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7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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EFICIENCIA DE RECOBRO EN
PROCESOS DE INYECCIN DE AGUA
JORGE PALMA BUSTAMANTE
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INYECCIN DE AGUA
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La recuperacin de petrleo debido a la inyeccin de agua se puede determinar si seconocen los siguientes factores:
Petrleo en sitio al inicio del proceso de inyeccin de agua.
Este trmino es funcin del volumen poroso a ser inundado y de la saturacin de aceite.
El volumen poroso a ser inundado es altamente dependiente de la seleccin y el uso de
los discriminadores de espesor neto, tales como los cutoff de permeabilidad y
porosidad.
Una inundacin acertada requiere de suficiente aceite presente para que se pueda
formar un banco de petrleo que puede ser desplazado a travs de la formacin hasta
los pozos productores.
Se puede realizar una prediccin exacta del funcionamiento o la interpretacin del
comportamiento de la inyeccin si se tiene la estimacin del petrleo en sitio al
comienzo de la inyeccin.
FACTORES QUE CONTROLAN
LA INYECCIN DE AGUA
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La eficiencia de recobro se puede
definir como la fraccin de aceite
inicial recuperado del yacimiento. Esta
variable se puede analizar entrminos de:
La eficiencia de desplazamiento
La eficiencia de barrido areal
La eficiencia de barrido vertical.
FACTOR DE RECOBRO
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La ecuacin de factor de recobro es la siguiente:
Donde:
FR = Factor de recobro, fraccin.
ED = Eficiencia de desplazamiento, fraccin.
EV = Eficiencia volumtrica, fraccin.
La eficiencia volumtrica esta definida por la
ecuacin:
Donde:
EA = Eficiencia de barrido areal, fraccin.
EI = Eficiencia de barrido vertical, fraccin.
IAV EEE
VDR EEE
Recobro Primario 10% - 15%
Recobro Secundario 10% - 20%Recobro Terciario 10% - 15%
Recobro Total 30% - 50%
Factores de Recobro Tpicos
Fuente: Exploring the frontiers of technology, Halliburton 2003
FACTOR DE RECOBRO
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Eficiencia de barrido areal (EA).
Es el rea barrida por el agua
inyectada dividida por el rea del
patrn. Esta eficiencia es difcil dedeterminar slo con los datos de
campo.
Se requiere una combinacin de
estudios de campo, de
laboratorio y matemticos, para
hacer una mejor estimacin.
EFICIENCIA DE BARRIDO
AREAL
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En general la EA depende de:
1. Relacin de movilidad
2. Configuracin geomtrica del patrn de
inyeccin
3. Distribucin de presin del yacimiento
4. Heterogeneidad del yacimiento
5. Volumen acumulado de agua inyectada
dentro del rea del patrn
EFICIENCIA AREAL
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La movilidad es la facilidad con la cual un fluido se mueve dentro delyacimiento
desplazadafasemovilidad
edesplazantfasemovilidadM
desplazada
edesplazant
K
K
M
EFICIENCIA AREAL
Ea
M
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Agua desplazando aceite
o
o
w
w
K
K
M
40
90
110 130
30
0.5
1
1.
5
2
Temperatura, F
Viscosidad,cp
Efecto de la temperatura sobre laviscosidad del agua salobre
50
60
70
80
100
120 140
150
160
170
250,000 ppm
200,000 ppm
150,000 ppm
100, 000 ppm
50,000 ppm
0 ppm
Relacin de movilidad agua-aceite
despus de ruptura:
EFECTO DE LA TEMPERATURASOBRE LA VISCOSIDAD
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PATRONES DEINYECCIN
SELECCIN TIPO DEPATRN
Forma original de desarrollo del yacimiento
Viscosidad del fluido a desplazar
Permeabilidad del yacimiento
Relacin de movilidades
Estructura del yacimiento
Caractersticas geolgicas del yacimiento.
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a
d
Frontera de patrn
Pozo inyector
Pozo Productor
A. Empuje en lnea directa
La eficiencia de barrido de un patrn
en lnea directa mejora as como larelacin a/d incremente.
Donde a es la distancia entre pozosadyacentes en la misma fila.
d Es la distancia entre pozos dediferente tipo
PATRONES DEINYECCIN
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Frontera de patrn
Pozo inyector
Pozo Productor
a
d
B. Empuje en lnea escalonada
Es una modificacin del empuje enlnea directa donde las filas de
pozos inyectores y productores son
desplazados a la mitad de la
distancia entre pozos.
PATRONES DEINYECCIN
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C. Patrn cinco puntos
Es un caso especial del empuje en
lnea escalonada donde la relacin
d/a es 0.5.
