Capitulo 8 Inyeccion de Agua

7/27/2019 Capitulo 8 Inyeccion de Agua

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INGENIERÍA DE RESERVORIOS III

Ing. Hernán Iriarte Claros

Capítulo 8

INYECCIÓN DE AGUA(WATERFLOODING)

Reservorio anticlinal



Contenido del Capítulo

8.1 ASPECTOS GENERALES 8.2 POZOS CANDIDADTOS PARA LA INYECCIÓN

DE AGUA8.2.1 Desplazamiento Ideal y no Ideal

8.3 LOCALIZACIÓN DE POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES

8.4 ESTIMACIÓN DE LA EFICIENCIA DE RECUPERACIÓN DE INYECCIÓN DE AGUA

8.5 MÉTODOS Y PROCEDIMIENTOS DE MONITOREO DE DESEMPEÑO DE LA INYECCIÓN



8.1 ASPECTOS GENERALES

La inyección de agua se utiliza paraincrementar la producción de reservoriosde petróleo.

El proceso fue descubierto por accidente.

“Desplazamiento de Petróleo y Gas”

Es considerada como un método de

recuperación secundaria.

aplicación

Métodos de Buckley-Leverett y Welge



En el reservorio escogido se

organizan arreglos deinyección:- Poyos inyectores- Pozos productores

(receptores)

Consiste en inyectar agua para desplazar elpetróleo (o gas) y empujarlo a los pozosproductores



En un arreglo de cinco pozos:

El avance del frente de agua desde el pozoinyector desplaza al petróleo hacia el pozoproductor.

P

P

P

P

I

I

I

I

I

P

(a) (b)



Al principio se produce petróleo solo de lazona que se encuentra con una saturaciónirreductible de agua.

P

P

P

P

I

I

I

I

I

P

(a) (b)

Cuando la zona de interfase llega al pozoproductor comienza a producirse petróleocon corte de agua que se va incrementando

con el tiempo.



En la figura se puedever las condiciones

límite entre inyector yproductor en uncontorno de presiónconstante a través delcual el flujo toma su

lugar.

El 50% del contorno deequipresión que divide

el área del pozo deinyección del área delpozo de producciónencierra un cuadradode área A al rededor

del inyector.

P

5050

50 50

I

Contorno de equipresión 50%

Contornos de equipresiónpara un arreglo de 5 pozos

47

40

20

35



A es el área dentro del 50% del contorno decontrapresión.

Se puede aproximar elcomportamiento de lapresión en estecuadrado, mediante uncírculo de áreaequivalente:

P

P

P

P

I

re

ro

Banco de Agua

Región no Inyectada Presión Pe al radio re

oOD

e

r

r r

Bancos de petróleo Y agua

2

e A r



8.2 POZOS CANDIDATOS PARA LA INYECCIÓN DE AGUA

Factores que afectan a unasatisfactoria inyección de agua:

a) características de reservoriob) características de fluidoc) relación de mobilidad

. . .



a) características de reservorio

Las principales son:

a1) profundidada2) estructura

a3) homogeneidada4) Propiedades petrofísicas, ɸ, S, k




a1) profundidad

. . .

. . .

Afecta a la inyección de agua de dosformas:

se incrementan los costos de inversión yoperación, con el incremento de laprofundidad (costos de perforación y costosde elevación de fluidos)

el reservorio debe ser bastante profundopara que la inyección sea menor que lapresión de fractura del reservorio, para evitarque solo el agua fluya a través de las

fracturas sin desplazar al petróleo




a2) estructura

. . .

. . .

si el reservorio tiene una estructurainclinada, se puede aprovechar los efectos dela gravedad para incrementar la extensión de

inyección.

a3) homogeneidad

se requiere una buena comunicación entreel pozo inyector y los pozos productores.




a4) Propiedades petrofísicas, ɸ, S, k

. . .

. . .

si un reservorio tiene insuficiente porosidad y saturación de petróleo , entonces lainyección de agua puede no ser

económicamente justificable por la inversiónde costos/beneficios que representaría.

la permeabilidad promedio del reservorio

debe ser lo suficientemente alta para parapermitir la suficiente inyección de fluido sinque fracture el reservorio.



b) características del fluido

. . .

. . .

la principal característica del fluido es la

viscosidad del petróleo comparada con laviscosidad de agua inyectada.



c) relación de mobilidad. . .

considera la relación de

permeabilidades relativas yviscosidades:

rw w

ro o

k

M k

una buena inyección de agua tiene una relación

de mobilidad alrededor de 1.

si el petróleo del reservorio es extremadamenteviscoso, la relación de mobilidad puede

fácilmente ser mucho mayor a 1. En este caso elagua puede avanzar como lenguas (“dedos” –finger) a través del reservorio y sobrepasar (bypass) mucho del petróleo existente.



8.2.1 Desplazamiento Ideal y no Ideal

Se debe tomar en cuenta en la relaciónde mobilidad el tipo de desplazamiento:

Desplazamiento Ideal

. . .

