Presentado por:JHON ALEXANDER BRICEÑO M.

CRISTHIAN ADOLFO HERNÁNDEZ P.WALDO DAVID SILVA S.

Grupo: D1 Subgrupo: 2Primer Semestre 2015

Presentado a:

MSc, ME. Samuel Fernando Muñoz Navarro

Monitoreo de inyección de agua, Diagrama de hall

AGENDA

1. Introducción

2. Generalidades, Puntos de monitoreo

4. Herramientas de monitoreo en subsuelo

6. Diagrama de Hall

3. Herramientas de monitoreo en superficie

7. Conclusión

8. Revisión bibliográfica

5. Técnicas de monitoreo

INTRODUCCIÓN

Las actividades de monitoreo constituyen medios adecuados para la captura de información que permita analizar el comportamiento del yacimiento en cualquier etapa de un proceso de extracción de hidrocarburos en cada una de las partes que conforman el sistema (pozos inyectores y productores, facilidades de superficie y yacimiento)

http://static.wixstatic.com/media/7caeb8_0d1ee3f9ef004828bee27c7d50401abd.jpg

GENERALIDADES

Fuente. Integrated Reservoir Management. Abdus Satter. SPE 22350

Proyecto de inyección de

agua

Ingeniería de Yacimientos

Ingeniería de Producción

Ingeniería de gas y

Química

Medio Ambiente y

Aspectos Legales

Economía y Dirección

Investigación y Servicios de Laboratorio

Operaciones de

Producción

Perforación

Geología y Petrofísica

PUNTOS DE MONITOREO EN LA INYECCIÓN DE AGUA

YacimientoPozos

Inyectores y Productores

Agua de Inyección y Producción

Facilidades de

superficie

http://www.google-earth.es/index.php?name=Forums&file=download&id=27083http://image.slidesharecdn.com/pruebasdeinyectividadenpozosinyectorespltimpresion-120928225609-phpapp02/95/pruebas-de-inyectividad-en-pozos-inyectores-plt-impresion-10-728.jpg?cb=1348873105

http://www.laboratorioaguas.com.ar/images/fisico-quimicos-agua.jpg http://www.monografias.com/trabajos72/facilidades-superficie-industria-petrolera/image020.jpg

DATOS PARA EL MONITOREO EN LA INYECCIÓN DE AGUA

http://www.google-earth.es/index.php?name=Forums&file=download&id=27083http://image.slidesharecdn.com/pruebasdeinyectividadenpozosinyectorespltimpresion-120928225609-phpapp02/95/pruebas-de-inyectividad-en-pozos-inyectores-plt-impresion-10-728.jpg?cb=1348873105

http://www.laboratorioaguas.com.ar/images/fisico-quimicos-agua.jpg http://www.monografias.com/trabajos72/facilidades-superficie-industria-petrolera/image020.jpg

• Tasas de Producción e Inyección• Volúmenes de Fluido• WOR y GOR• Muestras de Fluidos

Yacimiento

• Áreas Problemas• Pruebas de Inyección de Pozos• Cambios en los perfiles de Inyección• Limpieza regular de los Pozos• Completamiento y técnica de Workover

Pozos Inyectores y Productores

• Motores• Bombas de Inyección• Filtros• Torre desaireadora• Sistema de tratamiento de inyección – descarga• Líneas de transporte

Facilidades de superficie

PROGRAMA DE MONITOREO

● Monitoreo● Control● Seguimiento

Superficie Subsuelo

TAREAS DEL PROGRAMA DE MONITOREO EN LA INYECCIÓN DE AGUA

HERRAMIENTAS DE MONITOREO EN SUPERFICIE

HERRAMIENTAS DE MONITOREO EN SUPERFICIE

PRUEBA DE CALIDAD DEL AGUA● Incompatibilidad● Contenido de Aceite ● Contenidos de Gases O2,CO2,H2S● Contenido de Solidos: Disueltos, Dispersos● Población bacteria

PRUEBAS PARA DETERMINAR CORROSIÓN

● Cupones● Pruebas Electroquímicas● Probadores Galvánicos ● Ultrasonido

CALIDAD DEL AGUA

La calidad del agua se refiere a aquellas propiedades del agua que pueden causar efectos en el yacimiento, los pozos, y facilidades de superficie, no existe una guía definida o generalizada sobre los indicadores aceptables de calidad del agua para un proceso de inyección, esto varía con las características propias de cada yacimiento.

