Inyección de Agua, Bolivia

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE PROYECTO Título Autor/es

RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR EL MÉTODO DE INYECCIÓN DE AGUA Nombres y Apellidos

Código de estudiantes

RESUMEN: Fecha

Esta información se compilo requerida para el análisis necesario de las propiedades que afectan en la producción de hidrocarburos tanto del reservorio como los fluidos que se encuentran en el mismo. Así mismo se muestra que el análisis de los pozos inyectores y productores para fijar la tasa de inyección y evitar los problemas comunes como ser; fallas mecánicas, rotura de revestido res, etc. Se describe los procesos de inyección y su problemática, como también las propiedades propiedades petrofísicas de las rocas como la permeabilidad. Toma también los factores que afectan y que se tienen que tomar en cuenta al momento de hacer un proyecto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua; la geometría del yacimiento, su profundidad, litología, permeabilidad, continuidad de las propiedades de las rocas, etc. Se describe las correlaciones que están utilizadas para los cálculos de ingeniería.

Carrera

Ingeniería En Gas Y Petróleo

Titulo: Autor:

Asignatura

Producción II

Grupo

A

Docente

Ing. Lema Zabala Vanessa

Periodo Académico

Octavo semestre

Subsede

Cochabamba- Bolivia

Palabras clave: reservorio, reservorio, inyección, agua, agua, recuperación, secundaria. secundaria.

ABSTRACT: This information you compiles required for the necessary analysis of the properties that affect in the so much production of hydrocarbons hydrocarbons of the reservorio reservorio like the fluids that that are in the same one. one. Likewise it is shown that that the analysis of the wells injectors and producers to fix the injection rate and to avoid the common problems as being; you fail mechanical, it plows of having had head, etc. is described the injection processes and its problem, as well as the properties petrofísicas of the rocks like the permeability. He/she also takes the factors that affect and that they have to take into account to the moment to make a project of secondary recovery by means of the injection

ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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Titulo: Autor:

Asignatura

Producción II

Grupo

A

Docente

Ing. Lema Zabala Vanessa

Periodo Académico

Octavo semestre

Subsede

Cochabamba- Bolivia

Palabras clave: reservorio, reservorio, inyección, agua, agua, recuperación, secundaria. secundaria.

ABSTRACT: This information you compiles required for the necessary analysis of the properties that affect in the so much production of hydrocarbons hydrocarbons of the reservorio reservorio like the fluids that that are in the same one. one. Likewise it is shown that that the analysis of the wells injectors and producers to fix the injection rate and to avoid the common problems as being; you fail mechanical, it plows of having had head, etc. is described the injection processes and its problem, as well as the properties petrofísicas of the rocks like the permeability. He/she also takes the factors that affect and that they have to take into account to the moment to make a project of secondary recovery by means of the injection


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Titulo: Autor: of water; the geometry of the location, their depth, litología, permeability, continuity of the properties of the rocks, etc. is described the correlations that are used for the engineering calculations. calculations.

Key Words : reservorio, injection, dilutes, recovery, secondary.

ÍNDICE: INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN ................................. .................................................. .................................. .................................. .............................. ............. 5 ................................................... ........................ .......7 1.1FORMULACIÓN 1.1FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .................................. ................................................... .................................. .................................. .............................. ............. 7 1.2. OBJETIVOS .................................. 1.2.1 OBJETIVO GENERAL .............................................................................................................. 7

1.2.2

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................... 7

................................................... .................................. ................................... ................... 7 1.3 JUSTIFICACIÓN ................................... 1.4 PLANTEAMIENTO DE LA HIPÓTESIS................................... ............................................... ............ 8 2. MARCO TEÓRICO…………………………………………………………9 2.1 ÁREA DE ESTUDIO..........................................................................................................9 2.2 DESARROLLO DEL MARCO TEÓRICO…………………………………………………9 2.2.1 Mecanismos de de producción secundaria ...................................................................................... 8 2.2.3 Características que deben deben de tener las aguas de inyección inyección ....................................................... 10 2.2.4 Tipos de inyección inyección ................................................................................................................... 11 2.2.4.1 Inyección periférica o externa ........................................................................................... 11 2.2.5 Arreglo de pozos ....................................................................................................................... 12 2.2.6 Esquemas de inyección inyección ............................................................................................................ 13 2.2.7 Pozos inyectores inyectores y productores ................................................................................................ 17 2.2.8 Los procesos de de inyección y su problemática .......................................................................... 18 2.2.8.1 Tasa de inyección ............................................................................................................... 19


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2.2.8.2 . Barrido del yacimiento ..................................................................................................... 19 2.2.9.3 Heterogeneidad del yacimiento ......................................................................................... 19 2.2.8.3 Razón de movilidad movilidad ........................................................................................................... 20 2.2.8.4 Segregación gravitacional ................................................................................................. 20 2.2.10 Eficiencia de desplazamiento desplazamiento ................................................................................................. 21 o

Propiedades petrofísicas ......................................................................................................... 21

o

Saturación de agua connata .................................................................................................... 22

o

Zonas de alta permeabilidad ................................................................................................... 22

o

Profundidad del yacimiento ................................................................................................... 22

o

Re-saturación .......................................................................................................................... 22

o

Presencia de acuíferos ............................................................................................................ 23

o

Presencia de capa de gas ........................................................................................................ 23

o

Vaporización de hidrocarburos .............................................................................................. 23

o

Saturación de gas inicial ......................................................................................................... 23

o

Humectabilidad (molabilidad) ................................................................................................ 24

o

Contenido de arcilla ............................................................................................................... 24

o

Alta relación agua-petróleo .................................................................................................... 25

2.2.11 Factores que controlan la recuperación por inyección de agua ............................................... 25 2.2.11.1 Geometría del yacimiento ................................................................................................ 25 2.2.11.2 Litología ........................................................................................................................... 25 2.2.11.3 Profundidad del yacimiento .............................................................................................. 25 2.2.11.4 Permeabilidad ................................................................................................................... 26 2.2.11.5 Continuidad de las propiedades de la roca ...................................................................... 26 2.2.12 Índice de productividad y el IPR ............................................................................................ 27 2.2.12.1 Método de vogel ............................................................................................................... 32 2.2.12.2 Yacimientos de petróleo subsaturado ............................................................................... 32 2.2.12.3 Yacimiento de petróleo saturado ..................................................................................... 34 2.2.12.4 Primer método de aproximación apr oximación ...................................................................................... 34 2.2.12.5 Segundo método de aproximación aproximación .................................................................................. 35 2.2.13 Factor de recobro ..................................................................................................................... 35

