

Todos los cálculos anteriores aplican para un yacimiento con un solo estrato. Estas predicciones pueden ser extendidas para incluir otros estratos, si se realizan las siguientes suposiciones: 1. No existe flujo cruzado. 2. La permeabilidad, el espesor y la porosidad de los estratos pueden variar; sin embargo, las saturaciones de petróleo, agua y gas se suponen iguales en todos los estratos.