Este tipo de patrn es altamente
flexible puesto que se pueden
generar otros patrones de inyeccinsimplemente con un
reacomodamiento de la posicin de
los pozos productores. Ejemplo:
nueve puntos y nueve puntos
invertido.
PATRONES DEINYECCIN
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D. Patrn nueve puntos
Este tipo de patrn es muy usado si
se requiere una alta capacidad de
inyeccin debido a la baja
permeabilidad o problemassimilares.
El nueve puntos invertido es mas
usado que el nueve puntos normal.
El patrn de nueve puntos invertido
es usado donde la inyectividad de
fluido es alta.
PATRONES DEINYECCIN
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E. Patrn siete puntos
Este tipo de patrn tiene aplicacin
donde la inyectividad es baja.
Muy raras veces, un campo es
desarrollado por este tipo de
patrn.
Puede ser considerado un patrn de
lnea escalonada con una relacin
d/a de 0.866
PATRONES DEINYECCIN
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EA =rea
rearea +
EVOLUCIN DE Ea
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Relacin de movilidadEficienciaarealdebarridoalaruptura,
%
Patrn Normal
1 10 1000.1
40
80
120
160
92% a M= 0
200
240
Patrn Invertido
InvertidoNormal
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrnaislado de cinco puntos
EFICIENCIA AREAL
Fuente.COBB W, Curso Waterflooding
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Relacin de movilidad
Eficien
ciaarealdebarridoalaruptura,
%
1 100.1
50
60
70
80
40
90
100
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrn de cinco puntosdesarrollado
EFICIENCIA AREAL
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
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Relacin de movilidadEficienciaareal
debarridoalaruptura,
%
rea Patrn
1 10 1000.1
70
80
90
100
92% a M=
60
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrn
normal de siete puntos
EFICIENCIA AREAL
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
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Relacin de movilidad
Eficiencia
arealdebarridoala
ruptura,
% rea de Patrn
1 10 1000.1
50
60
70
80
40
90
100
Invertido
Normal
ad
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrn en empuje
de lnea directa, d/a=1
a
EFICIENCIA AREAL
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
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Relacin de movilidadEficienciaarealdebarridoalaruptura
,%
rea de Patrn
1 10 1000.1
50
60
70
80
40
90
100
Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrn en empuje
de lnea escalonada, d/a=1
d
a
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
EFICIENCIA AREAL
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Este tipo de inyeccin generalmente requiere
menos pozos inyectores por productor que la
mayora de patrones de inyeccin.
Generalmente resulta en menos agua
producida que un patrn de inyeccin
geomtrico
La mayor ventaja de estos patrones es su usoen yacimientos con alto buzamiento y
variaciones de permeabilidad.
La mayor desventaja es cuando un yacimiento
tiene alta saturacin de gas.
INYECCIN PERIFRICA
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Proporcionar la suficiente capacidad de inyeccin de agua para alcanzar la tasa de
aceite producida deseada.
Maximizar la recuperacin de aceite con el mnima produccin 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 mnimo de nuevos pozos
Ser congruente con las operaciones de inyeccin de agua de otros operadores de
locaciones adyacentes
Conceda un tiempo llenado del gas dentro de un plazo razonable.
CRITERIOS DESELECCIN
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Etapa 1
Zona deAgua
Zona deAceite
Zona no afectada
rre
1. Zona de Agua
2. Zona de Aceite
2
1
g
wcwbte
S
SS
r
r
Arena no afectada en el patrn
Zona deAceite
Zona deAgua
rei rei
Interferencia en los
bancos de aceite
EFECTO Sg
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Etapa 2
Zona deAceite
Zona deAgua
Zona deAceite
Zona deAgua
Frente de inyeccin despus de interferenciapero antes del llenado del gas
Zona deAceite
Zona deAgua
Zona deAceite
Zona deAgua
Frente de inyeccin al llenado del gas
gpif SVW
wcwbt
g
Af SS
SE
Efectos de Re saturacin
Saturacin de aceite (zona barrida):
1-SwSaturacin de aceite (zona no barrida):1-Swc
EFECTO Sg
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A
Inyector
Pwi= 1000 psiLneas de flujo
Productor
Pwf= 0 psi
B
BC
CD
E
F
D
EF
El agua inyectada y el aceite desplazadoviajan a travs de las lneas deflujo(streamlines) y stas sonperpendiculares a las lneas deisopotencial o isobricas.
Las lneas de flujo pueden ser paralelaso tangentes a otras lneas de flujo peronunca se intersectan.
