Arreglos de pozos - Part 2

Figura 5.2. Arreglos irregulares (según Rose y col.).

Todos los arreglos individuales mencionados pueden ser repetidos para formar un arreglo regular de pozos, con excepción de los arreglos irregulares y del invertido de 5 pozos que siempre se utiliza como un solo tipo de arreglo en el yacimiento.

Arreglos de pozos - Part 1

Muchos de los campos viejos que luego han sido sometidos a invasión para la recuperación secundaria, se desarrollaron inicialmente mediante un espaciado irregular de los pozos, pero una mejor comprensión del comportamiento de los yacimientos ha traído como consecuencia el uso de arreglos y espaciados uniformes en los pozos perforados durante el desarrollo del yacimiento. 

Esto significa que en el momento de planificar el proceso de recuperación secundaría, el campo estará desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos inyectores y productores forman figuras geométricas conocidas y muy variadas que se ilustran en la Figura 5.1. Los factores que más influyen en la selección de! tipo de arreglo son: la forma original en que ha sido producido el yacimiento, la permeabilidad del yacimiento, la viscosidad de los fluidos, la razón de movilidad, la razón pozos inyectores a pozos productores, la estructura del yacimiento y las características geológicas del mismo; por ello, algunas veces también se utilizan arreglos irregulares en los yacimientos como el que se presenta en la Figura 5.2. La Tabla 5.1 resume algunas características de estos arreglos de inyección.

Figura 5.1. Diferentes tipos de arreglos de pozos (según Craig).

Razón de movilidad, M - Part 3

SI el petróleo desplaza al gas: 

Cuando existe una saturación de gas antes de comenzar la inyección de agua, se desarrolla un banco de petróleo que desplaza todo (o una porción significante) el gas libre que existe en el yacimiento. En este caso, la razón de movilidad entre el petróleo y el gas vendrá dada por:

donde: M0 g es la razón de movilidad entre el petróleo desplazante y el gas desplazado; (km )Sg, la permeabilidad relativa al gas a la saturación de gas, 5g; y ng, la viscosidad del gas en cp. En la mayoría de las invasiones donde el petróleo desplaza al gas, se pueden utilizar las siguientes aproximaciones: si; (k^ =0,1 y ng =0,02 cp. Por lo tanto:

Por consiguiente, la razón de movilidad entre el banco de petróleo desplazante y el gas desplazado depende fuertemente de la viscosidad del petróleo desplazante y de la del gas desplazado, como se muestra en la tabla siguiente:

Estos resultados indican que en yacimientos que poseen petróleo con una moderada viscosidad, en la mayoría de las inyecciones de agua, M0 ( será menor de 0,2. En general, la razón de movilidad entre la fase desplazante (agua o petróleo) y la fase desplazada (petróleo o gas) se usa para estimar la eficiencia de barrido areal para ciertos arreglos. También, la razón de movilidad afecta la tasa de inyección y cumple un papel importante en los cálculos de eficiencia de barrido areal y en la recuperación de petróleo.

Razón de movilidad, M - Part 2

La saturación promedio de agua detrás del frente permanece constante hasta la ruptura. De acuerdo con esto, con base en la ecuación 5.3, la razón de movilidad también permanecerá constante hasta la ruptura. Después de la ruptura, la razón de movilidad ya no es constante: aumenta continuamente en respuesta al aumento de la saturación promedio de agua en el yacimiento, lo cual causa que km también aumente. M, generalmente, se designa como favorable o no favorable, dependiendo de si es menor o mayor que uno. Cuando M = 1, las movilidades del petróleo y del agua son idénticas y los fluidos encuentran la misma resistencia al moverse dentro del yacimiento. Cuando M < 1, el petróleo fluye más que el agua y por lo tanto es muy fácil para el agua desplazar el petróleo; esta condición generalmente da como resultado altas eficiencias de barrido y buen recobro de petróleo. 

Por el contrario, cuando M > 1, el agua se mueve más fácilmente que el petróleo y no es muy efectiva para desplazarlo. En general, la eficiencia de barrido y la recuperación de petróleo tienden a disminuir a medida que la razón de movilidad aumenta. Considere la definición de razón de movilidad, dada por la ecuación 5.3. Aunque se conoce que la viscosidad del agua depende de su salinidad y de la temperatura, usualmente se puede estimar un valor en el rango 0,4-0,8 cp y al respecto, Smith y Cobb3 sugieren un valor de 0,6 para ser usado con mucha aproximación en muchos casos. 

