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INGENIERÍA DE RESERVORIOS III

Capítulo 8

INYECCIÓN DE AGUA (WATERFLOODING)

Reservorio anticlinal

Ing. Hernán Iriarte Claros

Contenido del Capítulo 8.1 8.2 8.3

8.4 8.5

ASPECTOS GENERALES POZOS CANDIDADTOS PARA LA INYECCIÓN DE AGUA 8.2.1 Desplazamiento Ideal y no Ideal LOCALIZACIÓN DE POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES ESTIMACIÓN DE LA EFICIENCIA DE RECUPERACIÓN DE INYECCIÓN DE AGUA MÉTODOS Y PROCEDIMIENTOS DE MONITOREO DE DESEMPEÑO DE LA INYECCIÓN

8.1 ASPECTOS GENERALES La inyección de agua se utiliza para incrementar la producción de reservorios de petróleo. El proceso fue descubierto por accidente. Es considerada como recuperación secundaria.

un

método

aplicación “Desplazamiento de Petróleo y Gas” Métodos de Buckley-Leverett y Welge

de

En el reservorio escogido se organizan arreglos de inyección: - Poyos inyectores - Pozos productores (receptores)

Consiste en inyectar agua para desplazar el petróleo (o gas) y empujarlo a los pozos productores

En un arreglo de cinco pozos: P

P

I

I

P

P

P (a)

I

I

I (b)

El avance del frente de agua desde el pozo inyector desplaza al petróleo hacia el pozo productor.

P

P

I

I

P

(a)

I P

P

I

(b)

I

Al principio se produce petróleo solo de la zona que se encuentra con una saturación irreductible de agua. Cuando la zona de interfase llega al pozo productor comienza a producirse petróleo con corte de agua que se va incrementando con el tiempo.

P

50

50 47 40 35 20

I 50

50

Contorno de equipresión 50%

Contornos de equipresión para un arreglo de 5 pozos

En la figura se puede ver las condiciones límite entre inyector y productor en un contorno de presión constante a través del cual el flujo toma su lugar. El 50% del contorno de equipresión que divide el área del pozo de inyección del área del pozo de producción encierra un cuadrado de área A al rededor del inyector.

P

P Región no Inyectada

Presión Pe al radio re

rOD  Banco de Agua

re

I ro

P

P Bancos de petróleo Y agua

ro re

Se puede aproximar el comportamiento de la presión en este cuadrado, mediante un círculo de área 2 equivalente: A   re

A es el área dentro del 50% del contorno de contrapresión.

8.2 POZOS CANDIDATOS PARA LA INYECCIÓN DE AGUA

Factores que afectan a una satisfactoria inyección de agua: a) características de reservorio b) características de fluido c) relación de mobilidad

...

a) características de reservorio Las principales son: a1) profundidad a2) estructura a3) homogeneidad a4) Propiedades petrofísicas, ɸ, S, k

...

a) características de reservorio a1) profundidad

Afecta a la inyección de agua de dos formas:  se incrementan los costos de inversión y operación, con el incremento de la profundidad (costos de perforación y costos de elevación de fluidos)  el reservorio debe ser bastante profundo para que la inyección sea menor que la presión de fractura del reservorio, para evitar que solo el agua fluya a través de las fracturas sin desplazar al petróleo

...

...

a) características de reservorio a2) estructura

 si

el reservorio tiene una estructura inclinada, se puede aprovechar los efectos de la gravedad para incrementar la extensión de inyección.

a3) homogeneidad

 se requiere una buena comunicación entre el pozo inyector y los pozos productores.

...

...

a) características de reservorio a4) Propiedades petrofísicas, ɸ, S, k

 si un reservorio tiene insuficiente porosidad

y saturación de petróleo, entonces la inyección de agua puede no ser económicamente justificable por la inversión de costos/beneficios que representaría.

 la permeabilidad promedio del reservorio debe ser lo suficientemente alta para para permitir la suficiente inyección de fluido sin que fracture el reservorio.

...

...

b) características del fluido  la principal característica del fluido es la viscosidad del petróleo comparada con la viscosidad de agua inyectada.

...

...

c) relación de mobilidad  considera

permeabilidades viscosidades:

la

relación relativas

de y

krw w M kro o

 una buena inyección de agua tiene una relación de mobilidad alrededor de 1.

 si el petróleo del reservorio es extremadamente viscoso, la relación de mobilidad puede fácilmente ser mucho mayor a 1. En este caso el agua puede avanzar como lenguas (“dedos” – finger) a través del reservorio y sobrepasar (by pass) mucho del petróleo existente.