4.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN INVESTIGACIÓN ................................... .................................................... .................................. ..................... 45 4.2. OPERACIONALIZACION OPERACIONALIZACION DE VARIABLES .............................. ............................................ .............. 46 ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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4.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN INVESTIGACIÓN.................................. ................................................... ............................ ........... 46 4.4. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ACTIVIDADES A REALIZAR REALIZAR ............................... ............................... 46 RESULTADOS RESULTADOS ................................ ................................................. .................................. .................................. .................................. ................. 47 DISCUSIONES DISCUSIONES ................................ ................................................. .................................. .................................. .................................. ................. 48 CONCLUSIONES ................................ ................................................. .................................. .................................. ............................ ........... 49 REFERENCIAS REFERENCIAS .................................. ................................................... .................................. .................................. ............................... .............. 50 APÉNDICE ................................. .................................................. .................................. .................................. .................................. ...................... ..... 51

INTRODUCCIÓN En la actualidad un 85% de la producción mundial de crudo se extrae por método de recuperación primaria y secundaria, con un aproximado de 35% de recobro del petróleo existente en el yacimiento. Como la tasa de recobro se considera baja, se han implementado otros métodos y sistemas de recobro mejorado de petróleo. La explotación convencional, incluya la recuperación natural o primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistema artificial de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento; Mientras que para la recuperación mejorada contempla métodos térmicos químicos y la inyección de gases. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, renovable, los pozos que se encuentran produciendo produciendo van declinando su producción por perdida de presión natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperación del petróleo, que en la mayoría de los yacimientos representa de un 60 a 70% por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema artificial. Cuando un pozo llega al fin de su vida de flujo natural, surge la pregunta ¿qué método debe utilizarse para mantenerlo en producción? Para el caso de este proyecto se considera la solución de suministrar energía en forma de agua para ayudar a elevar los líquidos l íquidos de la formación por la tubería de producción. En este trabajo trabajo se plantea utilizar el bombeo bombeo de agua de formación.


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Incorporando la inyección de agua como recuperación secundaria de pozo sin energía natural, a través de la aplicación de un drenaje por inyección de agua y la saturación de agua residual de petróleo en el yacimiento, puede incrementar en el orden de 40 a 60% de su producción total. En el caso de una recuperación secundaria hay diferentes tecnologías y métodos para realizar esta recuperación de hidrocarburos. La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos.

CAPÍTULO I 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El campo San Roque descubierto en septiembre de 1981, entro en producción en Abril de 1986 con el pozo SNQ-1 del reservorio petaca. El reservorio Castellón inicia su producción en Mayo de 1986 con el pozo SNQ-X2. Con la perforación del pozo SNQ-10 en enero de 1989 permitió el descubrimiento de otros reservorios con acumulación de petróleo en la formación Cangapi, así como otros reservorios de gas condensado en las formaciones Vitiacua y Cangapi, en la actualidad este campo tiene perforados 21 pozos, de los cuales 9 son productores y 12 están cerrados por ser improductivos. La producción promedio actual es de 100 barriles diarios entre condensado y gasolina natural y 8 MMSCF de gas. Se ha avisto que este campo presenta el problema de que a mayores caudales de producción de gas, trae aparejado un importante aumento de volumen de agua de formación producida, los valores alcanzan cifras que van desde 60% hasta el 80% de incremento. Para evitar este problema se debe realizar un descarte de agua de formación y utilizar a la vez esta agua para inyección de otros campos y así extraer volúmenes remanentes de los reservorios.

ÁRBOL DE PROBLEMAS


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Pozo en riesgo de abandono

Aplicar un conveniente método de recuperación

Bajo caudal de producción de HC del pozo SRQ-19

Presión de surjensia baja del pozo SRQ-19

Antigüedad del pozo SRQ-19

1.1FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ¿Utilizando el agua de descarte de producción de pozos vecinos, será posible realizar recuperación por inyección de agua en el campo San Roque?

1.2. OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL Conocer los conceptos básico de la información en cuanto la inyección de agua para el aumento en la producción de hidrocarburos en el campo San Roque.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 

Identificar los diferentes parámetros y condiciones para tener en cuenta al realizar el incremento de producción de hidrocarburos mediante la inyección de agua.



Determinar las características que debe tener el agua que se va usar para la inyección.



Construir la curva IPR del pozo San Roque (SNQ-19) .

1.3 JUSTIFICACIÓN ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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El proyecto propuesto se justifica que mediante el estudio de las propiedades del yacimiento y aplicando el método de recuperación secundaria por inyección de agua se optimizara la producción del yacimiento.

1.4 PLANTEAMIENTO DE LA HIPÓTESIS Debido a las elevadas caídas de presión y la energía insuficiente para transportar los hidrocarburos de yacimiento a superficie se ve la necesidad de aplicar el método de recuperación secundaria por inyección de agua mediante un pozo inyector (SRQ-16) al pozo productor (SRQ-19) recuperación de HC a un 40%.

CAPÍTULO II 2. MARCO TEÓRICO 2.1 ÁREA DE ESTUDIO El estudio se realiza en el área de producción, en la etapa de recuperación secundaria, en las fases de baja presión de producción del pozo SNQ-19 La investigación se la realiza en el departamento de Tarija, específicamente en el campo San Roque del pozo SNQ-19. El área de trabajo a la que pertenece es el área de producción de hidrocarburos en la fase de recuperación secundaria.

2.2 DESARROLLO DEL MARCO TEÓRICO 2.2.1 Mecanismos de producción secundaria 

Método por inyección de agua

La inyección de agua en los yacimientos de hidrocarburos es muy común debido a que es uno de los métodos más simple, de menor costo cuando hablamos de métodos de recuperación de hidrocarburo y el factor de recobro puede llegar hasta un 60%.


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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 métodos de producción o recuperación con el fin de mantener el pozo produciendo a una tasa fija y aumentado 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 alrededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie.

FIGURA : 2.1 Sistema de inyección de agua La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción por el empuje de agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua. Bajo condiciones favorables, la inyección de agua es un método


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efectivo para recuperar petróleo adicional de un reservorio. Los factores que son favorables para una alta recuperación por inyección de agua incluye: 

Baja viscosidad del petróleo.



Permeabilidad uniforme.



Continuidad del reservorio.

Muchos proyectos de inyección de agua son “patrones de inyección” donde los pozos de

inyección y producción son alternados en un patrón regular. Una de las primeras consideraciones en la planificación de un proyecto de inyección de agua es localizar una fuente accesible de agua para la inyección. El agua salada es usualmente preferida al agua fresca, y en algunos casos se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca para la inyección.