Cada streamline es un pasillo de flujoindependiente
Son de diferente longitud
Se deduce que el gradiente mximo depresin y la velocidad ms alta de fluido,VA, ocurrirn a lo largo de la lnea de flujomas corta, A. adems, es claro que:
VA> VB>VC>VD>VE>VF L
PK
A
qV
EFECTO DE LA PRESIN
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Fracturas
Permeabilidad direccional
Variaciones en la permeabilidad
areal
Buzamiento de la formacin
Pozos fuera del patrn
Irregularidad en el espaciamiento
de pozos
Barrido mas all de los pozos
esquina
Patrones aislados
Diagrama de barrido en un patrnaislado de cinco puntos invertido
OTROS FACTORES
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Eficiencia de barrido vertical
(EI). Hay muchos factores que
afectan la eficiencia de barrido
vertical, tales como la variacin
vertical de permeabilidades
horizontales, la diferencia de
gravedad, la saturacin inicial
de gas, la presin capilar, la
relacin de movilidad, el flujo
cruzado y las tasas deinyeccin.
EFICIENCIA DE BARRIDOVERTICAL
PozoInyector
ozoInyector
PozoProductor
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PozoInyector
PozoProductor
Zona Barrida
INYECCIN DE AGUA
Zona No Barrida
EFICIENCIA DE BARRIDOVERTICAL
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EFICIENCIA DE BARRIDOVERTICAL
FACTORES QUE AFECTAN Ev1. Heterogeneidades
2. Relacin de movilidades3. Volumen de fluido inyectado
4. Flujo cruzado entre capas
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K1
k2
k3
k4
k6
k5
EFECTOHETEROGENEIDADES
Cuanto ms heterogneo sea un
yacimiento, menor ser laeficiencia de barrido areal.
Mtodo de Dykstra Parsons es
utilizado para estimar la
heterogeneidad.
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EFECTO RELACIN DEMOVILIDADES
desplazada
edesplazant
K
K
M
Si aumenta la relacin demovilidad, disminuye la eficienciavertical de barrido.
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EFECTO VOLUMEN DEFLUIDO INYECTADO
Ev
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EFECTO FLUJOCRUZADO
Fuente. PARS DE FERRER M, Inyeccin de agua y gas en yacimientos de petrleos
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EFICIENCIA DE BARRIDOVOLUMTRICO
PozoInyector
PozoProductor
INYECCIN DE AGUA
EiEaEv *
Fraccin del volumenporoso total invadido.
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rw iwf e
ew
w
.00707kk h p - p=
rln - 0.50
r
wq
Pe
Te
Esta frmula supone una relacin demovilidad de uno en un yacimiento sin lainfluencia de otros pozos. Por lo tanto, esbueno para la estimacin de la tasa deinyeccin inicial.
EFECTO NDICE DEINYECTIVIDAD
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Segregacingravitacional
Eficienciavolumtrica
GRAVEDAD
OTROS FACTORES
TASA DE FLUJO
Fuerzas capilares
Fuerzas viscosas
Fuerzas gravitacionales
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Se define como la fraccin de aceiteen sitio en la regin de barrido,desplazada por el agua de inyeccin.
Las variaciones de las propiedades
del yacimiento y de los procesos,pueden afectar la eficiencia dedesplazamiento, variables tales comofracturas, ngulo de buzamiento,saturaciones iniciales, relacin deviscosidad, diferencial de gravedad,relacin de permeabilidad relativa,presin capilar, mojabilidad y tasasde inyeccin.
EFICIENCIADESPLAZAMIENTO
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EFICIENCIA DEDESPLAZAMIENTO
wi
wiD
S
orSSE
1
1
oi
oroi
DS
SSE
Eficiencia de barrido aescala microscpica
gasoaguaporcontactadopetrleodeVolumen
desplazadopetrleodeVolumenED
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EFICIENCIA DEDESPLAZAMIENTO
La eficiencia de desplazamiento microscpico es afectada por lossiguientes factores:
Fuerzas de tensin superficial e interfacial
Mojabilidad
Presin Capilar
Permeabilidad Relativa
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Durante el barrido de un yacimiento, la eficiencia al desplazamientocoincidira con la eficiencia en la recuperacin, ER , si hipotticamenteel fluido inyectado contactara todo elpetrleo del yacimiento
EFICIENCIA DE RECOBRO
N
NpEFR D
Asumiendo barrido volumtrico completo
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En un patrn de 5 puntos, ubicado en un yacimiento maduro de arena tipo fluvial,sometido a inyeccin de agua, se proyecta recuperar 25% del OOIP, cuando elcorte de agua en el pozo productor alcanza el 95% (Inyeccin de agua acumuladade 0.75 VP).La siguiente data esta disponible:Relacin de Movilidades 1.0
Porosidad promedia 0.25Rangos de permeabilidad Bajo 15 md
Alto 500 mdPromedio 150 md
Saturacin de agua critica 0.25Saturacin de aceite residual 0.25Presin 2500 psigTemperatura 200 FEa 1
1.Est la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?2.Cul es la principal causa de la baja eficiencia de recobro?3.Cules son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de recobro?