8.2.1 Desplazamiento Ideal y no Ideal

Se debe tomar en cuenta en la relación de mobilidad el tipo de desplazamiento: Desplazamiento Ideal Si M ≤ 1, el petróleo se mueve a un caudal mayor que el agua y es empujado adelante por el banco de agua que actúa a la manera de un “pistón”. En este caso, el volumen de petróleo movible (MOV) está dado por: MOV  Vp 1  Soi  Swi  Vp = volumen poral

MOV  Vp  Soi  Sor 

...

(8.1 )

Para un proyecto de inyección de agua, el volumen de petróleo recuperado es exactamente

igual al volumen de agua inyectada.

Desplazamiento No Ideal Con mayor frecuencia, el agua es más móvil que el petróleo. Como resultado, lenguas de agua traspasan el petróleo y conducen a perfiles de saturación mucho menos favorables. En la irrupción de agua solamente una fracción del MOV es recuperado. Se requiere agua de inyección adicional para recuperar el petróleo móvil. A veces una relación de 5 ó 6 de agua para 1 MOV de petróleo.

8.3 LOCALIZACIÓN DE POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES

Los inyectores y productores deben ser ubicados para: a) Proveer la productividad de petróleo deseada y la rata necesaria de inyección de agua b) Tomar ventajas de las características del reservorio como ser: inclinación, fallas, fracturas, y tendencias de permeabilidad.

...

Modelos (patrones) de Inyección: En general se usan dos modelos de inyección: a) Inyección modelo (arreglos de inyección)

b) Inyección periférica

...

a) Inyección modelo (arreglos de inyección) Usada en reservorios que tienen poca inclinación y una gran superficie (área).

Algunos de los arreglos más comunes son:

Arreglo de cuatro-puntos

Arreglo de cinco-puntos

...

Arreglo de siete-puntos

Arreglo de nueve-puntos

Empuje en línea directa

Empuje en línea salteada

...

La siguiente tabla muestra la relación de pozos de producción a pozos de inyección para los anteriores casos: Modelo

Relación de pozos de prod. a pozos de inyec.

Cuatro puntos

2

Cinco puntos

1

Siete puntos

½

Nueve puntos

1/3

Empuje en línea directa

1

Empuje en línea salteada

1

...

Consideraciones:  Si

las características del reservorio rinden bajas ratas de inyección con respecto a las deseadas, el operador debe considerar usar un arreglo de siete o nueve puntos donde existan más pozos de inyección que pozos de producción Un argumento similar puede hacerse para usar un modelo e cuatro puntos en un reservorio con ratas bajas de flujo en la producción de pozos. Los modelos en línea recta y en línea salteada son frecuentemente usados debido a que usualmente representan una inversión baja. 23

Consideraciones económicas

Se debe tomar en cuenta:  el costo de perforar nuevos pozos,  el costo de conversión de pozos existentes (por ej. de productor a inyector), y

 la pérdida de ingresos de la producción cuando se hace el cambio de productor a inyector 24

b) Inyección periférica

Los inyectores están agrupados juntos, diferente a los modelos de inyección, donde los inyectores están inter-espaciados con los productores.

...

...

Reservorio anticlinal

Los inyectores están ubicados de tal manera que el agua inyectada ingresa al acuífero o cerca de la interfase acuífero-reservorio, formando un anillo de inyectores alrededor de los productores.

...

...

Reservorio monoclinal

En forma similar, los inyectores están ubicados de tal manera que el agua inyectada ingresa al acuífero o cerca de la interfase acuífero-reservorio. Pero, todos los inyectores están agrupados juntos.

8.4 ESTIMACIÓN DE LA EFICIENCIA DE RECUPERACIÓN DE INYECCIÓN DE AGUA La recuperación de petróleo puede ser calculada para cualquier tiempo de vida del proyecto de inyección, pero deben ser previamente determinados cuatro factores: 1. La cantidad de petróleo in situ al comienzo del proyecto. Esta es una función de la saturación del petróleo y del volumen poral inundable.

...