PARÁMETRO RANGO DE TOLERANCIA

O/W (Aceite en agua) < 5 ppm

SST (Sólidos totales suspendidos) 0,5 – 2,5 ppm

PH 6,5 – 9

Hierro 0,1 – 0,5 ppm

Velocidad de corrosión < 2 mpy (milímetros por año)

Oxígeno disuelto < 20 ppb (partes por billón)

SEGUIMIENTO

Incompatibilidad: los indicadores aceptables de calidad del agua para un proceso de inyección varían con las características propias de cada yacimiento

Contenido de Aceite: Las gotas de aceite se encuentran usualmente adheridas a los sólidos contenidos en el agua, disminución en la inyectividadContenido de Gases: formación de aguas corrosivas, también puede implicar precipitaciones de óxidos de hierro insolubles

Contenido de Sólidos: taponamiento y erosión en válvulas, bombas, líneas u otras facilidades de superficie

Contenido Bacterial: corrosión en los equipos y taponamiento en la formación y líneas de flujo

Fuente. https://nosedigamas.files.wordpress.com/2012/03/424484_10151376861940714_733980713_23521787_582424450_n.jpg

Fuente. http://static.consumer.es/www/imgs/2008/10/vaso-agua.art1.jpg

Fuente. http://www.abc.es/Media/201306/03/bacterias--644x362.jpg

Fuente. http://m1.paperblog.com/i/21/212503/eliminacion-turbidez-del-agua-tratamientos-ag-L-1.jpeg

Fuente: www.fotosdigitalesgratis.com/noticias/fotos/Agua-Vaso-FDG.jpg

CONTROL

Incompatibilidad: Pruebas químicas, titulación hidrómetro, temperatura, PH, mezcla directa, etc.

Contenido de Aceite: hidrómetro, filtrado, equipos de separación, rompedores de emulsión.

Contenido de Gases: titulación, métodos iodométrico, colorimétrico, medidores de oxigeno .

Contenido de Sólidos: análisis colorimétrico, fotómetro de filtro, filtración.

Contenido Bacterial: fotometría, titulación, etc.

PRUEBAS PARA DETERMINAR CORROSIÓN

El monitoreo de corrosión en los equipos que se encuentran en contacto con el agua se lleva a cabo utilizando pruebas denominadas Ensayos No Destructivos (END) y se realizan en puntos estratégicos de las facilidades de superficie.

Fuente. http://www.revensub.com/CRMdesarrollo/img/benefits-01-01.jpg

CONTROL

Cupones: Piezas de metal de varios tamaños, formas y son insertadas en las líneas de flujo con el fin de evaluar la corrosividad del sistema

Pruebas Electroquímicas: utiliza picos de prueba para medir resistencia eléctrica en un alambre expuesto al agua, comparado con un alambre idéntico pero sin exposición a ella

Probadores Galvánicos: mide la cantidad de flujo de corriente entre dos alambres inmersos en agua

Ultrasonido: El uso de velocidades ultrasónicas en los materiales permite determinar los espesores de sus paredes

Fuente. http://www.alspi.com/cpndisplay.jpg

Fuente. Oilfield Water Systems. Charles C. Patton. Oklahoma. 1981.

Fuente. Oilfield Water Systems. Charles C. Patton. Oklahoma. 1981.