Si M ≤ 1, el petróleo se mueve a un caudal mayorque el agua y es empujado adelante por el bancode agua que actúa a la manera de un “pistón” .

En este caso, el volumen de petróleo movible(MOV ) está dado por: 1 p oi wi MOV V S S

p oi or MOV V S S (8.1 ) Vp = volumen poral



Desplazamiento No Ideal

Con mayor frecuencia, el agua es más móvil que

el petróleo. Como resultado, lenguas de aguatraspasan el petróleo y conducen a perfiles desaturación mucho menos favorables.

En la irrupción de agua solamente una fracción

del MOV es recuperado. Se requiere agua deinyección adicional para recuperar el petróleomóvil. A veces una relación de 5 ó 6 de agua para1 MOV de petróleo.

Para un proyecto de inyección de agua, elvolumen de petróleo recuperado es exactamente igual al volumen de agua inyectada.



8.3 LOCALIZACIÓN DE POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES

Los inyectores y productores debenser ubicados para:

a) Proveer la productividad de petróleodeseada y la rata necesaria deinyección de agua

b) Tomar ventajas de las característicasdel reservorio como ser:inclinación, fallas, fracturas, ytendencias de permeabilidad.

. . .



Modelos (patrones) de Inyección:

. . .

En general se usan dos modelos deinyección:

a) Inyección modelo (arreglos de inyección)

b) Inyección periférica



a) Inyección modelo (arreglos de inyección)

Usada en reservorios que tienen pocainclinación 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 depozos de producción a pozos de inyección

para los anteriores casos:

Modelo Relación de pozos deprod. 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



23

Si las características del reservorio rindenbajas ratas de inyección con respecto a lasdeseadas, el operador debe considerar usar unarreglo de siete o nueve puntos donde existanmás pozos de inyección que pozos de producción

Un argumento similar puede hacerse para usarun modelo e cuatro puntos en un reservorio conratas bajas de flujo en la producción de pozos.

Los modelos en línea recta y en línea salteadason frecuentemente usados debido a queusualmente representan una inversión baja.

Consideraciones:



24

el costo de perforar nuevos pozos,

el costo de conversión de pozosexistentes (por ej. de productor ainyector), y

la pérdida de ingresos de la produccióncuando se hace el cambio de productora inyector

Consideraciones económicas

Se debe tomar en cuenta:



b) Inyección periférica

Los inyectores están agrupados juntos, diferente a los modelos deinyección, donde los inyectores estáninter-espaciados con los productores.



. . .

Reservorio anticlinal

Los inyectores están ubicados de tal maneraque el agua inyectada ingresa al acuífero ocerca de la interfase acuífero-reservorio,formando un anillo de inyectores alrededor

de los productores.



. . .

En forma similar, los inyectores estánubicados de tal manera que el aguainyectada ingresa al acuífero o cerca de lainterfase acuífero-reservorio. Pero, todos los

inyectores están agrupados juntos.

Reservorio monoclinal



8.4 ESTIMACIÓN DE LA EFICIENCIA DE RECUPERACIÓN DE INYECCIÓN DE AGUA

La recuperación de petróleo puede sercalculada para cualquier tiempo de vidadel proyecto de inyección, pero deben ser

previamente determinados cuatrofactores:

1. La cantidad de petróleo in situ al

comienzo del proyecto. Esta es unafunción de la saturación del petróleo ydel volumen poral inundable.



2. La eficiencia de barrido areal, que es lafracción del área del reservorio que el

agua va a alcanzar.

Depende de las propiedades relativasal flujo de petróleo y agua, los arreglosque se tienen y la distribución depresiones entre los pozos inyectores yproductores, así como de la

permeabilidad direccional.

. . .



3. La eficiencia de barrido vertical, que esla fracción de una formación en plano

vertical que el pozo puede alcanzar.

Depende principalmente del grado deestratificación del reservorio.

4. La eficiencia de desplazamiento, que es

la fracción de petróleo que el aguadesplazará en la zona de petróleo.

. . .



Considerando los anteriores conceptos,la eficiencia de recuperación de

cualquier proceso de desplazamientode fluido está dada por:

v d E E E (8.2 )

Ev = Eficiencia de desplazamiento macroscópico odesplazamiento volumétrico

Ed = Eficiencia de desplazamiento microscópico

La eficiencia de desplazamiento microscópico esuna medida de cuan efectivamente el fluidodesplazante moviliza al petróleo una vez queestán en contacto.

. . .



La eficiencia de desplazamiento macroscópico esuna medida de cuan efectivamente el fluido

desplazante se ha contactado con las partes delreservorio que contienen hidrocarburos.

La eficiencia de desplazamiento microscópico esafectada por los siguientes factores:

• fuerzas de tensión superficial e interfacial• mojabilidad• presión capilar• permeabilidad relativa

. . .



La eficiencia de desplazamiento macroscópico esafectada por los siguientes factores:

• heterogeneidad y anisotropía• mobilidad de la fase desplazante vs. mobilidadde los fluidos desplazados

• arreglo físico de los pozos de producción e

inyección• tipo de la roca matrix en la cual se encuentra elpetróleo y el gas

Laheterogeneidad y anisotropía de una formacióntiene un significativo efecto sobre el

desplazamiento.