2.2.3 Características que deben de tener las aguas de inyección a) El agua no debe ser corrosiva. El sulfuro de hidrogeno y el oxígeno son dos fuentes comunes de problemas de corrosión. b) El agua no debe contener solidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. c) El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales arcillosos presentes en la formación. La importancia de esta consideración depende de la formación, así como de las sales minerales disueltos en el agua inyectada y permeabilidad de la roca. d) La salmuera debe ser compatible con el agua presente inicialmente en la formación. El agua producida e inyectada debe ser manipulada separadamente, si no son completamente compatibles. La geometría y continuidad del reservorio son importantes consideraciones en el diseño de una inyección de agua. Si el reservorio tiene buzamiento, una inyección periférica podría tener una mayor eficiencia de barrido que un patrón de inyección. La eficiencia de barrido puede ser definida como la fracción de la formación que esta en contacto con el fluido inyectado. La continuidad desde el pozo de inyección hacia el productor es esencial para el éxito de la inyección, reservorios muy fallados son frecuentes pobres candidatos para la inyección. ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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La profundidad del reservorio es otro factor que debe ser considerado en el diseño de una inyección de agua. El agua debe ser inyectada a una presión de tal manera que no fracture la formación. Si la presión de fracturamiento se excede, el agua fluirá a través de la fractura hacia el pozo de producción. La viscosidad del petróleo es la mayor consideración para determinar el comportamiento de la inyección. Si todos los otros factores son los mismos, la recuperación de petróleo para un petróleo ligero será mayor que para un petróleo pesado. La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relación de la permeabilidad efectiva a la viscosidad. La cantidad de petróleo en sitio es directamente proporcional a la porosidad, saturación de petróleo y espesor del reservorio. La magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son consideraciones importantes. Si la permeabilidad es muy baja no será posible inyectar agua a altas tasas. Capas con alta permeabilidad y que son continuas entre el pozo inyector y productor causaran temprana irrupción del frente de agua en los pozos de producción y dejaran de lado petróleo en zonas de baja permeabilidad.

2.2.4 Tipos de inyección De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.

2.2.4.1 Inyección periférica o externa Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua petróleo. FIGURA 2.2 Inyección periférica o externa


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

Características

1. La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, continuidad de las arenas, permeabilidad, porosidad, del número y posición de los pozos existentes. 2. Se emplea particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal. 3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

2.2.5 Arreglo de pozos Muchos de los campos viejos que luego han sido sometidos a invasión para la recuperación secundaria, se desarrollaron inicialmente mediante un espacio irregular de los pozos, pero una mejor compresión del comportamiento de los yacimientos ha traído como consecuencia el uso de arreglos y espacios uniformes en los pozos perforados durante el desarrollo del yacimiento, esto significa que al momento de planificar el proceso de recuperación secundaria, el campo estará desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos inyectores y productores forman figuras geométricas conocidas y muy variables. Los factores que más influyen en la selección del tipo de arreglo son: la forma original en que ha sido producido el yacimiento, la permeabilidad del yacimiento, la viscosidad de los fluidos, la razón de movilidad, la razón de pozos inyectores a pozos productores, la estructura del yacimiento y las características geológicas del mismo: por ello, algunas veces también se utiliza arreglos irregulares en los yacimientos.


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Figura 2.3 tipos de arreglos de pozos

2.2.6 Esquemas de inyección La recuperación adicional de petróleo por inyección de agua es más efectiva cuando se mantiene la presión por la inyección en la periférica falla por la falta de continuidad entre la periférica y el centro del yacimiento, por la heterogeneidad y por la baja permeabilidad, es conveniente inyectar y producir los flujos en arreglos o patrones de pozos. En general se recomienda la siguiente: ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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

Usar la inyección en arreglos de 5,7 y 9 pozos en yacimientos con poco buzamiento y cierto grado de heterogeneidad, pues han resultado más beneficiosos que los arreglos en línea.



Utilizar arreglos en línea en yacimiento inclinados, pues permiten lograr un buen control del frente de barrido.



De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazado, resulta preferible: 

un arreglo de 7 pozos invertido, si la movilidad del fluido desplazado es mayor que la del petróleo.





Un arreglo de 7 pozos normal, si es menor que la del petróleo.



Un arreglo de 5 pozos, si es igual a la del petróleo.

Preferir el uso de los arreglos de 7 pozos a los de 5 por las razones siguientes: 

Mayor eficiencia de barrido arenal.



Menor número de pozos inyectores.

En la práctica, la selección del tipo de arreglo depende de la distribución geométrica de los pozos existentes y, finalmente, de los análisis económicos de los planes de explotación, de los cuales se realizan con modelos analíticos o numéricos de los yacimientos. Figura 2.4. Pozos interespaciados en arreglos de 5 y 7 pozos


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La perforación interespaciada tiene diferente propósitos de acuerdo con las características del yacimiento. La ubicación de los pozos interespaciados se decide con base en el comportamiento de inyección/producción, la descripción del yacimiento, las predicciones de modelo analítico o numérico y la evaluación económica. Este método de desarrollo da muy buenos resultados cuando la inyección de fluidos es poco eficiente. Así en yacimientos lenticulares con poca continuidad lateral de las arenas, como se ilustra en la figura 2.3, los pozos interespaciados ayudan a drenar petróleo que no se ha producido por falta de pozos que lo capturen. Figura 2.5. Pozos interespaciados en yacimientos lenticulares


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En yacimientos heterogéneos con grandes contrastes arenales de permeabilidad, el pozo interespaciado se justifica si puede drenar un volumen grande de petróleo que compense económicamente su costo.se recomienda orientar los pozos inyectores y productores preferiblemente en la dirección de los canales y ubicar los pozos productores en las regiones de mayor permeabilidad. En los yacimientos uniformes la explotación con un espacio óptimo solo contribuye a acelerar la producción y no a aumentar las reservas o el recobro final. En yacimientos inclinados, se recomienda inyectar agua en la parte inferior de la estructura y gas en la parte superior, con el fin de aprovechar la segregación gravitacional, tal como se observa en la

figura 2.6.

Figura 2.6. Inyección de agua y gas en yacimientos inclinados


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2.2.7 Pozos inyectores y productores

Los pozos de inyección y producción requieren consideraciones particulares en los proyectos de fluidos. En estos suelen presentarse varios problemas como; alta tasas de producción de agua en los pozos de inyección, rotura de revestidores, fallas mecánicas, perforaciones, conificacion de agua y gas, y fallas del cemento que originan baja eficiencia de barrio y alta producción de los fluidos inyectores. Para subsanar esos problemas se utilizan métodos mecánicos, químicos y/o de cementación, pero hay que tomar en cuenta el tipo de yacimiento. Así, para formaciones estratificadas resultan más adecuadas la cementación y los sistemas mecánicos, pero estos no son tan efectivos en yacimientos homogéneos, para los cuales se pueden utilizar barreras químicas a fin de crear cierres a la producción de agua. En los pozos inyectores se usan herramientas mecánicas colocadas en el fondo para controlar la inyección en las zonas de interés: las empacaduras y las válvulas reguladas se utilizan, pero tienen la desventaja de un alto costo de inversión inicial y pueden originar problemas de pesca. Estos pozos requieren también controles superficiales para fijar las tasas de inyección. Generalmente se usan reguladores y válvulas que actúan a través de una restricción dentro de la válvula. Es tos equipos son, en general, poco costosos en comparación con los equipos de fondo. Muchos operadores consideran los pozos inyectores como de importancia secundaria y prefieren convertir pozos productores viejos en lugar de perforar pozos inyectores nuevos. La decisión más conveniente debe pasar por un análisis económico, pues es necesario considerar aspectos tales como el tamaño y la condición del revestidor, la técnica de completación y la localización del fondo del pozo en el yacimiento, factor muy importante. La conversión del pozo de productor a inyector puede ser un factor decisivo en la economía de un proyecto de inyección. Dependiendo del tipo de fluido de inyección y de su calidad, pueden ocurrir problemas de incompatibilidad y/o precipitación de solidos que originan reducción de permeabilidad y disminución de la inyectividad de los fluidos. ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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Figura 2.7. Gráfico de hall para varios condiciones de inyección

