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TEMAS 1.- “SITEMAS DE RECUPERACIÓN PRIMARIA – CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS” 

Propiedades de los fluidos – Tipos de empuje – Repaso de curvas de declinación

2.- “DEFINICION DE SISTEMAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA” 

Caracterización del reservorio y delos fluidos.

3.- “DEFINICIÓN DE PERMEABILIDAD” 

Tipos de permeabilidad – Mapas isopermeables.

4.- “MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS EN EL RESERVORIO” 

Conceptos y definiciones

5.- “MÉTODO DE BUCKLEY-LEVERETT” 

Para yacimientos homogeneos

6.- “MÉTODO DE WELGE” 

Para yacimientos homogeneos

7.- “MÉTODO DE STILES” 

Para yacimientos heterogéneos

8.- “MÉTODO DE DYKSTRA-PARSON” 

Para yacimientos heterogéneos. Con permeabilidad horizontal y vertical.

9.- “SISTEMA DE RECUPERACIÓN MEJORADA (EOR)”

CO2 , polímeros.



Inyección de químicos:



EOR = Entranced Oil Recovery

10.- “RECUPERACIÓN TÉRMICA”

BIBLIOGRAFIA   

INGENIERÍA APLICADA A YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Craft-Hawkins INYECCIÓN DE AGUA Y GAS Magdalena Paris de Ferrer MONOGRAFIAS DE SEMINARIOS Y CURSOS

RECUPERACIÓN PRIMARIA

SISTEMAS DE ELEVACIÓN ARTIFICIAL

SURGENCIA NATURAL SISTEMAS DE RECUPERACION SECUNDARIA

INYECCIÓN DE AGUA

CICLAJE

INYECCIÓN DE GAS

SISTEMA DE RECUPERACIÓN MEJORADA (EOR)

RECUPERACIÓN TÉRMICA

INYECCIÓN QUIMICA

RECUPERACIÓN MICROBIANA

RECUPERACIÓN CUATERNARIA

EXTRACCIÓN POR LABOREO MINERO

Surgencia natural; mediante balance de materia se puede calcular la reserva recuperable de petróleo y de gas. También se puede calcular por métodos volumetricos, por curvas de declinación, curva exponencial,etc. ¿ Cómo determinar caudal de abandono? Esto está en función del costo de petróleo en el mercado nacional o internacional. Sistema de elevación artificial: -

Gas Lift; colocar válvulas en un sistema de tuberías, estas válvulas sirven para regular entrada de gas y alivianar la columna de gas. Bombeo mecánico; mediante varillas, puede ser continuo o intermitente. Plat-Form; semejante al bombeo hidráulico, semezcla el petróleo pesado con el liviano y se produce mezcla

Sistema de recuperación secundaria Caracterización del reservorio: * Porosidad se mantiene constante en recuperación primaria y en recuperación secundaria. -

POROSIDAD; capacidad que ofrece la roca para almacenar fluido. Espacios intersticiales que ofrece la roca que pueden estar o no conectados entre si. ( ϕ = % ). Si estos espacios estan comunicado o interconectados entre se trata de “porosidad efectiva” y si no estan conectados o comunicados entre si se trata de “porosidad absoluta”.

IN SITU @ de Reservorio @ Normales

60°F , 14.7 PSI

ESPESOR NETO PERMEABLE.Es el que esta determinado por interpretación de registros electricos , por lo tanto; es variable. Contiene porosidad efectiva, es la capacidad de fluir que ofrece la roca al paso de los fluidos. NO siempre es de topo a base; es el espacio que tiene buena permeabilidad.

SATURACIÓN DE AGUA.En reservorios petrolíferos es 30 – 35 En yacimientos de gas es mayor (60, 70…) En reservorios de petroleo bajo saturado tendrá menor Sw. En reservorios petrolíferos con empuje de gas será mayor Sw. 

La presión capilar es tan pequeña que es despreciable en estos métodos.

