• Author / Uploaded
• JeSsiiCastillo

• Categories
• Petróleo
• Predicción
• Gases
• Agua
• Curva

Citation preview

Universidad De Oriente Núcleo Bolívar Escuela de Ciencias de la Tierra Departamento de Ingeniería Geología Asignatura: Recuperación Secundaria Sección: 01

Presentado a:

Bachilleres:

Martínez, Diana.

Castillo, Jessica C.I.: 24.892.741 Gutiérrez, Katherine C.I.: 22.800.671 Hernández, Jaime C.I.: 26.047.302

Ciudad Bolívar, Marzo de 2019

Introducción En principio los pozos de hidrocarburos producen de manera natural gracias a la energía interna del yacimiento hasta llegar a un punto en el que la energía presente en el yacimiento es menor a la necesaria para llevar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario implementar métodos secundarios de producción o recuperación con el fin de mantener el pozo produciendo a una tasa fija y aumentando el factor de recobro del yacimiento. El método de recuperación por bombeo de agua es uno de estos métodos y por lo general la inyección de agua se realiza por medio de pozos llamados inyectores que se pueden encontrar en medio de varios pozos productores o al rededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie. En este sentido, la inyección de agua en los yacimientos de hidrocarburos es muy común debido a que es uno de los métodos más simples, de menor costo cuando hablamos de métodos de recuperación de hidrocarburo. Cabe destacar que existen diversos métodos destinados a la extracción de hidrocarburos asociados a la predicción de inyección de agua, entre ellos se encuentra el método Craig Geffen y Morse y el método Buckley-Leverett, ambos destinados a un mismo propósito pero que toman en cuenta distintos aspectos que serán explicados a profundidad mediante este informe.

Variables a considerar Un método de predicción de inyección de agua es la aplicación

de un conjunto de ecuaciones que simulan el comportamiento de un yacimiento sometido a inyección de agua. Las técnicas de cálculo varían desde la más simple, que sólo da una estimación de la recuperación total de aceite, hasta la más complicada que predice el comportamiento detallado de un proyecto de inyección de agua, es decir, la recuperación total a ser obtenida, tasas de predicción de petróleo antes y después de la ruptura y tasas de inyección y producción de agua antes y después de la ruptura. Pasa usar un método de predicción, es necesario especificar información, la cual una parte se obtiene por medida directa, otra parte por analogías y el resto por tanteo. Entre esos datos a reunir se tienen:   

Las propiedades de flujo del agua y del aceite Las saturaciones iniciales de fluidos Una descripción detallada del yacimiento  Variación de permeabilidad tanto lateral como vertical. Los métodos de predicción existentes hasta el momento buscan simular la influencia de una o más variables, las cuales se sabe que afecta el comportamiento de un yacimiento sometidos inyección de agua; estas variables, que deben estar contenidas a un método de predicción a fin de considerar el mismo como completo se presentan a continuación: 

Distribución de la permeabilidad: la variación vertical de la permeabilidad se debe, principalmente, al grado de estratificación vertical que existe en el yacimiento y es el efecto más importante que se debe tener en cuenta.



Tasa de inyección o inyectividad: a través de esta, puede ser conocido el tiempo que transcurre a medida que ocurre la producción. La tasa de inyección generalmente está controlada por factores económicos y físicos del equipo de inyección y del mismo yacimiento.



Eficiencia del barrido areal: es la fracción de área horizontal del yacimiento que es invadida por el fluido desplazante. Esta depende, principalmente, de las propiedades relativas del flujo de aceite y agua y del patrón de inundación usado en el yacimiento.



Razón de movilidad: es la principal variable, ya que provee una medida de la facilidad con la cual el agua inyectada puede desplazar el petróleo. Entre menor sea este valor, más efectivo será el proceso de inyección de agua.



Mecanismo de desplazamiento: esta variable actúa para forzar al petróleo a movilizarse hacia los pozos productores adelante del frente de invasión.

Metodo Craig, Geffen y Morse El método de Craig, Geffen y Morse considera los efectos de eficiencia areal, mecanismo de desplazamiento, estratificación e inyectividad variable, para predecir el comportamiento de yacimientos sometidos a inyección de agua en un arreglo de cinco pozos. El método es válido, exista o no gas inicialmente, suponiendo las siguientes condiciones: que no queda gas atrapado detrás del frente de invasión; que los cálculos pueden ser adaptados a otros tipos de arreglos, pero sin tomar en cuenta la presencia de un influjo de agua lateral o de fondo; y, que se dé un cubrimiento vertical del 100% en cada capa del yacimiento estratificado. Craig y col.6 derivan ecuaciones y correlaciones experimentales que permiten determinar la eficiencia de barrido areal antes y después de la ruptura. Los cálculos se realizan en cuatro etapas: •

Etapa 1: Se inicia cuando comienza la inyección de agua, y finaliza cuando los

bancos de petróleo formados alrededor de los pozos inyectores adyacentes se ponen

en contacto, encuentro que se denomina Interferencia. Esta etapa sólo tiene lugar si existe gas libre al comienzo de la invasión.

•

Etapa 2; Se extiende desde la interferencia hasta que todo el espacio dejado

por el gas lo llene el agua inyectada.

•

Etapa 3: Se extiende desde el llene del gas hasta la ruptura de agua en los

pozos productores. La producción de petróleo debido a la inyección de agua se inicia cuando comienza esta tercera etapa. Además, la producción de petróleo es una

combinación del aumento de producción debido a la inyección y la continuación de la producción primaria. La producción de agua comienza al final de la etapa 3.

•

Etapa 4: Comprende el período desde la ruptura del agua hasta el límite

económico.

Fuente: Ingeniera en petroleo. (2014). Metodo Craigg, Geffen y Morse. Recuperado de:

http://ingenieraenpetroleo.blogspot.com/2014/02/metodo-de-craig-geffen-y-

morse.html

Método de Buckley-Leverett El método de predicción de Buckley-Leverett se fundamenta en la teoría de desplazamiento y permite estimar el comportamiento de un desplazamiento lineal de petróleo cuando se inyecta agua o gas a una tasa constante en un yacimiento, en este caso se estimara el volumen de petróleo desplazado a cualquier tiempo, la tasa de producción de petróleo y el volumen de agua que se tiene que inyectar por cada volumen de petróleo producido. Tiene poco aplicación debido a las suposiciones en las cuales se fundamenta, en especial la de flujo lineal; sin embargo, se utiliza cuando se toma en cuenta el efecto de desplazamiento en otros métodos. Ha sido modificado para flujo radial y combinado con otros métodos para obviar algunas de sus limitaciones. Las suposiciones para desarrollar el método son: 1. El flujo es lineal, pero puede modificarse con facilidad para flujo radial, por lo que no constituye una limitación fuerte. 2. Formación homogénea, o sea permeabilidad y porosidad son uniformes. 3. Desplazamiento tipo pistón con fugas. 4. Solo pueden existir dos fluidos circulando al mismo tiempo por un determinado punto, así que deben aplicarse los conceptos de permeabilidades relativas a dos fases. 5. Los fluidos son inmiscibles, es decir que existe presión capilar. 6. La presión de desplazamiento debe estar por encima del punto de burbujeo (no existe gas libre), en caso de que se utilice agua para desplazar petróleo.

7. La tasa de inyección y el área perpendicular al flujo se consideran constantes. 8. Flujo continuo o estacionario. 9. La presión y temperatura deben permanecer constantes para que existan condiciones de equilibrio. Buckley y Leverett consideran que ocurren tres etapas durante el desplazamiento de petróleo por agua o por gas:  Antes de la ruptura  En el momento de la ruptura  Después de la ruptura Para obtener la saturación del frente de invasión y la saturación promedio de agua, antes y después de la ruptura, se requiere construir la curva de flujo fraccional en función de la saturación de agua.Si la saturación de agua inicial es mayor que la saturación de agua irreducible, la tangente a la curva se traza a partir del punto donde la saturación de agua inicial, Swf, corta la curva de flujo fraccional. Para predecir el comportamiento después de la ruptura se recomienda ampliar la curva de flujo fraccional en su fase subordinada, entonces se selecciona una saturación de agua, Sw2, mayor que la saturación de agua del frente, pero menor que la saturación de agua máxima. Luego se traza la tangente a la curva de flujo fraccional a la saturación Sw2, se extrapola hasta Fw=1.0 y se obtiene Swp2. Al conocer esta saturación, se puede calcular el petróleo recuperado. Estos cálculos se repiten para varias saturaciones, Sw3, Sw4 Y Sw5 comprendidas entre Swf y 1-Sor.

En el caso de inyectar gas inmiscible, el procedimiento para construir las gráficas y trazar las tangentes es similar. Al usar la teoría de desplazamiento frontal para predecir el comportamiento del yacimiento, debido a la presencia de la zona estabilizada, es conveniente diferenciar la aplicación del método según que se considere, o no, la zona estabilizada. Ecuación de flujo Fraccional La fracción del petróleo inicial en sitio que será desplazado de la porción del yacimiento contactado por el agua, está determinada por la eficiencia de desplazamiento. Ahora se asumirá que las eficiencias areal y vertical a la ruptura del agua son iguales a 1, y que la saturación de gas es despreciable, de tal manera que el énfasis estará en la determinación de la eficiencia de desplazamiento ED . De acuerdo con lo anterior, se utilizarán modelos de flujo lineal para el estudio del mecanismo de desplazamiento de fluidos inmiscibles.

Figura 1.

Figura 2. La ecuación de flujo fraccional es muy importante debido a que hace posible la determinación de las tasas relativas de flujo de agua y de petróleo en un sistema de flujo poroso. Si se cuenta con la información suficiente, es posible utilizar la Ecuación de flujo fraccional para calcular la fracción de agua fluyendo a través del yacimiento en función de la saturación de agua. Cuando se grafica esta información como fw vs. Sw en un papel cartesiano forma lo que es conocido como la curva de flujo fraccional.

Fuente: Ferrer, P. (2016). Comunidad petrolera. Recuperado de: http://www.lacomunidadpetrolera.com/04/metodo-buckley-leverett-2.html

Conclusión Los métodos de predicción para inyección de agua consisten en aplicar un conjunto de ecuaciones que simulan el comportamiento esperado del yacimiento y permiten pronosticar información sobre su futuro, en aspectos tales como: tiempo de

ruptura, petróleo recuperado, producción de petróleo en función del tiempo, esquema de inyección y producción de agua y gas antes y después de la ruptura. Las técnicas de cálculo varían desde la más simple, que sólo da una estimación de la recuperación total de aceite, hasta la más complicada que predice el comportamiento detallado de un proyecto de inyección de agua, es decir, la recuperación total a ser obtenida. Los distintos métodos tienen sus ventajas y desventajas debido a que cada uno tiene sus consideraciones. El Método Buckley-Leverett es muy poco aplicado por las suposiciones en la cual se fundamenta, especialmente la de flujo lineal, aunque ha sido adaptado para flujo radial y combinado con otros métodos para que su aplicación no tenga tantas limitantes. El Método Craig, Geffen y Morse considera otras variables distintas y aplicable exista o no gas inicialmente suponiendo que no queda gas atrapado detrás del frente de invasión; que los cálculos pueden ser adaptados a otros tipos de arreglos, pero sin tomar en cuenta la presencia de un influjo de agua lateral o de fondo; y, que se dé un cubrimiento vertical del 100% en cada capa del yacimiento estratificado. Para la aplicación de los métodos de predicción de inyección de agua, de deben conocer información sobre: las propiedades del flujo del agua y del aceite, las saturaciones iniciales de los fluidos, una descripción del yacimiento y la variación de la permeabilidad lateral y vertical; esta información puede ser obtenida de manera directa, por analogía o por tanteo.