El análisis de los gráficos de hall permite realizar cambios en las prácticas operacionales o la adición de nuevos pozos. Dependiendo de sus condiciones mecánicas, se recomienda usar inyectores los pozos viejos si están bien ubicados para el proceso de invasión y poseen buenas condiciones mecánicas, a fin de minimizar la perforación de pozos nuevos. En algunos casos, los operadores prefieren usar productores malos como inyectores, lo cual no es conveniente, ya que regularmente un pozo mal productor es un mal inyector. En yacimientos fallados es recomendable colocar los pozos inyectores retirados de la falla y los productores cerca de la misma, para reducir el riesgo de perder la zona productiva.

2.2.8 Los procesos de inyección y su problemática Los problemas que se presentan durante la inyección de fluidos son muy diversos y sería prácticamente imposible un análisis exhaustivo. Además, como se ha referido, cada yacimiento y cada proyecto son particulares. En general, los problemas y su posible solución están relacionados con algunos factores que se describen a continuación: ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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2.2.8.1 Tasa de inyección En yacimientos horizontales, las altas tasas de inyección disminuyen el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical, pero pueden producir inestabilidad viscosa del frente que se manifiesta por una rápida canalización del fluido desplazante. En yacimientos inclinados y en los naturalmente fracturados es recomendable inyectar a tasas bajas por las siguientes razones: Favorecen la segregación gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa del frente de invasión. Favorecen la imbibición del agua del agua en la matriz y su segregación gravitacional en las fracturas. Sin embargo, debe tenerse presente que las tasas bajas de inyección pueden afectar negativamente la economía de un proyecto porque retardan la recuperación de la invasión.

2.2.8.2 . Barrido del yacimiento En la selección el fluido para inyectar se debe considerar cuál de las opciones disponibles genera un mejor barrido del yacimiento. A tal efecto, se deben tener presentes las heterogeneidades del yacimiento, la razón de movilidad y la segregación gravitacional de los fluidos.

2.2.9.3 Heterogeneidad del yacimiento Posiblemente, la principal razón por la cual fallan muchos proyectos de inyección de fluidos es el desconocimiento de las heterogeneidades más comunes que se encuentran en los yacimientos: 

Variación arenal y vertical de la permeabilidad.



Lenticularidad de las arenas.



Fracturas naturales e inducidas.



Permeabilidad direccional.



Falta de comunicación entre los pozos de inyección y producción.


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Cuando el yacimiento es muy heterogéneo es preferible no someterlo a procesos de desplazamiento pozo a pozo, pero si realizar estimulación de los pozos productores. Si la heterogeneidad es muy limitada, se puede intentar la inyección selectiva en las arenas más continuas y de mejor desarrollo, y perforar pozos interespaciada.

2.2.8.3 Razón de movilidad Una razón de movilidad desfavorable (M˃1) produce:

a) Inestabilidad viscosa del frente de invasión. Pronto irrupción del fluido desplazante en los pozos de producción. b) Bajas eficientes de barrido Para evitar la inestabilidad viscosa, se recomienda tener en cuenta los siguientes límites de viscosidad en proyectos de inyección: Para agua: ˂50 a 60 cp. Para gas: ˂20 a 30 cp. Existen varios métodos para mejorar la razón de movilidad en proyectos de inyección de agua o gas. Los más usados en la práctica son: 

Inyección de soluciones de polímeros.



Inyección de dióxido de carbono.



Inyección de tapones alternados de agua y gas.



Procesos térmicos.

2.2.8.4 Segregación gravitacional Es conveniente seguir recomendaciones para la inyección y producción selectiva que contrarrestan el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical. Las mismas se presentan en la figura 2.8 se ilustra el efecto de esta variable en yacimientos horizontales e indicados. En general, la segregación gravitacional es mayor en la inyección de gas que en la de agua debido a que la diferencia de densidad petróleo-gas (po – ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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pg) es alrededor de cinco veces mayor que la de agua-petróleo (pw – po) lo cual, en algunos casos, beneficia la inyección de gas y en otros, la perjudica. Comúnmente, los mejores resultados de los proyectos de inyección de gas se han obtenido en yacimiento con buena segregación gravitacional. Figura 2.8. Efecto de la segregación vertical sobre el desplazamiento de petróleo

2.2.10 Eficiencia de desplazamiento Para que un proyecto de recuperación mejorada de petróleo genere mejores resultados, es necesario para que el fluido de inyección produzca una elevada eficiencia de desplazamiento, para lo cual se deben tener en cuenta las siguientes factores: la modalidad de la roca con respecto al fluido de inyección, la tensión interfacial fluido desplazante/desplazado, las viscosidad de los fluidos, la transferencia de masa entre los fluidos y otros. o

Propiedades petrofísicas

En yacimientos con baja permeabilidad (˂ 100 md) y porosidad (˂ 15 %) es preferible la

inyección de gas, ya que la inyectividad del agua en estos yacimientos es baja. En yacimiento con alta permeabilidad (˃ 100 md) y porosidad (˃ 15 %) se

puede inyectar agua sin

dificultades.