Fuente. http://img.directindustry.es/images_di/photo-g/aparato-inspeccion-pnd-por-ultrasonidos-tubos-21671-2292007.jpg

HERRAMIENTAS DE MONITOREO EN SUBSUELO

HERRAMIENTAS DE MONITOREO EN SUBSUELO

PRUEBA DE PRESIÓN● Ascenso de Presión● Fall Off● Step Tare test: SRT● Interferencia y Pulso

PERFILAJE ● Registros de producción● Registros de inyección

TRAZADORES ENTRE POZOS

PRUEBAS DE PRESIÓN

Tipo de prueba

• PBU• Falloff• Step-Rate• Pulso• Interferencia

Datos obtenidos

• Volúmenes de Fluido ( Tasas, WOR, GOR)

• Presiones (Superficie, Fondo, de Yacimiento)

• Permeabilidad Efectiva de la Formación

• Existencia de Fracturas Naturales

Fuente. Weltest 200. Schlumberger. 2001

REGISTROS DE PRODUCCIÓN

Son aquellos registros de pozo que se toman para establecer la productividad de los pozos y el avance de un proceso de recobro secundario o terciario.

Fuente. http://www.ep-weatherford.com/Solutions/Images/Consult/PLT_Spinner_Plot.gif

PERFILES DE INYECCIÓN

Conociendo la ubicación de las perforaciones y los perfiles de inyección, se pueden identificar los sitios en los cuales no se ha realizado la inundación, además los perfiles revelan los contrastes de inyectividad dentro de un intervalo perforado.

Fuente. http://www.monografias.com/trabajos44/antecedentes-polimeros/Image5922.gif

TRAZADORES ENTRE POZOS

Los trazadores son compuestos de propiedades químicas específicas que disueltos en agua, gas o incluso vapor son inyectados en los pozos inyectores o productores con el fin de obtener una mejor descripción de las características de los yacimientos

Fuente. http://www.ai.org.mx/ai/archivos/coloquios/5/Pruebas%20de%20Trazadores%20en%20la%20Recuperacion%20de%20Hidrocarburo.pdf

TÉCNICAS DE MONITOREO

Las técnicas de monitoreo del proceso de inyección de agua son un conjunto de sistemas matemáticos disponibles para realizar un estudio detallado del desarrollo de la inyección de agua en el yacimiento.

Por medio de ellas se puede establecer:

• Eficiencia de la inyección• Comprobar su avance • Tomar decisiones acerca de los

posibles cambios que se deben realizar en el proceso.

http://www.arqhys.com/articulos/fotos/articulos/Ingeniero-inspector.png

CURVAS DE DECLINACIÓN

Estimación del desempeño futuro de un pozo o yacimiento por medio de la extrapolación de las tendencias pasadas.

0 1 2 3 4 5 6 71

10

100

1000

Armónica

Hiperbólica

Exponencial

tiempo (años)

Tasa

de

acei

te (B

/dia

)

CURVAS DE DECLINACIÓN

Curvas de Declinación

Armónica Exponencial Hiperbólica

La mayoría de las inyecciones de agua usualmente presentan una declinación hiperbólica, especialmente en la vida tardía del proyecto.

CURVAS DE PRODUCCIÓN

La construcción de las curvas requiere datos periódicos, provenientes de pruebas de producción en las etapas tempranas del proceso de flujo y durante toda la vida del proyecto.

% de la vida de la Inyección de Agua

Prod

ucci

ón d

e Ac

eite

Fluido total

Agua

Aceite Secundario

Aceite Primario

LlenadoPeriodo de

Ascenso Periodo de DeclinaciónIn

icio

de

la In

yecc

ión

MÉTODO DE HEARN

Fuente: JARRELLAND, P.M , STEIN, M. H. Maximizing Injection Rates in Wells Recently Converted to Injection Using Hearn and Hall Plots.

Método aplicable durante las etapas tempranas de inyección de agua.

Cambios en la pendiente revelan cambios en las condiciones del yacimiento, tales como: Taponamiento, fracturamiento, presiones de interferencia.

MAPAS DE BURBUJA

Permite observar y analizar la distribución de los frentes de flujo de aceite y de agua, permitiendo establecer cualitativamente las áreas del yacimiento que no han sido barridas por el agua inyectada.

Fuente. Schlumberger, OFM Manual Advanced Training Course. 2002.