LA PERMEABILIDAD ES EL PRINCIPAL FACTOR DE CÁLCULO PARA CUALQUIER MÉTODO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA. PERMEABILIDAD.Se define como la capacidad de flujo de fluidos que ofrece la roca reservorio al paso de los hidrocarburos y del agua. Es la relacion entre el caudal de fluido medido en superficie por la viscosidad por la longitud que viaja el fluido todo esto sobre el producto del area tranversal a la direccion del flujo multiplicado por la variacion de presión.

K=

q ( cc ) × μ ( cp ) × L(cm) 2 A ( cm ) × ∆ P(atm)

=Darcy Ley de dDarcy

K efect . se calcula en laboratorio cuando la permeabilidad absoluta es diferente del 100%. Sf ≠ 100% -

PERMEABILIDADES EFECTIVAS;

K w=

qw × μw × L A×∆P

K o=

q o × μo × L A×∆ P -

K rw =

Kw K

K ro =

Ko K

K efect .

PERMEABILIDADES RELATIVAS;

Solo como relación, tenemos:

Kw K rw K Kw = = K ro K o K o K

MOVILIDAD

q w=

K w× A × ∆ P μw × L

q o=

Ko× A × ∆ P μo× L

Si

qw qo

=

Kw × A × ∆ P K w μw × L μ λ = w = w =M K o × A × ∆ P K o λo μo × L μo

λ w = movilidad del agua λo = movilidad del petróleo

Buckley-Leverett

M=1

Donde M = relación de movilidades

RELACIÓN DE MOVILIDADES RELATIVAS Kw K ro K K = = o K rw K o K w K



En el petroleo la Movilidad cae; en el gas drectamente se canaliza. Los chokes son para controlar que no se venga el agua.

S wi =S wc = saturación de agua inicial = saturación de agua connata = saturacion de agua

irreductible, es usada para el cálculo de la reserva de petróleo. 

S ¿ = saturación de petróleo residual; es un indicador para definir la recuperación secundaria.

Nos da la idea de hacer o no hacer la recuperación secundaria. Cuando se acerca al 30 – 40 % es un reservorio con buenas caracteristicas de hacer recuperación secundaria. El testigo tiene mas de 9 mts.

La arenisca tiene 40 mts. Tel testigo se debe tomar siempre en el tope de la estructura, en la parte intermedia y en la base para luego sacar un promedio de Kro, Krw.



eEn

yacimientos naturalmente fracturados la mejor permeabilidad esta en el tope de la formación.

K ro =a e−b S K rw

w

La relación de permeabilidades relativas

Sw

K ro K rw

está en función solo de la saturación del agua

.

FRACCIÓN DE AGUA O FLUJO FRACCIONAL DE AGUA [ fW

]

Es la cantidad de agua que se desplaza junto con el petróleo. Agua en pequeñas proporciones que esta junto con el petróleo en la recuperación secundaria por inyección de agua.

fW=

q w=

qw q w + qo

7.08 K w h ( PS −Pwf ) μw × β w ×ln

q o=

re rw

( )

(2)

7.08 K o h ( P S−Pwf ) μo × β o × ln

β o=[ 1@ 2.5 ]

re rw

( )

(3)

*En Bolivia β o=1.25

Reemplazando ecuaciones (2) y (3) en ecuación (1):

Kw μw × β w fW= Kw Ko + μw × βw μo × βo

Si dividimos tanto el numerador como el denominador de esta ecuación entre

[

Kw μw × β w

]

; tendremos:

1

fW= 1+

K o μw βw × × K w μo βo

Esta es la ecuación de flujo fraccinal @condiciones de superficie, es conocido tambien como “corte de agua” Flujo fraccional @ condiciones de reservorio: 1

fW= 1+

si

K o μw × K w μo

K ro =a e−b S K rw

f w=

1

=f W =

w

1+

K ro μ w × K rw μ o

, entonces:

1 1+ a e−b S × w

μw μo

@condiciones de reservorio para reservorios horizontales con buzamiento = 0°.

FLUJO FRACCIONAL DE AGUA

Swc = saturación de agua connata Swf = saturación de agua en el frente de invasión

ΔX = avance de la inyección de agua

“ΔX” nos ayuda a conocer donde esta el frente de invasión.