EJERCICIO
C C O
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Evaluar como si todo el petrleo mvil se desplazara.
EJERCICIO
oi
oroiD
S
SSE
75.0
25.075.0 DE
67.0DE
EJERCICIO
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Est la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?No 25% es mucho ms bajo que el mximo nivel de ED de 67%.El factor de recobro es mucho ms bajo en comparacin con la eficiencia dedesplazamiento para remover todo el fluido mvil posible.
Cul es la principal causa de la baja eficiencia de recobro?Los valores de EA y ED estn acordes, luego la razn estara en una bajaeficiencia vertical, cuyas posibles causas son: contrastes de Kh, flujo cruzado,intercalaciones, fuerzas capilares y viscosas.
Cules son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de
recobro?Perforacin in fill:mejorar el barrido vertical.Seleccin de programas de inyeccin (SIP): escoger estratos continuos yconectados.Seleccin de programas de produccin (SPP): zonas con buena eficiencia debarrido.
EJERCICIO
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Donde:
ND = Petrleo desplazado debido alproceso de inyeccin.
N = Petrleo en sitio al inicio del
proceso.FR = Factor de recobro, fraccin.
RD ENN
ACEITE DESPLAZADO
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Saturacin de fluidos al inicio del proceso, So, Sor, Swc y Sg.
Volumen poroso a ser inundado, Vp.
Grano
Swc
Sor
SoSg
Grano
Total
Petrleo
oV
VS
Total
Soror
V
VS
Total
Swcwc
V
VS
Total
gas
gV
VS
GranoTPoroso VVV
FACTORES AFECTANDOEN INYECCIN DE AGUA
FACTORES AFECTANDO
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Viscosidad de aceite uo y agua uw.
Permeabilidad efectiva al aceite, ko@Swir.
Permeabilidad relativa al agua y al aceite, Krw y Kro.
Estratificacin del yacimiento y Patrones de inyeccin.
Distribucin de presin entre el pozo inyector y productor.
Tasa de inyeccin.
Factor volumtrico del petrleo.
Lmite econmico.
FACTORES AFECTANDOEN INYECCIN DE AGUA
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El recobro mximo de aceite en la combinacin de la produccin primaria ysecundaria ocurre cuando el proceso se inicia en o cerca de la presin deburbuja.
Cuando la inyeccin de agua comienza, al mismo tiempo del inicio de laproduccin del yacimiento (cuando la presin del reservorio est en un nivelalto), se refiere con frecuencia a un proyecto de mantenimiento de presin.
Por otro lado, si la inyeccin de agua comienza en un momento en el cual lapresin del yacimiento a declinado a un nivel bajo debido al agotamiento
primario, el proceso de inyeccin es generalmente conocido como un procesode inundacin con agua.
En ambos casos, el agua inyectada desplaza el aceite y es un proceso dedesplazamiento dinmico.
DESPLAZAMIENTO OMANTENIMIENTO DE PRESIN
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ob
cwp
obB
SVN
)0.1(
El volumen poroso en el yacimiento se calcula a partir de un balance de materiavolumtrico.
Despejando se obtiene:
)0.1(cw
obobp
S
BNV
3
Factor volumtrico del petrleo a la presin de burbuja RB/STB.obB
wcS Saturacin de agua connata
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SwcBob
Bo
Nob
NppSo
11
Se sustituyen las ecuaciones 2 y 3 en la ecuacin 1 para obtener:
wc
obob
oppob
o
S
BN
BNNS
1
)(
Organizando trminos se obtiene:
C C O
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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Un yacimiento es candidato para la inyeccin de agua.
El factor de recobro es 12%. La saturacin de agua connata es 36% y FactorVolumtrico de formacin (Bo) a Pb es 1.35 RB/STB y 1.05 RB/STB a la presinactual . Determine la Saturacin de aceite a Pb y la saturacin de aceite a lapresin actual.