CURVAS DE DIAGNÓSTICO

Una gráfica aislada no puede representar correctamente el comportamiento del proceso, es por esta razón que se deben combinar varias gráficas con el fin de lograr un mayor entendimiento

1953 1964 1975 1986 19970

5000

10000

15000

20000

25000

Tasas de líquido y aceite vs tiempo

LiquidoAceite

Tiempo (años)

Tasa

s (M

3/di

a)

1953 1964 1975 1986 19970

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

Tasas Acumuladas de Aceite y Agua

Agua acumuladaAceite acumulado

Tiempo (años)

103

m3

1953 1964 1975 1986 19970

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

Tasa de Inyección

tiempo (años)

m3

/dia

Demora en la implementación de la

inyección de agua

Alta Saturación de Gas

Cierre de pozos con alta producción de

gas.

PROBLEMAS EN EL YACIMIENTO

Flujo de agua debido a un acuífero

Alta Saturación de Agua

Evitar zonas de alta saturación de agua.

Permeabilidades direccionales Baja ED Realineación del

patrón de inyección

PROBLEMAS EN LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE

Diseño inadecuado de las facilidades

Capacidad de inyección limitada

Buena comunicación entre disciplinas del

proyecto

Incompatibilidad en el agua de formación

Depositación de escamas y corrosión Adición de inhibidores

Sistema de Filtración Agua con calidad pobre

Mantenimiento al sistema de filtración.

PROBLEMAS EN LOS POZOS INYECTORES

Parafinas, Asfáltenos. Daño en la Formación Inhibidores, solventes químicos.

Agua con alto contenido de O2 Corrosión Adición de

inhibidores.

Estratos de alta permeabilidad Uniformidad Aislamiento químico /

mecánico

PROBLEMAS EN LOS POZOS PRODUCTORES

CAUSAS PROBLEMAS SOLUCIONES

MÉTODO DE HALL

http://www.textoscientificos.com/imagenes/petroleo/recuperacion-asistida.gif

El Método de Hall es una herramienta simple que se usa para evaluar por medio de graficas el desempeño de pozos de inyección de agua (en estado estable).

https://www.testwells.com/wp-content/uploads/2014/10/pressure-gauge.jpg

DATOS REQUERIDOS

Presión promedio en fondo

convertida de la presión cabeza

Presión promedio de yacimiento.

Volúmenes inyectados

mensualmente.

Días de inyección en el mes.

Consideraciones

ANTECEDENTES TEÓRICOS

qw = Caudal de inyección (STB/dia)pw = Presión del pozo (psi)Pe = Presión promedio de la formación (psi)re = Radio de la zona de influencia (ft)rw = Radio del pozo (ft)B = Factor volumétrico de la formación (RB/STB) µ = viscosidad (cP)S = Daño

𝑞𝑤= 1141,2

∗𝑘h (𝑃𝑤−𝑃𝑒 )

𝐵𝜇 ln( 𝑟 𝑒

𝑟𝑤 a )

Ley de Darcy

Donde

𝑟𝑤𝑎=𝑟𝑤  𝑒− 𝑠

ANTECEDENTES TEÓRICOS

𝑞𝑤=𝑘h

141,2𝐵𝜇 ln( 𝑟𝑒𝑟𝑤 a)∗ (𝑃𝑤−𝑃 𝑒)

A=𝑘h

141,2𝐵𝜇 ln( 𝑟 𝑒

𝑟𝑤 a )

(𝑃𝑤−𝑃𝑒 )= 1𝐴∗𝑞

𝑤

ANTECEDENTES TEÓRICOS

Al integrar

El término del lado derecho corresponde al agua inyectada acumulada (Wi)

INTEGRAL DE HALLVARIABLE DEPENDIENTE (EJE Y)

AGUA INYECTADAVARIABLE INDEPENDIENTE (EJE X)

∫0

𝑡

(𝑃𝑤−𝑃𝑒 )𝑑𝑡= 1𝐴∫0

𝑡

𝑞𝑤𝑑𝑡

FORMAS DE GRÁFICAR

1

2

3

𝑃𝑤=𝑃 h𝑤 −𝑃 𝑓 +𝑔h

∫0

𝑡

𝑃𝑤 h𝑑𝑡 −∫0

𝑡

(𝑃 ¿¿𝑒+𝑃 𝑓 −𝑔 h)𝑑𝑡=1𝐴∗𝑊 𝑖¿

RELACIÓN ENTRE Pw Y Pwh

FORMAS DE GRÁFICAR

1

2

3

∫𝟎

𝒕

𝑷𝒘𝐝𝐭

∫𝟎

𝒕

𝑷𝐰𝒉𝐝𝐭

∫𝟎

𝒕

(𝑷 ¿¿𝒘 −𝑷 𝒆)𝐝𝐭 ¿

INYECCIÓN CUMULATIVA (Bls)

INTE

GRA

L D

E H

ALL

FUENTE: D.B.Silin, R.Holtzman y T.W.Patzek, J.L.BrinkMonitoring waterflood Operations Hall’s Method Revisited.