Gráfica de la derivada de “fw”

Se puede utilizar cualquiera de las siguientes ecuaciones:

∂fW = Sw

μw b a e−b S μo

( ) [( )

w

μ 1+ w b a e−b S μo

= 2

w

μw K b o μo Kw

( )( ) ( ) [ ( )( )] ∂fW = Sw

]

μ 1+ w μo

Ko Kw

2

μw K b ro μo K rw

( )( ) [ ( )( )] μ 1+ w μo

K ro K rw

2

MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO: 

“MÉTODO DE BUCKLEY – LEVERETT”.- Fluido desplazante es el agua - Fluido desplazado es el petróleo

CONDICIONES: 1.- CAUDAL DE INYECCION DE AGUA CONSTANTE. Si no fuera constante creariamos distorsion en el desplazamiento de frente de invasión; incluso causaría regresión (Δx sería negativo) 2.- EL RESERVORIO DEBE SER DE CARACTERISTICAS HOMOGÉNEAS. Porosidad (ϕ), permeabilidad (k), saturación de agua (Sw) deben ser constantes. 3.- EL DESPLAZAMIENTO SEA TIPO PISTÓN. El embolo es el agua, la camisa es el reservorio, si inyectamos 1 Bbl. de agua deberiamos tener 1 Bbl. de petróleo. Volumen inyectado = volumen producido Si esto es así: 4.- LA RELACIÓN DE MOVILIDADES SIEMPRE SERÁ IGUAL A 1. M=1 5.- LOS EFECTOS DE CAPILARIDAD SON TAN PEQUEÑOS QUE NO SE LOS CONSIDERA. 6.- EL FLUJO ES LINEAL; FLUJO LAMINAR.

Py ˃˃ Pw X=

No considera el flujo turbulento que hay detrás de los baleos.

5.615 ×q w ×t ∂fW × ϕ× A ∂ Sw

( )

-

Sw

Donde: X = distancia del frente de invasión (frente de invasión es el primer barril que llega) A = área transversal a la dirección del flujo qw = caudal de inyección de agua (BPD) t = tiempo de inyección de agua (días) [de todos los metodos este es el unico que dá el tiempo en días] ϕ = porosidad (fracción) La permeabilidad en la ecuación de Buckley – Leverett es la permeabilidad relativa está en

1m³ = 6,29 bbl 1m³ = 35,3198 ft³

∂fW ∂ Sw

( )

Sw

porque M = 1.

-

-

La distancia de irrupción de agua del pozo productor NO es lo mismo que la distancia del frente de invasión (x). “X” se puede calcular para diferentes tiempos.

En que tiempo llegará la irrupción de agua? Llegará cuando haya invadido el espaciamiento entre pozo productor y pozo inyector.

Atrás queda el petróleo listo para recuperación secundaria (“B”); no se recupera todo, la recuperación del petróleo residual depende de las curvas Krw, Kro. -

A mayor caudal el tiempo de inyección será mayor A menor caudal el tiempo de inyección será menor, más rápido llega al punto de irrupción.

Hay dos teorias para el cálculo del área transversal a la dirección del flujo “A”: 1.

El área es la mitad del espaciamiento entre el pozo productor y el pozo inyector.

2.

Kalhum dice que no puede ser “re” , porque cada pozo tiene su propio radio de drene.

r i = radio de invasión r e = radio de drene Esta segunda teoría es la mas acertada. No hay influencia entre el radio de invasión de un pozo productor y un pozo inyector. FACTORES A CONSIDERAR EN RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA.1.

2. 3.

Tener adecuada muestra de roca y fluído para la caracterización. En yacimientos de petróleo se toman las muestras de la siguiente forma: - En pozos fluyentes se toma de los separadores. En yacimiento de gas: - Por análisis PVT, tomo la muestra del separador que debe tener flujo continuo, RGP constante. Resultados confiables de los analisis de laboratorio. Incluyendo presión capilar, tipo de arcilla; todo el análisis petrofísico. Estudio geológico del reservorio Correlaciones de pozo a pozo.

campo Monteagudo. 

4.