EJERCICIO
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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Saturacin de gas:
owcg SSS 0.1
438.036.00.1 gS
202.0gS
)36.00.1(35.1 05.112.00.1
So
438.0So
A la Pb, no hay gas libre en la zona de aceite
La saturacin de aceite actual se determina:
)0.1(0.1 wcob
o
ob
ppS
B
B
N
NSo
64.036.00.10.1 wcSSo
FILL UP
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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El fillup es el momento en el cual el volumen de gas libre esdesplazado por el agua inyectada, entonces, la saturacin de gas sehace cero, en esta etapa el agua llena el espacio antes ocupado porel gas y an no ha ocurrido produccin por mtodo secundario.
GAS
PETRLEO
AGUA
P. INYECTOR
P. PRODUCTOR
FILL UP
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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La tcnica usada para calcular el cutoff de
permeabilidad se basa en el mtodo del tiempofillup. w
if
f i
W
t
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
pi
w
o
s
w
ssr
d
phki wir
5.0619.0ln
003541.0
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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A: 30 acres
h: 12,3 m
: 27,5%K = 200 mD
FR: 0, 135
Bob: 1,45
Bo: 1,3 Swi: 32%
Calcular el tiempo de llenado, si se est inyectando a una
tasa de 800 BPD
EJERCICIO TIEMPOLLENADO
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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En muchas ocasiones estimar el original oil in place por mtodosvolumtricos es difcil debido a la complejidad o por datos ineficientes, los
registros de pozos, los corazones y los datos de presin de yacimiento.
Para los clculos volumtricos se asume h con k>k cutoffPero 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
CUTOFF DE K BASADO EN
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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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
(ko)swir>cutoff Permeabilidad
(ko)swir
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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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 presin de las capas (1,2) disminuye, produce un
flujo cruzado vertical por parte de las capas con menor permeabilidad.
CUTOFF DE K BASADO ENEL TIEMPO DE LLENADO
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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En muchos yacimientos, No es comn encontrar zonas con porosidad
continua y de gran extensin, por lo tanto los intervalos productoresdeben:
1. Tener permeabilidad por encima del cutoff.
2. Ser continuos entre el pozo inyector y el pozo productor.
3. Poseer Saturacin de aceite movible.4. Estar la inyeccin 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,
pequeas cantidades de agua entran en estas dos capas resultando
una pequea o una muy baja produccin en dichas capas.
EJERCICIO
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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Una inyeccin de agua para una profundidad de 4000 ft en un patrnde cinco puntos de 40 acres. Las saturaciones de aceite, gas, aguaconnata es de 60, 15 y 25%, respectivamente. Asuma el factor de daocero para el pozo inyector y el pozo productor.
1. Para las condiciones de yacimiento listadas a continuacin, calcule lapermeabilidad mnima (La permeabilidad cutoff) para tener un tiempo dellenado de 15 aos.
2. Cuando el pozo es efectivamente estimulado y su factor de dao es -4.0, El cutoff de permeabilidad se ve alterado?
EJERCICIO
7/31/2019 Eficiencia de Recobro
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Datos:
o: 2.0 cpPwi: 2600 psiPwf: 200 psiSi: 0Sp: 0
d: 933 ft (Patron40 acres)
rw: 0.25 ft: 12%R. movilidades: 1.0
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bblshw
hw
SAhw
diabblsi
bblswt
if
if
gif
w
iff
,*5586
15.0*12.0**40*7758
7758
/,*365
,
dbblshkiw
hkiw
ssr
d
PPhkiw
wir
wir
wir
so
so
pi
w
o
wiso
/,**588.0
005.0619.025.0
933ln0.2
2002600003541.0
5.0619.0ln
003541.0
Solucin.
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Finalmente, para tf=15 aos:
mdk
hkh
wir
wir
So
So
82.1)(
*)(*558.0*365*558615
Para un factor de dao de -4.0, tenemos:
dbblshkiw
hkiw
wir
wir
so
so
/,**758.0
00.45.0619.025.0
933ln0.2
2002600003541.0
mdsk
hskh
i
wt
wiro
wiro
w
if
f
35.1)(
*)(*758.0*365*558615
*365
La permeabilidad mnima(Permeabilidad cutoff) para obtenerfillup en 15 aos es:
OTRAS FORMAS DE
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OTRAS FORMAS DEESTIMAR FR
GUTHRIE-GREENBERGER
hSwKRE o 00035,0538,1log136,0256,0log272,0114,0
52,361675,02749,1)(4166,10876.1 wAPIUPRERE
WU
API
2159,0
1903,0
0772,00422,0
***)1(
898,54
Pa
PiSw
K
Bo
SRE
oi
wiw
EJERCICIO
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