... 2. La eficiencia de barrido areal, que es la fracción del área del reservorio que el agua va a alcanzar. Depende de las propiedades relativas al flujo de petróleo y agua, los arreglos que se tienen y la distribución de presiones entre los pozos inyectores y productores, así como de la permeabilidad direccional.

...

... 3. La eficiencia de barrido vertical, que es la fracción de una formación en plano vertical que el pozo puede alcanzar. Depende principalmente del grado de estratificación del reservorio.

4. La eficiencia de desplazamiento, que es la fracción de petróleo que el agua desplazará en la zona de petróleo.

...

... Considerando los anteriores conceptos, la eficiencia de recuperación de cualquier proceso de desplazamiento de fluido está dada por:

E  Ev  Ed

(8.2 )

Ev = Eficiencia de desplazamiento macroscópico o desplazamiento volumétrico Ed = Eficiencia de desplazamiento microscópico

La eficiencia de desplazamiento microscópico es una medida de cuan efectivamente el fluido desplazante moviliza al petróleo una vez que están en contacto.

...

... La eficiencia de desplazamiento macroscópico es una medida de cuan efectivamente el fluido desplazante se ha contactado con las partes del reservorio que contienen hidrocarburos.

La eficiencia de desplazamiento microscópico es afectada por los siguientes factores: • fuerzas de tensión superficial e interfacial

• mojabilidad • presión capilar • permeabilidad relativa

...

... La eficiencia de desplazamiento macroscópico es afectada por los siguientes factores: • heterogeneidad y anisotropía

• mobilidad de la fase desplazante vs. mobilidad de los fluidos desplazados • arreglo físico de los pozos de producción e inyección • tipo de la roca matrix en la cual se encuentra el petróleo y el gas La heterogeneidad y anisotropía de una formación

tiene un significativo desplazamiento.

efecto

sobre

el

...

... El movimiento de los fluidos a través del reservorio no será uniforme si existen grandes variaciones en las propiedades como: porosidad, permeabilidad y cemento arcilloso. Muchas zonas productivas tienen permeabilidad variable, tanto vertical como horizontal. Zonas o estratos de mayor o menor permeabilidad frecuentemente muestran continuidad lateral a través de un reservorio o solo en una porción de éste.

...

... Cuando tal estratificación de la permeabilidad existe, el fluido desplazante barre más rápido las zonas más permeables, de tal manera que el petróleo de estas zonas será producido en un período de tiempo mucho mayor a altas relaciones agua-petróleo.

...

...

La recuperación de petróleo Np, puede ser calculada en cualquier instante de la vida de un proyecto mediante:

N p  N * EA * EV * ED

(8.3 )

donde: N = petróleo in situ en el volumen poral inundable al comienzo de la inyección EA = Eficiencia de barrido areal: fracción del volumen poral inundable barrido por el agua de inyección.

...

...

La Eficiencia de barrido areal, EA se puede estimar por:  q E A  0.2777 ln   qbt

   E Abt 

(8.4 )

donde: Eabt = eficiencia de barrido areal a la irrupción de un pozo productor, que puede estimarse por:

EAbt  0.5472  0.3959log  M 1  0.3

donde:

(8.5 )

...

... M = relación de mobilidad q = volumen de agua inyectada, bbl

qbt = volumen de petróleo desplazado en la irrupción de agua, bbl Ev = eficiencia de barrido vertical: fracción del volumen poral inundable en un plano vertical barrido por el agua de inyección

ED = eficiencia de desplazamiento: fracción de saturación de petróleo al comienzo de la inyección de agua, el cual es desplazado por el agua en la zona invadida

...

... Adicionalmente, la recuperación por inyección de agua es dependiente de otras variables, como: • saturación de petróleo al comienzo de la inyección de agua • saturación residual de petróleo • Saturación de agua connata • Saturación de gas libre al comienzo del proyecto

• estratificación de los reservorios • modelos de inyección • aspectos de ingeniería

8.5 MÉTODOS Y PROCEDIMIENTOS DE MONITOREO DE DESEMPEÑO DE LA INYECCIÓN Entre los más importantes se tiene: • uso de curvas de producción para detección de

cambios en el desempeño del pozo o reservorio • extrapolación de cortes de agua y RAP • pruebas de presión buildup y drawdown (transiente) para ver cambios en el daño a la formación, cambios de presión de reservorio y gradientes • pruebas de restitución de presión, fall-off (declinación), step-rate (flujo por pasos), gráfica de Hall • pruebas de pulso e interferencia para determinar comunicación entre pozos y estimar propiedades de roca entre pozos

...