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Titulo: Autor:

o

Saturación de agua connata

La inyección de agua en yacimientos con alta saturación de agua connata (˃ 30 %) ri nde

bajos recobros de petróleo. El agua inyectada tiende a fluir por los canales más pequeños donde esta acumulada el agua connata, canalizándose rápidamente hacia los pozos de producción. o

Zonas de alta permeabilidad

La presencia de zonas o estratos de alta permeabilidad es un yacimiento es más desfavorable en proyectos de inyección de agua que de gas, ya que para recuperar el petróleo es necesario producir grandes cantidades de agua. En la inyección de gas, su arribo prematuro a los pozos productores no representa mayores problemas de operación; por lo contrario, altas relaciones gas-petróleo ayudan al levantamiento del petróleo, aunque pueden producir un reciclaje de gas sin mayor beneficio para el proyecto y el consecuente desperdicio en capacidad de comprensión. o

Profundidad del yacimiento

En yacimientos profundos (˃10.000 pies) puede resultar mas económica la inyección de

agua que la de gas. Esto se debe a la menor presión de cabezal que se requiere al inyectar agua, por cuanto el peso de la columna de fluidos ayuda a alcanzar las altas presiones de fondo exigidas en los pozos inyectores. Así, en un pozo inyectar de 10.000 pies de profundidad, una columna hidrostática de agua ejercería una presión del orden de 400 lpc. Sin tener en cuenta las perdidas irreversibles por fricción, la presión de cabezal requerida por pozo inyector de agua seria alrededor de 3.600 lpc, menor que en el caso de gas. o

Re-saturación

El espacio ocupado por el gas en las zonas no barridas por agua se re-satura con petróleo durante la invasión, lo cual disminuye el banco de petróleo. Estas porciones no barridas pueden ser de baja permeabilidad o zonas sin drenaje adecuado.


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Titulo: Autor:

o

Presencia de acuíferos

Cuando un yacimiento tiene un acuífero pequeño, de energía limitada, se recomienda aumentar por medio de inyección sería contraproducente para el yacimiento, puesto que la inyección interna limita la acción de acuífero y se corre el riesgo de obtener recobros muy poco atractivos. Por eso, antes de considerar un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua o gas, es necesario prever que la inyección no contrarreste los mecanismos naturales de recobro. o

Presencia de capa de gas

En yacimientos horizontales, el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena, y el gas, el tope, lo que causa bajas eficientes de barrido vertical debido a la segregación. En yacimientos con capa de gas se recomienda aprovechar la eficiencia de barrido de la capa, inyectando no solo gas producido sino también volúmenes adicionales provenientes de otros yacimientos. Además, el gas mantiene presiones elevadas que reduce el requerimiento del levantamiento artificial, ya que las altas RGP disminuyen el peso de la columna de petróleo. o

Vaporización de hidrocarburos

Un fenómeno asociado con la inyección de gas, que no se presenta en la inyección de agua, es la vaporización de hidrocarburos. Esta consiste en que una porción del petróleo en contacto con el gas inyectado se vaporiza y se desplaza hacia los pozos de producción en forma de gas. En crudos livianos, volátiles y en condensados, este fenómeno es muy importante y se debe tener en cuenta en la predicción del comportamiento de yacimiento, ya que el gas producido al enfriarse rinde en superficie los líquidos vaporizados que originalmente formaban parte del petróleo liquido del yacimiento. o

Saturación de gas inicial

Estudios realizados por “land” comprueba que la presencia de una saturación de gas al

inicio de una inyección de agua reduce la saturación de petróleo residual y aumenta la eficiencia de desplazamiento, como se muestra en la figura 2.9.


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Titulo: Autor:

Figura 2.9. Efecto de la saturación de gas sobre la saturación de petróleo residual

Este fenómeno se debe al gas atrapado en zona invadida, lo cual ocurre por la inhibición de la fase mojante (agua) que deja las fases no mojantes (gas y petróleo) en forma discontinua en los canales porosos más grandes. Los mayores beneficios en el recobro ocasionados por la presencia de una saturación de gas inicial, se obtienen en crudos con baja presión de burbujeo y alta gravedad API. o

Humectabilidad (molabilidad)

Es el ángulo de contacto que forman los fluidos con respecto a la superficie solida de la roca, es decir, es la capacidad que tienen los fluidos de adherirse a la roca en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor cantidad de superficie solida posible.

Fase mojante: Se adhieren más fácilmente a la roca. Por lo general agua y petróleo. Fase no mojante: Se adhieren poco o no se adhieren a la roca. Por lo general el gas es considerado como la fase no mojante. Figura 2.10 tipos de mojabilidad

o

Contenido de arcilla


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Titulo: Autor:

La presencia de arcilla en los yacimientos constituye un factor crítico en la decisión de implementar un proyecto de inyección de agua, la inyectividad en estas formaciones petrolíferas se reduce por expansión y/o dispersión de las arcillas. o

Alta relación agua-petróleo

Un yacimiento de empuje de agua es aquel en el que la fuente predominante de energía para producir el petróleo es el avance del agua procedente de un acuífero asociado.

La fuente primaria de energía de este tipo de yacimiento es la combinación de la expansión de la roca y del agua en un acuífero que suple la afluencia del agua hacia el yacimiento. En algunos casos el acuífero es reabastecido por aguas desde la superficie, por lo que la afluencia no es enteramente obra de la expansión.

2.2.11 Factores que controlan la recuperación por inyección de agua Al determinar la facilidad de llevar a cabo un proceso de inyección de agua o de gas en un yacimiento, se deben considerar los siguientes factores.

2.2.11.1 Geometría del yacimiento Uno de los primeros pasos al recabar la formación de un yacimiento para un estudio de inyección, es determinar su geometría, pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos y, en gran medida, determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser producido a través de prácticas de inyección de agua.

2.2.11.2 Litología La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la inyección de agua en un yacimiento. De hecho, la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan el proceso de inyección.

2.2.11.3 Profundidad del yacimiento La profundidad del yacimiento juega un rol importante cuando se considera invasión con agua, esto se debe a que: ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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Titulo: Autor:

Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocos profundos donde la máxima presión que puede aplicarse en operaciones de inyección está limitada por la profundidad del yacimiento.

2.2.11.4 Permeabilidad La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto grado la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección para una determinada presión en la cara de la arena. Figura 2.11 Efecto de la distribución vertical de permeabilidad sobre la inyección de agua.

2.2.11.5 Continuidad de las propiedades de la roca Es muy importante tener en cuenta la continuidad de las propiedades de la roca en relación con la permeabilidad y la continuidad vertical, al determinar la factibilidad de aplicar la inyección de agua en un yacimiento.


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Titulo: Autor:

2.2.12 Índice de productividad y el IPR Son una medida que comúnmente utilizada en la industria petrolera. Definido por el símbolo de J, el índice de productividad es la relación entre el caudal total de líquido y la caída de presión. Figura 2.12. Curva IPR

Para una producción de petróleo sin agua, el índice de productividad viene dada por:

  = − =  ∆ ………………………….(2.1)

Donde: Qo= caudal del petróleo STB/día J= índice de productividad STB/día/psi Pr= presión del reservorio (psi) Pwf= presión de fondo fluyente (psi) ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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Titulo: Autor: ΔP= variación de presión (psi)

Pwf= presión de fondo fluyente (psi)

Es importante señalar que el índice de productividad es una medida valida del potencial y solo si el pozo está fluyendo en condiciones de estándar, es importante señalar que el índice de productividad y solo si el pozo está fluyendo en condiciones de flujo es estado estacionario. Con el fin de medir el índice de productividad con precisión, es esencial que le pozo fluya a un caudal constante en un periodo de tiempo superficie para llegar a condiciones de flujo estacionario. La cifra indica que durante el periodo de flujo transitorio, los valores calculados del índice de productividad pueden variar dependiendo del momento en que las medidas de pwf son hechas. El índice de productividad (J) se puede calcular numéricamente reconociendo que J, debe ser definida en términos de condiciones de flujo en estado estacionario:

 =

ത −) .ℎ( …………………………(2.2)  ቂln−..+ቃ

La ecuación anterior se combina con la ecuación J para dar.