También, si la saturación de agua connata es inmóvil, o casi inmóvil, entonces Oro )SuH se puede aproximar a 1. Finalmente (km. )SlLV depende del gráfico de flujo fracciona!, de las viscosidades de los fluidos y de la humectabilidad de la roca; pero frecuentemente está en el rango de 0,1 a 0,3, por lo que, para muchas invasiones, (knv )Swp puede ser aproximada a 0,2. Esto lleva a los siguientes cálculos para M:

La ecuación 5.5, se puede utilizar cuando se desee una rápida estimación de M en una invasión con agua; pero si se desean cálculos más exactos, se debe utilizar la ecuación 5.3. El uso más importante de la razón de movilidad es para en determinar la eficiencia de barrido areal. Se verá más adelante que ésta puede ser estimada en yacimientos sometidos a la inyección de fluidos bajo ciertos patrones de inyección, si se conoce la razón de movilidad.

Razón de movilidad, M - Part 1

Una de las características más importantes de la inyección de fluidos es la razón de movilidad, M, la cual se define como la razón entre la movilidad de la fase desplazante (agua o gas) y la movilidad de la fase desplazada (petróleo), y puede relacionarse con la conductancia en términos de la permeabilidad efectiva y de la viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado. Así se tiene:

Si el agua desplaza al petróleo:

De aquí en adelante, en el uso del término razón de movilidad se considerará normalmente que la fase desplazante es el agua y el fluido desplazado es el petróleo y se denotará simplemente como M, a menos que se indique lo contrario. Es importante observar que las permeabilidades relativas al agua y al petróleo, en la ecuación 5.2, están definidas con base en dos puntos diferentes en el yacimiento: esto es, knn, la permeabilidad relativa al agua en la porción de yacimiento que ha sido contactada por el agua (zona invadida) y km, la permeabilidad relativa al petróleo en el banco del petróleo (zona no invadida del yacimiento). 

La ecuación 5.2 también muestra que la razón de movilidad es función de las permeabilidades efectivas, lo cual significa que también es función de las saturaciones de los fluidos. Esto representa un problema, pues, de acuerdo con la teoría frontal del desplazamiento de petróleo, existe un gradiente de saturación detrás del frente de invasión. Comokm, es la permeabilidad relativa al agua detrás del frente, entonces, según Craig y col.4, la misma debe evaluarse a la saturación promedio de agua a la ruptura y kro, en el banco de petróleo formado delante del frente de invasión, esto es, a la saturación de agua connata, Swx. Por lo tanto:

Arreglos de pozos y eficiencia de barrido

Introducción 

Un factor predominante que controla las operaciones de inyección de agua es la localización de los pozos inyectores con respecto a los productores y a los límites del yacimiento. La eficiencia de desplazamiento es un factor microscópico determinado usualmente mediante pruebas de laboratorio de desplazamiento en sistemas lineales, y se calcula para determinar la saturación de petróleo residual que queda detrás del frente de invasión. El desplazamiento lineal ocurre en capas uniformes de sección transversal constante donde los extremos de entrada y salida están abiertos al flujo; en estas condiciones el frente de inundación avanza como un plano, y cuando llega al extremo de salida, se considera que el 100% del volumen poro- so ha sido contactado por el fluido inyectado. 

Sin embargo, para que esto ocurra, el frente debe avanzar como un plano horizontal cuando las fuerzas gravitacionales segregan los fluidos, o como un plano vertical cuando estas fuerzas son de poca im- portancia. No obstante, desde un punto de vista práctico, no es posible tener condi- ciones en el yacimiento que realmente simulen un desplazamiento lineal, ya que la acción combinada de la gravedad y la capilaridad hacen que el mecanismo total de desplazamiento de cualquier operación de inyección de agua nunca sea lineal. 

Las dificultades que se presentan al suponerse esta condición pueden minimizarse cuando se aplica el concepto de eficiencia de barrido volumétrico en los cálculos de recuperación de petróleo por efecto de la inyección de agua. Dicha eficiencia es un factor macroscópico y se define generalmente como el producto de la eficiencia de barrido areal por la eficiencia de barrido vertical. 

En general, el barrido de una invasión se define como la fracción del volumen total en el patrón de invasión que es barrido o contactado por el fluido inyectado a un determinado tiempo. Si el barrido es horizontal, esta fracción se define como eficiencia de barrido areal, EA, y si es vertical, como eficiencia de barrido vertical, Ev, y siempre se interpretará como la eficiencia a la ruptura, a menos que se indique lo contrario.

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