La estratificación en los reservorios puede crear mayores problemas, ocasionando la disminución en la eficiencia vertical del barrido. Las técnicas de predicción de inyección asume que toda el agua inyectada ingresa a los varios estratos en proporción a la capacidad del flujo de cada estrato. Aunque todos los estratos fluyen simultáneamente, el agua de inyección busca las zonas de más alta permeabilidad. Por eso es agua debe ser inyectada en cada estrato basándose en el volumen poral de los hidrocarburos desplazables para una inyección ideal.

...

Canales delgados de alta permeabilidad evitan el flujo eficiente hacia otras zonas: Pozo inyector

Pozo productor

k baja

k intermedia k alta k baja k intermedia k alta

Avance irregular de agua en una arena estratificada debido a la diferente permeabilidad

...

Los perfiles de inyección identifican perforaciones que no están tomando el agua inyectada, posiblemente por que estas perforaciones están taponadas.

Un perfil de inyección debería efectuarse cada 6 meses durante los dos primeros años de vida del proyecto de inyección; después, cada año y dentro de 30 a 60 días de cualquier trabajo de intervención.

...

Para asegurarse que la inyección en cada estrato está en proporción a su volumen poral de hidrocarburos desplazables, se puede usar técnicas adicionales, como: • perforaciones selectivas • cementaciones forzadas a baja presión • acidificación • inyección de arena fina • inyección de polímeros Los beneficios de estas técnicas pueden no ser observados por varios meses en el pozo productor.

Ejemplo 8.1.Un arreglo está inyectando agua en un reservorio que fue perforado con un espaciamiento de pozo de 20 acres usando un modelo cuadrado. Otras características son: Espesor neto

16 pies

kro

0.75

Porosidad

0.125

krw

0.25

Soi

0.78

qiny

200 bpd/pozo productor

Sor

0.30

Bo

1.25 bbl/bls

μo

5.0 cp

Bw

1.00 bbl/bls

μw

0.8 cp

...

... Asumiendo desplazamiento tipo pistón en el área barrida, calcular el volumen acumulado de petróleo que puede ser recuperado de cada pozo productor en 5 años de operación de la inyección, considerando que cada pozo drena petróleo de un área igual a dos espaciamientos de pozo.

...

... Solución.Se deberá calcular:

 Volumen de agua inyectada en los 5 años  Volumen de petróleo desplazable (MOV) contenido en el área de drenaje  Relación de Mobilidad  Eficiencia areal de barrido a la irrupción de agua en un pozo  Petróleo desplazado en la irrupción de agua usando desplazamiento tipo pistón  Eficiencia de barrido areal  Volumen de petróleo producido acumulado en los 5 años

...

... Solución. Volumen de agua inyectada en los 5 años: bbl    365días  q   qiny   t    200 5 años       356000bbl d    1año 

 Volumen de petróleo desplazable (MOV) contenido en el área de drenaje: Para un desplazamiento ideal, tipo pistón:

MOV  Vp 1  Soi  Swi   Ah  Soi  Sor   7758bbl  MOV   2 x 20acres 16 pies     0.125 0.78  0.30   297907bbl  1acre  pie 

...

... Análisis: “El volumen de agua inyectada (365000 bbl) es

mayor que el volumen de petróleo desplazable, por que la recuperación de petróleo se efectúa después de la irrupción de agua”

 Relación de Mobilidad: M

krw o  0.25  5.0      2.08 kro w  0.75  0.8 

 Eficiencia areal de barrido a la irrupción de agua en un pozo, ec. 8.5: EAbt  0.5472  0.3959log  M 1  0.3 EAbt  0.5472  0.3959log  2.081  0.3  0.505

...

...  Petróleo desplazado en la irrupción de agua usando desplazamiento tipo pistón:

qbt  N p   EAbt  MOV  qbt   0.505 297907bbl   150443bbl

que es igual al volumen de agua inyectada sobre la irrupción”

 Eficiencia de barrido areal, ec.8.4:  q E A  0.2777 ln   qbt

   E Abt 

 365000  EA  0.2777 ln    0.505  0.751  150443 

...

...  Volumen de petróleo producido acumulado en los 5 años: Np

E A  MOV   

Np

0.75 297907bbl     178982.5bls

Bo

1.25bbl / bls

179000bls

52