. . .



El movimiento de los fluidos a través delreservorio no será uniforme si existen

grandes variaciones en las propiedadescomo: porosidad, permeabilidad y cementoarcilloso.

Muchas zonas productivas tienenpermeabilidad variable, tanto vertical comohorizontal. Zonas o estratos de mayor o

menor permeabilidad frecuentementemuestran continuidad lateral a través de unreservorio o solo en una porción de éste.

. . .



Cuando tal estratificación de lapermeabilidad existe, el fluido desplazantebarre más rápido las zonas más

permeables, de tal manera que el petróleode estas zonas será producido en unperíodo de tiempo mucho mayor a altasrelaciones agua-petróleo.

. . .



La recuperación de petróleo Np, puede sercalculada en cualquier instante de la vida

de un proyecto mediante:

* * * p A V D N N E E E (8.3 )

donde:

N = petróleo in situ en el volumen poral inundableal comienzo de la inyección

E A

= Eficiencia de barrido areal: fracción delvolumen poral inundable barrido por el agua deinyección.

. . .



donde:

La Eficiencia de barrido areal, E A se puede estimarpor:

0.2777ln A Abt

bt

q E E q

(8.4 )

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

10.5472 0.3959 log 0.3 Abt E M (8.5 )

. . .

donde:



. . .M = relación de mobilidad

q = volumen de agua inyectada, bbl

qbt = volumen de petróleo desplazado en lairrupción de agua, bbl

Ev = eficiencia de barrido vertical: fracción delvolumen poral inundable en un plano verticalbarrido por el agua de inyección

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



. . . Adicionalmente, la recuperación porinyección 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

É



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 decambios 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, cambiosde presión de reservorio y gradientes

• pruebas de restitución de presión , fall-off

(declinación), step-rate (flujo por pasos), gráfica deHall

• pruebas de pulso e interferencia para determinarcomunicación entre pozos y estimar propiedades de

roca entre pozos



La estratificación en los reservorios puede crearmayores problemas, ocasionando ladisminución en la eficiencia vertical del barrido.

Las técnicas de predicción de inyección asumeque toda el agua inyectada ingresa a los variosestratos en proporción a la capacidad del flujode cada estrato.

Aunque todos los estratos fluyensimultáneamente, el agua de inyección buscalas zonas de más alta permeabilidad. Por eso es

agua debe ser inyectada en cada estratobasándose en el volumen poral de loshidrocarburos desplazables para una inyecciónideal.



Canales delgados de alta permeabilidad evitan elflujo eficiente hacia otras zonas:

Pozo productorPozo inyector

k baja

k intermedia

k intermedia

k baja

k alta

k alta

Avance irregular de agua en una arenaestratificada debido a la diferente permeabilidad



Los perfiles de inyección identifican

perforaciones que no están tomando el aguainyectada, posiblemente por que estasperforaciones están taponadas.

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



Para asegurarse que la inyección en cadaestrato está en proporción a su volumenporal de hidrocarburos desplazables, sepuede 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 noser observados por varios meses en el pozo

productor.



Ejemplo 8.1.-

Un arreglo está inyectando agua en un

reservorio que fue perforado con unespaciamiento de pozo de 20 acres usando unmodelo cuadrado.

Otras características son:

Espesor neto 16 pies k ro 0.75

Porosidad 0.125 k rw 0.25

Soi 0.78 qiny 200 bpd/pozo

productorSor 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 depetróleo que puede ser recuperado de cadapozo productor en 5 años de operación de lainyección, considerando que cada pozo drena

petróleo de un área igual a dos espaciamientosde pozo.

. . .



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 deagua 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.-

Se deberá calcular:



Volumen de agua inyectada en los 5 años:

. . .Solución.-

365

200 5 3560001

iny

bbl díasq q t años bbl

d año

Volumen de petróleo desplazable (MOV)contenido en el área de drenaje:

Para un desplazamiento ideal, tipo pistón:

1 p oi wi oi or MOV V S S Ah S S

7758

2 20 16 0.125 0.78 0.30 2979071

bbl MOV x acres pies bbl

acre pie



. . .

Relación de Mobilidad:

Eficiencia areal de barrido a la irrupción deagua en un pozo, ec. 8.5:

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 ”

0.25 5.0

2.080.75 0.8

rw o

ro w

k

M k

10.5472 0.3959 log 0.3 Abt E M

10.5472 0.3959log 2.08 0.3 0.505 Abt E



. . . Petróleo desplazado en la irrupción de agua

usando desplazamiento tipo pistón:

Eficiencia de barrido areal, ec.8.4:

bt p Abt q N E MOV

0.505 297907 150443bt q bbl bbl

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

0.2777ln A Abt

bt

q E E q

3650000.2777 ln 0.505 0.751

150443 A E



. . . Volumen de petróleo producido acumulado

en los 5 años:

A

p

o

E MOV N

B

0.75 297907178982.5 1790001.25 /

p

bbl N bls blsbbl bls



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