PRESIÓN DE YACIMIENTO

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 18000

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Pe = 1250 psi Pe = 1300 psi Pe = 1400 psi

AGUA INYECTADA (Bls)

INTE

GRA

L D

E H

ALL

Errores en el valor de Pe pueden generar cambios significativos en la pendiente.

FUENTE: D.B.Silin, R.Holtzman y T.W.Patzek, J.L.BrinkMonitoring waterflood Operations Hall’s Method Revisited.

INTEGRAL DE HALL

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 40

200

400

600

800

1000

1200

Presión Promedio de Yacimiento (Pe)Presión de Inyección en Fondo (Pw)Linear (Presión de Inyección en Fondo (Pw))

Tiempo (años)

Pres

ión

(Psi

a)

Fuente. Waterflood Surveillance. W. M. Cobb.

∫0

𝑡

(𝑃 ¿¿𝑤 ¿−𝑃𝑒)𝑑𝑡∑𝑝∗𝑡 ¿¿

𝑊 𝑖 total=∑𝑊 𝑖∗𝑡

GRÁFICA DE HALL (HALL PLOT)

C

B A

ab

Wi (Bbl)Fuente. Waterflood Surveillance. W. M. Cobb.

Fracturamiento Skin < 0

Taponamiento

Skin > 0

• Pobre calidad del agua

Comportamiento normal y estable

TRANSMISIBILIDADES

Transmisibilidad

𝑇𝑚=Kw∗h𝑤

=

141,2𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒𝑟𝑤 a)

29.2∗m

m=1𝐴

=

141,2𝐵𝑤𝜇𝑤 ln( 𝑟𝑒𝑟𝑤a)

𝑘𝑤 h

Pendiente

Tma= transmisibilidad de la zona sin daño

Tmavg=promedio de transmisibilidad de la zona dañada y sin daño

1 Tm1 (hallada de m1)= Tma

2 Tm2 (hallada de m2)= Tmavg

TRANSMISIBILIDADES Y SKIN

𝑆=(𝑇𝑚1−𝑇𝑚𝑎)

𝑇𝑚𝑎∗ ln ( 𝑟𝑎𝑟𝑤 )

Tma=Tm2∗Tm 1∗ ln ( ℜ

rw)

Tm1∗ ln( ℜra )−Tm2∗ ln( rarw )

FUENTE: HAWE, D.E.Direct Approach through hall plot evaluation improves the accuracy of formation damage calculations and eliminates pressure fall off testing

EJEMPLO

Durante los últimos 9 meses se han registrado los datos de la tabla en un pozo inyector de agua. Se requiere realizar un grafico de Hall para determinar el comportamiento de la inyección

MES Pw (psia) Pe (psia) Δt (Días) Wi (Bbl/mes)

1 2.240 1.300 11 11.0002 2.270 1.302 28 28.0003 2.285 1.304 30 30.0004 2.290 1.306 16 16.0005 2.298 1.308 31 31.0006 2.312 1.310 28 28.0007 2.321 1.312 22 22.0008 2.911 1.314 17 17.0009 3.235 1.316 10 10.000

Re: 700 ftRw:0,3 ft:1 Rb/STB

EJEMPLO

MES Pw (psia)

Pe (psia) ΔP (psia) Δt (Días) Δt*Δp ΣΔt*Δp

1 2.240 1.300 940 11 10.340 10.3402 2.270 1.302 968 28 27.104 37.4443 2.285 1.304 981 30 29.430 66.8744 2.290 1.306 984 16 15.744 82.6185 2.298 1.308 990 31 30.690 113.3086 2.312 1.310 1.002 28 28.056 141.3647 2.321 1.312 1.009 22 22.198 163.5628 2.911 1.314 1.597 17 27.149 190.7119 3.235 1.316 1.919 10 19.190 209.901