.ℎ …………………….2.3  = ቂln  −..+ቃ 

Donde: J= índice de productividad, STB/d/psi Ko= permeabilidad efectiva del petróleo, md ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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Titulo: Autor:

S= factor de daño H= espesor, ft

El concepto de la permeabilidad relativa del petróleo puede ser convenientemente introducido en la ecuación 2.3 para dar:

.ℎ   = ቂln  −..+ቃ ∗ ()…………(2.4) 

Dado la mayoría de la vida de un pozo se produce en un régimen de flujo que se aproxima al estado estacionario, el índice de productividad es una metodología valiosa para predecir el rendimiento futuro de los pozos. Una comparación de los índices de productividad de los diferentes pozos en el mismo depósito también debe indicar que algunos de los pozos podrían haber experimentado dificultades inusuales o daños durante la terminación. Dado que los índices de productividad pueden ser diferentes a causa de la variación en el grosor el reservorio, es útil para normalizar los índices, dividir cada uno por el espesor del pozo. Esto define como el índice de productividad específico (Js), o bien:

 ………………(2.5)  = ℎ = ℎ(−) Suponiendo que el índice de productividad del pozo es constante, la ecuación 2.5 puede ser reescrita como:

  = (Pr – Pwf)=ΔP ………………………(2.6) Donde. Δp= reducción, psi

J= índice de productividad ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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Titulo: Autor: La ecuación indica que la relación entre Q y Δp es una línea recta que pasa por el origen con

una pendiente de J.

Alternativamente, la ecuación puede ser escrita como:

=Pr   …………………………(2.7) La expresión anterior muestra que la gráfica Pwf vs Qo es una línea recta con una pendiente de (-1/J). Esta representación gráfica de la relación que existe entre el caudal de petróleo y la presión en el fondo fluyente del pozo se denomina comportamiento de entrada y se conoce como IPR. Varias características importantes de la IPR en línea recta. El caudal máximo del flujo cuando pwf es cero. Este caudal máximo es llamado flujo absolutamente abierto (AOF). Esta es una definición que tiene amplias aplicaciones en la industria petrolera. Para comparar el potencial de los pozos de diferente flujo en el campo el AOF a continuación es dada por:

ത ……………………………..(2.8)  =  La pendiente de la recta es igual al inverso del índice productividad. La ecuación sugiere que el influjo dentro de un pozo es directamente proporcional a la caída de presión y la constante de proporcionalidad es el índice de productividad. Muskat y evinger (1942) y vogel (1968) observaron que cuando la presión cae por debajo de la presión de burbuja, el IPR se desvía de la simple relación lineal.

.ℎ   = ቂln  −..+ቃ ∗ ()……………….…….(2.4) 


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Titulo: Autor:

Tomando los términos dentro del corchete como una constante c, la anterior ecuación se puede escribir en la forma siguiente:

 ) ………………………….(2.9)  =  ∗ ( El coeficiente c, se define por la ecuación:

 = ቂln.ℎ  −..+ቃ ………………......(2.10) 

La ecuación muestra que las variables que principalmente afectan el índice de productividad son los que son dependientes de la presión, es decir: 

Viscosidad del petróleo μo



Factor volumétrico del petróleo de Bo



Permeabilidad relativa del petróleo Kro

Hay varios métodos empíricos que se han diseñado para predecir la no linealidad del comportamiento de los IPR para la solución de accionamiento de los reservorios de gas. La mayoría de estos métodos requieren por lo menos una prueba de flujo estabilizados en el que Qo y Pwf se miden. Los siguientes métodos empíricos se han diseñado para generar la corriente y futuras relaciones de comportamiento del influjo (IPR). 

Método de Vogel



Método Wiggins



Método de Permanente



Método de Ferkovich



Método Klins-Clark


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Titulo: Autor:

2.2.12.1 Método de vogel Vogel (1968) utilizo un modelo de computadora para generar IPR’s de varios

reservorios hipotéticos de petróleo saturados que se producen en una amplia serie de condiciones. Vogel trazo las curvas de IPR sin dimensiones para todos los casos de reservorio y llego a la siguiente relación:

   2 =10.2 0.8( ()   ) ……………………..(2.11) Donde: Qo= caudal de petróleo a Pwf, (STB/d) (Qo)max= caudal máximo de petróleo a presión del pozo cero, es decir, AOF (STB/d) Pr= actual presión promedio, psig Pwf= presión del pozo, psig La metodología de vogel se pueden utilizar para predecir la curva de IPR para los siguientes dos tipos de reservorio: 

Yacimientos de petróleo saturado pr≤pb



Yacimientos de petróleo subsaturado pr≥pb

2.2.12.2 Yacimientos de petróleo subsaturado Beggs (1991) señala que al aplicar el método de vogel para reservorios subsaturados, hay dos resultados posibles registrados en las pruebas que deben ser considerados. 

El registro estabilizado de la presión de fondo fluyente es mayor o igual a la presión del punto de burbuja, es decir, (Pwf≥pb)



El registro estabilizado de la presión de fondo fluyente es menor a la presión del punto de burbuja, es decir, Pwf

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Titulo: Autor:

Beggs indica el siguiente procedimiento para la determinación de los IPR cuando la presión de fondo fluyente es mayor o igual a la presión de burbujeo.

Paso 1. Utilizando los datos de ensayo de (Qo y Pwf) se podrá calcular el índice de productividad (J):

 …………………………….(2.1)  = − Paso 2. Se podrá calcular la tasa de flujo de petróleo a la presión del punto de burbuja:

=( …………………………(2.12) Donde: Qob es el caudal de flujo de petróleo en Pb

Paso 3. Generar los valores de IPR por debajo de la presión de burbuja asumiendo valores diferentes de Pwf< Pb y el cálculo correspondiente del caudal de petróleo mediante la aplicación de la siguiente relación:

El caudal máximo de petróleo (Qomax o AOF) se produce cuando la presión de fondo fluyente es cero, es decir, Pwf=0, lo que puede determinarse a partir de la expresión anterior como:

 0.8()2 ቃ…………………..(2.13)  =      ቂ10.2 .  

=  . ……………………………….(2.14)


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Titulo: Autor: Cabe señalar que cuando Pwf ≥ Pb, el IPR es lineal y se describe por:

=() ………………………………………(2.12) Caso 1. El valor de la Pwf ≥ pb

2.2.12.3 Yacimiento de petróleo saturado Cuando la presión del reservorio es menor o igual a la presión de burbuja se conoce como un reservorio de petróleo saturado.

Calculo de la curva IPR El procedimiento de la aplicación de método de vogel en un reservorio de petróleo saturado para generar la curva de IPR de un pozo, se resume a continuación:

 2 ………………(2.15) =ቂ10.2  0.8(   ) ቃ 2.2.12.4 Primer método de aproximación Este método proporciona una aproximación del caudal máximo de petróleo en el futuro (Qomax)f a una específica presión promedio del yacimiento futura (Pr)f. este caudal máximo futuro, se puede utilizar con la ecuación vogel para predecir el comportamiento futuro del influjo a una (Pr)f. Los siguientes pasos resumen el método: Paso 1. Se calcula (Qomax)f a una (Pr)f con:

 ………………(2.16)  =   (R )ቂ0.20.8( p ()p)ቃ Paso 2. Utilizando el nuevo valor calculando de (Qomax) y (Pr)f se genera la IPR.


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Titulo: Autor:

2.2.12.5 Segundo método de aproximación Una aproximación simple para estimar el futuro (Qomax)f a una (Pr)f es propuesto por Ferkovich (1973). La relación incluye las siguientes fórmulas matemáticas: 3  = (R p ) ……………….(2.17)

Donde el subíndice f y p representan las condiciones presentes y futuras, respectivamente. La ecuacion anterior está diseñada solo proporcionar una estimación aproximada del futuro (Qomax)f.

2.2.13 Factor de recobro Es un gráfico que nos permite observar el mecanismo de producción del yacimiento, factor de recobro y el nivel energético del mismo. Cabe destacar esta grafica es necesaria la aplicación de la técnica de (modificación de la ecuacion de balance de materias) y la propia ecuacion de balance de materiales para un yacimiento con el mecanismo de expansión de gas. La ecuacion de Agarwal et al, es necesario el cálculo de parámetros como la eficiencia volumétrica de barrido y la saturación de gas residual, con cualquiera de las correlaciones conocidas. Luego de esto, la gráfica es muy sencilla de armar. Para el análisis e interpretación es necesario saber que los yacimiento que presentan un comportamiento volumétrico elñ valor de factor de recobro, tanto para la ecuacion de Agarwal et al, y la ecuacion de balance de materiales son el mismo, debido a que la eficiencia volumétrica de barrido es igual a 0. Por lo tanto en la gráfica de factor de recobro, el comportamiento volumétrico va estar presentada por una línea recta de 45˚ de pendiente positiva. Por otra parte todos aquellos

yacimientos que, no tengan un comportamiento volumétrico van a estar en una zona por encima de la línea volumétrica, en un área influenciada por la presencia de la intrusión de agua de un acuífero.


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Titulo: Autor:

Figura 2.13. Factor de recobro

Fuente: Blog petrolero

∗ ………………..….(2.18)  = ∗∗ Donde: Fr= factor de recobro Bo= Factor volumétrico Np= volumen recuperable ᴪ= factor de recuperación Vᵦ= volumen de los poros


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Titulo: Autor:

CAPÍTULO III 3. MARCO PRACTICO El pozo SNQ-16 y SNQ-19 se encuentran interconectados por la formación San Telmo. -

Datos del pozo inyector SNQ-16: Profundidad= 2800 m. Incremento por entrada de agua 2012= 500 a 800BPD Propiedades de la formación San Telmo:

Elaboración propia con datos de Petrobras. -

Datos del pozo productor SNQ-19: Reservas del campo San Roque por configuración estratigráfica:

-

Fuente: Petrobras Datos PVT de los pozos SNQ-19 y SNQ-16:


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Titulo: Autor:

Fuente: elaboración propia en base a valores del Hain PVT 1.1.1


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Titulo: Autor:

Determinar el factor de recuperación:

 ∗   = 7738



Podemos determinar el factor de recuperación para los siguientes valores: FR=factor de recobro

=factor volumétrico =1.681 =volumen recuperable=2,027,447 =6000 =factor de eficiencia=0.6

 = 2,027,447∗1.681 7738∗6000∗0.6  = 0.1223 Cálculo del índice de productividad: El índice de productividad viene dado por la siguiente ecuación

 =   



Donde

= presión de fondo fluyente=1500 = presión del reservorio=1600 =caudal del petróleo STBD=94.10 =índice de productividad STBD/psi 94.10  = 16001500  = 0,941


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Titulo: Autor:

Determinar los caudales: Donde

= presión de fondo fluyente=1500 = presión del reservorio=1600 =caudal del petróleo STBD=94.10 =índice de productividad STBD/psi=0.941  =(  )  = 0.941(1600  1500) = 94.1 0 0  = 0.9411600  1400 = 188.2 94.10  = 0.9411600  1200 188.2 = 376.4  = 0.9411600  1000 376.4 = 564.6 564.6  = 0.9 411600  800 = 752.8 752.8  = 0.9 411600  600 941 = 941.0  = 0.9411600  400 1129.2 = 1129.2 1317.4  = 0.9411600  200 = 1317.4 1505.6  =0.94116000 = 1505.6 =∗  = 0.941 ∗ 1600  = 1505.6


        

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Titulo: Autor:

CURVA IPR 1800

PRESION DE 1600 FONDO 1400 FLUYENTE PSI 1200 1000 800

Pwf

600 400 200 0 0

2

4

6

8

1505.6, 0 10 12

CAUDAL STB/D

0 84.1 163.3 307.5 432.5


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Titulo: Autor:

538.2 624.7

Aplicando Voguel

 2 10.2  0.8   94.1  =  2 10.2  0.8   =

692.02 740.07 768.914

 = 768.914 / CALCULO DEL CAUDAL 2    =  ∗10.2  0.8  2 1500 1500  =768.914∗10.2 1600 0.8 1600  = 84.099

CURVA IPR DE VOGUEL 1800 1600 1400 1200 1000 PRESION 800 600 400 200 0 0

0, 1600 84.1, 1500 163.3, 1400 307.5, 1200 432.5, 1000 538.2, 800 624.7, 600 692.02, 400 740.07, 200 768.914, 0 2 4 6 8 10 12

voguel

CAUDAL



DETERMINACIÓN DEL LIMITE ECONOMICO

Obtener el qle considerando los siguientes datos con relación al ingreso y egresos.


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Titulo: Autor:

Costo diario de operación y mantenimiento de equipos de producción por pozo = $ 1600 Costo diario para el yacimiento =$14400 Costo anual por 9 productores de campo SAN ROQUE pozos=654,980.00 Monto de regalías por m3en el departamento de santa cruz (S)=$ 51.60 Precio de petróleo por actual m3 (O)=$754 93

 =    654980.00  = 754.9351.60  = 931.255m3/año 1  = 931.255 ∗ 365  = 2.55 3/   = 2.55 9  = 0.283 3// 

DETERMINACIÓN DEL PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN

Se espera que un pozo produzca 2027.447STB de reserva recuperable y tiene una declinación exponencial. La producción inicial estimada en 16.182 STB/D y el caudal de abandono en la zona es de 5.070 STB/D. Determinar la vida productiva del pozo productor y la producción con la inyección de agua. Calcule las producciones anuales del pozo productor asumiendo que b=0.5 CALCULAR EL VALOR DE D:

Np=(qi-q)/D D= (16.182-5.070)/2027.447


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Titulo: Autor:

D=0.0007 1/d

ESTA DECLINACIÓN DIARIA SE LA CONVERTIRÁ EN UNA DECLINACIÓN NOMINAL ANUAL.

D1=D2*t2/t1 D1=(0.0007)*365 D=0.255 1/ños DETERMINAR EL TIEMPO DE VIDA PRODUCTIVA:

t= - (Ln(q/qi))/D t=-(Ln(5.070/16.182))/0.255 t=4.551

TIEMPO

CAUDAL

PRODUCCIO ANUAL

INYECCIO N DE

ESTIMACIÓN DEL CAUDAL DIARIO

q= qi*e^ - (Dt) q= 16.185*e^ - (0.255) q=12.540 STB/D LA PRODUCCIÓN ACUMULADA SE DETERMINA COMO:

Np= (qi-q)/D Np= (16.182-12.540)/0.0007 Np= 5.202 STB

LA PRODUCCIÓN ANUAL PARA CADA AÑO.


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años

Titulo: Autor:

(año)

(STB)

N ACUM.STB STB

AGUA BBL

1

16,182

0

0

16.716

2

12.540

5.202

5.202

15.558

3

9.717

9.235

4.033

13.891

4

7.529

12.316

3.081

19.121

4.551

5.070

20274

2.302

21.657

CAPITULO IV 4. MÉTODOS 4.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN Correlacional por que busca establecer las variables dependientes e independientes que afectan el proceso de descarte de agua vs. La producción de petróleos involucrados con el método de recuperación secundaria mediante la inyección de agua. ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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Titulo: Autor:

4.2. OPERACIONALIZACION DE VARIABLES Campo San

Producción

Roque

en pozos

Variable

12 pozos

Por el

Baja

Aplicar

independiente

improductivos.

tiempo vida

producci ón de

recuperaci ón

del campo

HC.

secundaria

(causas)

Tiempo

Producción

Demanda De HC.

Variable

9 pozos

Baja la

Optar por

Mayor inversi ón

dependiente

productores.

producci ón

recuperaci ón

con beneficios

de HC.

secundaria.

(consecuencias)

FUENTE: Elaboración propia.

4.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN o

Investigación documental:

Se usó este método ya que es más factible la recopilación de información, datos e imágenes. Es así que se encontró un ejercicio planteado del campo San Roque. El proyecto se basa en la recopilación de información más completa posible sobre el campo san roque en Bolivia, la recopilación de estos datos fue gracias a la biblioteca existente en la universidad la cual tiene documentos con datos de fuentes de la empresa YPFB, y están habilitadas para el estudio de del personal universitario. Es así que se recurrió a la información mediante este método ya que buscar mediante internet es un amplio campo de información pero también se recurrió a sus vistas satelitales para obtener una imagen del campo mencionado.

4.4. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES A REALIZAR 1ro. Obtener información conceptual acerca del campo San Roque. 2do. Obtener datos del pozo de baja presión de surjensia natural que está ubicado en el campo San Roque. ASIGNATURA: PRODUCCIÓN II CARRERA: ING.GAS Y PETROLEO

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Titulo: Autor:

3ro. Proceder a aplicar con los datos obtenidos, el método de recuperación del HC el cual es por inyección de agua. 4to. Una vez aplicado dicho método, obtener una curva IPR con resultados óptimos.

CAPÍTULO V RESULTADOS Los resultados obtenidos de la inyección de agua es un proceso probado de recuperación de petróleo pero no siempre es satisfactorio ni económico, existe una base solida para el diseñ o de los proyectos de inyección de agua y así mismo determinamos la vida productiva del po zo. Tenemos a nuestra disposición técnicas para llevar una buena evaluación de la ingeniería de la inyección de agua.


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Titulo: Autor:

DISCUSIONES Través de la información obtenida de la inyección de agua y las características que tiene el agua de inyección e intercambiar ideas dentro el grupo se deduce que la inyección de agua es favorable para logra un incremento en producción de hidrocarburos.


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CAPÍTULO VI CONCLUSIONES La inyección no presenta problemas ya que se utiliza agua de la misma formación. Se determinó la curva IPR del pozo en estudio pudiendo determinar con esto los valores de l a curva y así interpretar el comportamiento de nuestro pozo y así nos facilita a predecir el fut uro del pozo.


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REFERENCIAS de Ferrer, Inyecci ón de agua y gas en yacimientos petrol í feros, 1 Magdalena Par ís segunda edici ón, Venezuela. 2. Revista t écnica de Yacimientos petroliferos fiscales bolivianos Bolivia, 1990. 3. Green, D w. Y Willhite, G.P. En los últimos años, la mayor í a de los pa í ses miembros de la Uni ón Europea (UE) y de la Uni ón Europea (CEPE). 6. Farouq Ali, s M. y Thomas, s .: The Promise and Problems of Enhanced Oil Recovery Methods, JPCT (sep. 1996) vol. 35, N 7.


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7. Willhite, G.P. (Por ejemplo, en el caso de que se produzca un cambio en la calidad de la informaci ón). API: Historia de la ingenier í a de petr óleo, Dallas. (1880)

de Ferrer, Inyecci ón de agua y gas en yacimientos petroliferos, Magdalena Par ís segundaedici ón, de la ciudad de Tegucigalpa (1961). 9. curry, JF The Geology of the Oil Regions of Wamen, Venango, clanon and Butier Counties, Pennsylvania, 2da Geological Survey of Pennsylvania (1880) Venezuela. 10. Frick, Th.c. Y Taylor, R.w .: Petroleum production handbook, McGraw Hill book company, Inc. Nueva York (1962). 11 craig, F.F., Jr .: Reservoir Engineering Aspects of Waterfioding, Monograph Series, SPE, Rechardson, TX (1971) 94.

APÉNDICE

reservorio

En producción

Productores

de cerrados

agua petaca

7

4

6

castellon

1

3

3

yecua

1

2

3

Fuente : Elaborado Propia En Base A YPFB


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Inyección de Agua, Bolivia

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