Zona II: yacimiento continuo, curva de declinación tipo exponencial, caída de presión continua sólo si no tiene intrusión de agua. Zona I: reservorio lenticular; la presión cae fuertemente, el caudal de producción se irá acabando muy rápido. El comportamiento de la recuperación primaria. [

Qw ,Q o , Qg , RGP , P wh ]

Si tengo alto corte de agua con salinidad de 25000 ppm Cl se llega a la conclusión que posiblemente el reservorio tiene un fuerte empuje acuífero ( esto sucede en Piraimiri). Si tengo corte de agua “

C w ” entre 30 – 40% me dice que hay acuífero.

En yacimientos lenticulares si hay acuíferos no incrementa el corte de agua. Para saber que tipo de empuje tenemos durante la recuperación primaria debemos conocer:

Qw ,Q o , Q g , RGP , P wh , DST, etc. 5.

Volumen In Situ

N i @ c.i por primaria

N i antes de la inyección de agua.

N i antes de la inyección se usa el método de Dykstra – Parson. 6.

Permeabilidad en areniscas y en yacimientos naturalmente fracturados. Se inyecta agua generalmente en el tope, pero si inyectamos en los flancos que es donde se encuentra el matrix; se utiliza el fracturamiento hidráulico. Variación de permeabilidad se hace en Stiles. - En areniscas hay densidad de fracturas. - En yacimientos naturalmente fracturados no hay densidad de fracturas.

Kh = capacidad de fluencia (md – pie)

Kh μ K μ

= transmisibilidad

= movilidad

( mdcp )

( md−pie cp )

7.

Saturación de gas residual al inicio de la inyección de agua. ( Volumen y tiempo de relleno) - Empaquetar es desplazar el gas con el agua. - Tiempo de relleno es el tiempo que vamos a llenar de agua ese espacio ocupado por gas para desplazarlo.

8.

Límites verticales. El tope y la base son los límites verticales de un reservorio. Planos isópacos Distribución de espesores. Tipos de cargas: - Big hole; sirven para evitar desmoronamiento o arenamiento. A menor área mayor flujo de agua CAP, CAG, CGP

Contactos de fluídos en el reservorio.

9.

Fuentes de suministro de agua. Rios, quebradas, acuíferos (perforación de pozos acuíferos) - Volumen de agua con el que se puede contar. - Calidad del agua; tiene que ser quimicamente pura, sin bacterias porque éstas ingresan al reservorio y bloquean. - La calidad se obtiene en “Plantas de tratamiento de agua”  Compatibilidad del agua de inyección con el agua de formación. Se hacen pruebas de compatibilidad en laboratorio. Las consecuencias por incompatibilidad: - Bloqueo; sensibilidad de las arcillas al agua dulce que al contacto se hinchan bloqueando el reservorio. 10. Control de la presión del reservorio tanto en primaria como en secundaria. Se puede controlar, pero primero se tiene que tener el cierre total del campo o sea campo estabilizado. - Que tipo de registros se bajan? Registrdor mecánico (Bomba Merada) Registrador electrónico (Memory Gauge) Estación intermedia; momento en que se detiene el registrador para tomar presión.

11. Arreglo de pozs inyectores Vs. Productores.

12. Prueba piloto – Anteproyecto de inyección de agua. Se lo realiza para conseguir el financiamiento para el proyecto.

13. Volumen de petróleo recuperable total “Np total”.

NP

TOTAL

=N P + N P p

S

Donde:

NP

p

= por primaria

NP

S

= por secundaria

14. Estado subsuperficial de pozos inyectores y pozos productores. Condiciones mecánicas: cuantos páckers, válvulas,etc. 15. Evaluación económica. Se hace en función del precio del petróleo.

´ Presión en el frente de irrupción ( P )

La permeabilidad entre el pozo inyector y el pozo productor es tan baja que no permite conocer la presión en el frente de invasión. Por eso se hace cumplir con el sigueinte programa: PROGRAMA DE TOMA DE PRESIONES.1. A pozo fluyendo bajar registrador de presión hasta 10 mts. por encima del packer. P 2. Registrar “Presión de fondo fluyente ( ff ) ” por más o menos 15 a 20 minutos 2 condiciones estabilizadas. Estas condiciones se hacen antes de ir a campo por eso deben ser elaboradas cuidadosamente. 3. Cerrar pozo por más o menos 48 hrs. El tiempo de cierre depende de la vida útil (el tiempo de inyección del pozo). Antes del cierre la presión es mayor. 4. Sacar registrador de presión. 1’ ya no hay efecto pistón (no hay desplazamiento) hay regresión, la tubería se llena nuevamente de agua.  

La presión extrapolada puede ser: Positiva ( + ) cuando está quieta Negativa ( - ) cuando hay regresión Cuando extrapolamos la presión y nos dá un valor igual a 1 se llama “Presión extrapolada a 1hr” - SIEMPRE LA PRESIÓN EXTRAPOLADA ES IGUAL A UN TIEMPPO ¿

ADIMENSIONAL IGUAL A 1. ( P ) Kh=

162,6× qi × μ w × β w m

Donde: m = pendiente

psi ( ciclo )

K = permeabilidad (md) qi = BPD µw = cp. Βw = 1.0 H = espesor neto permeable (ft.) DAÑO A LA FORMACIÓN (S).El factor del daño se calcula para saber en que tipo de zona estamos. S=1,151

[

Pw −P1 hr . K −log +3,23 m ϕ × μ× Ct × r 2w

(

)

]

Donde: S = efecto de daño a la formación [Skin Effect] Ct = compresibilidad total 

HAY UNA CAIDA DE PRESIÓN POR EFECTO DEL DAÑO, ENTRE “Pw” Y LA PRESIÓN DE LA ZONA INVADIDA O DAÑADA:

∆ PS =m× 0,875 × S Si : “S” es POSISTIVO ( + )

HAY DAÑO

“S” es NEGATIVO ( - )

NO HAY DAÑO

Ahora tambien hay daños laterales, pseudodaños; estos ultimos se dan en reservorios naturalmente fracturados cerca a la cañeria de producción porque en esta zona hay mayor ΔP. Puede haber tambien desmembración de partículas.

-

Para limpir arena dentro de la tubería: se puede sacar el arreglo y luego intervenir el pozo ó tambien se puede utilizar servicios de Coiled Tubing.

COMPRESIBILIDAD TOTAL Ct =So C o +S g C g +S w Cw +C t

( Psi )−1

Donde: C = Compresibilidad

o = petróleo

S = saturación

g = gas w = agua f = formación



Se calcula la presión en el frente de irrupción para calcular el “Indice de Inyectividad”.

INDICE DE INYECTIVIDAD I actual=

I ide al =

qi Pw − P´

[BPD]

qi

( P w − P´ ) −∆ PSKIN

Y al relacionar ambos indices, obtemdremos: I i(actual ) =EFICIENCIA DE FLUJO I i (ideal)



¿Qué representa P*? P* está en el frente NO invadido. Ésta puede ser negativa si hay regresión del agua de inyección.

-

Con los trazadores radioactivos podemos conocer si se llegó al frente de invasión. Si no hubiera trazadores, se puede conocer el frente de invasión gracias al a compatibilidad del agua, por la salinidad del agua.

t TIEMPO ADIMENSIONAL ( D ) t D=

0,000264 × K ××t ϕ × μ × Ct × A

¿ ´ P−P =N qi× μ 70,6 Kh

t = (hrs.) n = se lee de ábaco ´ P depende de N.

-

La

-

En pozos productores se tiene gradiente de presión por prueba de presión estática con estaciones intermedias.

GRUPOS MULTIDISCIPLINARIOS EN EL CONTROL DE INYECCIÓN DE FLUÍDOS AL YACIMIENTO

ING. DE ING. DE RESERVORIO RESERVORIO

ING. DE ING. DE PERFORACIÓN PERFORACIÓN

GEOLOGÍA GEOLOGÍA Y Y GEOFÍSICA GEOFÍSICA

ING. DE ING. DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN

GERENCIAMIEN GERENCIAMIEN TO DEL DEL TO RESERVORIO RESERVORIO

ING. QUÍMICO ING. QUÍMICO

ING. ING. AMBIENTAL AMBIENTAL

ING. CIVIL ING. CIVIL

ECONÓMICOS ECONÓMICOS Y LEGALES Y LEGALES