EJEMPLO

MES Δt (Días)

Δt (MESES)

Wi (Bbl/mes) Wi*Dt Σiw*Dt

1 11 0,37 11.000 4.033 4.0332 28 0,93 28.000 26.133 30.1673 30 1,00 30.000 30.000 60.1674 16 0,53 16.000 8.533 68.7005 31 1,03 31.000 32.033 100.7336 28 0,93 28.000 26.133 126.8677 22 0,73 22.000 16.133 143.0008 17 0,57 17.000 9.633 152.6339 10 0,33 10.000 3.333 155.967

EJEMPLO

0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 120,000 140,000 160,000 180,0000

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

f(x) = 3.40516725071678 x − 324533.176807899

f(x) = 1.09241947735799 x + 4646.01984523155

HALL PLOT

Σiw*Dt

ΣΔt*

Δp

EJEMPLO

𝑇𝑚=

141,2𝐵𝑤 ln( 𝑟 𝑒

𝑟𝑤 a )29.2∗m

m2 = 3,4052

m1 = 1,0924 Tm1 = 34,3285 mD-ft/cp

Tm2 = 11,0127 mD-ft/cp

Re: 700 ftRw:0,3 ft:1 Rb/STB

EJEMPLO

Tma=Tm 2∗Tm1∗ ln( ℜ

rw )Tm1∗ ln( ℜ

ra )−Tm2∗ ln( rarw )

𝑆=(𝑇𝑚1−𝑇𝑚𝑎)

𝑇𝑚𝑎∗ ln ( 𝑟𝑎𝑟𝑤 )= (34,3285−12,0715 )

12,0715∗ ln( 2,50,3 )=3,91

Tma=11,0127∗34,3285∗ ln (

7000,3

)

34,3285∗ ln ( 7000,3 )−11,0127∗ ln( 2,50,3 )=12,0715𝑚𝐷 𝑓𝑡 /𝑐𝑝

CONCLUSIONES

• Un eficiente monitoreo de una inyección de agua requiere de un trabajo de equipo interdisciplinario desde el yacimiento hasta las facilidades de superficie.• Debido a que la inyección de agua es un proceso cíclico, en los programas de

monitoreo se deben establecer pasos cíclicos adecuados a cada etapa de la inyección, que permitan controlar específicamente el punto de desarrollo afectado durante la inyección de agua.• La grafica de Hall puede ser usada para interpretar cualitativamente qué es lo que

está pasando en el yacimiento cuando se presentan los cambios en la cuesta de la curva.• La adquisición de los datos para la gráfica de Hall es relativamente sencilla y

económica, ya que todo lo requerido simplemente es el registro almacenado de la inyección cumulativa y las presiones en superficie.

• SPE Paper Number 93879. Monitoring Waterflood Operations: Hall’s Method Revisited.• RINCON Carlos. Creación y desarrollo de la base de datos para el monitoreo de la

inyección de agua en el campo caño limón- Arauca. 2005.• BLANCO Johanna, DELGADILLO Claudia. Metodología integrada para el diseño de

un monitoreo de inyección de agua desarrollado en un campo petrolero. 2006.• CANCINO Fabio, GOMEZ Jorge, DE LA CRUZ Wilfrido Monitoreo del Proceso de

Inyección de Agua• HAWE, D.E.Direct Approach through hall plot evaluation improves the accuracy of

formation damage calculations and eliminates pressure fall off testing

REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA

• SILLIN, D.B. Monitoring Waterflood Operations: Hall’s Method Revisited. SPE 93879, 2005.

• SILLIN, D.B. Waterflood Surveillance and Control: Incorporating Hall plot and Slope Analysis. SPE 95685, 2005.

• THAKUR, G.C. Waterflood Surveillance Techiques – A Reservoir Management Approach. Chevron U.S.A. Inc. Paper SPE 23471, Octubre 1991

REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA