FACULTAD DE INGENIERIA

“INYECCION”EXAMEN DE GRADO

FACULTAD DE INGENIERIA

CARRERA : ING. GAS Y PETROLEO

ALUMNO: GUILLEN ESPINOZA VICTOR DANIEL.

FECHA DE ENTREGA: 15 DE DICIEMBRE DE 2014.

E XAMEN DE GRADO ING. GAS Y PETROLEO.

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GAS Y PETROLEO.

CONTENIDOS MINIMOS

INYECCION

1 Inyección de agua 1.1 Tipos y etapas del proceso de inyección 1.2 Factor de Recobro1.3 Fuerzas gravitacionales, Capilares y viscosas 1.4 Mojabilidad, imbibición y drenaje 1.5 Relación de movilidades

2 Teoría del desplazamiento frontal 2.1 Flujo fraccional y Corte de agua 2.2 Teorías de avance del agua a través del medio poroso 2.3 Canalización y Velocidad del frente de inundación 2.4 Tiempo de ruptura del frente 2.5 Saturación de agua promedio, Saturación de aceite remanente y residual

3 Pilotos y Patrones de inyección 3.1 Arreglos geométricos e irregulares 3.2 Tasas y presiones de inyección. Determinación de tasas de inyección 3.3 Relación entre las tasas de inyección y presión 3.4 Geometría del frente de invasión 3.5 Deficiencias de barrido (areal, vertical, volumétrica y de desplazamiento.

4 Problemas asociados a la inyección de agua4.1 Fuentes de suministro y calidad del agua de inyección 4.2 Análisis de aguas (diagrama de staff) 4.3 Compatibilidad de aguas 4.4 Problemas en superficie, en el yacimiento, en los pozos inyectores y productores.

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INYECCION.

1.- OBJETIVO GENERAL .-

Conocer los distintos métodos de inyección.

2.- OBJETIVO ESPECIFICO.-

Dar a conocer los métodos-etapas de inyección de agua

Conocer las Etapas de desplazamiento frontal

Entender los patrones de inyección.

Saber los problemas asociados a la inyección de agua.

3.- INTRODUCCION.-

Se sabe que al tener un yacimiento produciendo hidrocarburos (oil o gas) durante cierto tiempo llegará un momento en el que la presión del mismo se hará inadecuada, o se comenzara a producir cantidades importantes de otro fluido que no sea de interés (agua), es en este momento cuando comienza una recuperación secundaria. Ésta consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido para mantener el gradiente de presión y desplazar volúmenes adicionales de hidrocarburos hacia los pozos que conservan el carácter de productores. Muchos de los planes de prospección de campos petroleros requieren inyección de agua en los reservorios de petróleo mediante barridos con agua (barrer el aceite a los productores) y para el soporte de presión (llenado de la fracción de huecos dejados por los fluidos producidos), manteniendo así el depósito y también las presiones de fondo fluyente encima de la presión del punto de burbuja de los fluidos.

Este método nos permite un mantenimiento total o parcial de la presión del yacimiento logrando mantener en un rango alto las presiones de los pozos de producción.

La inyección de agua es un elemento esencial en las modernas operaciones de campos petroleros, mejora la recuperación de petróleo para agregar valor a los activos.

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Origen en 1865 en Pensilvania, se produjo de forma accidental, cuando el flujo de agua de acuíferos a través de formaciones petrolíferas penetraba en el intervalo productor y aumentaba la producción.

Hoy en día es el método mas empleado y conocido. Consiste en inyectar volúmenes predeterminados de agua de formación o

agua dulce tratada en pozos inyectores, con el objeto de desplazar volúmenes adicionales de petróleo hacia los pozos productores.

Menor costo y un factor de recobro que puede llegar a un 60% Popularidad de este método: disponibilidad del agua, relativa facilidad con

la que se inyecta, facilidad con que el agua se extiende en una formación petrolífera y la eficiencia del agua para desplazar el crudo.

Inyección de agua cumple dos funciones: Aumentar la energía del yacimiento e incrementar el factor de recobro.

Existen dos tipos de inyección: periférica o externa y en arreglos o dispersa, dependen de la ubicación de los pozos inyectores y productores.

Presión impuesta sobre el agua de inyección debe vencer la presión capilar del petróleo y la resistencia al flujo del yacimiento.

La primera experiencia en Bolivia fue aplicada por Y.P.F.B. en 1970 en el Campo Caranda (aprox. 46 km al noreste de la ciudad de Santa Cruz).

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4.- MARCO TEORICO.-

4.1.- TIPOS DE INYECCION-

La inyección de agua puede llevarse a cabo de dos formas de acuerdo con la disposición de los pozos inyectores y productores.

- Inyección periférica o externa

- Inyección Dispersa o arreglos

4.1.1.- INYECCION PERIFERICA .-

Consiste en la inyección de agua en el área externa de la zona de petróleo a través de los pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea añadida al acuífero relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la producción.

Se conoce como una inyección tradicional, el agua se inyecta al acuífero cerca del contacto agua- petróleo.

Esta inyección se realiza cuando no se tienen una buena descripción del yacimiento, por esta razón presenta varias desventajas.

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CARACTERISTICAS

- Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o estructura del mismo favorece a la inyección de agua

- Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona del petróleo.

VENTAJAS

- Se utilizan pocos pozos

- No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.

- No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión de agua.

- Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.

DESVENTAJA

- Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.

- No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible en una inyección en arreglos

- En algunos yacimientos no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo.

- Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento.

- El proceso de invasión y desplazamiento es lento y por lo tanto la recuperación es a largo plazo.

4.1.2.- INYECCION DISPERSA .-

Consiste en la inyección de agua dentro de la zona de petróleo, generando así el desplazamiento de los fluidos presentes en el área hacia los pozos productores que están posicionados en arreglo geométrico con respecto a los inyectores.

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El arreglo de pozos tanto de productores como inyectores dependerá de los límites del yacimiento así como de sus propiedades tales como permeabilidad y porosidad.

Conocida también como inyección de agua interna.

CARACTERISTICAS

- La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, continuidad de las arenas, permeabilidad, porosidad, número y posición de los pozos existentes.

- Se emplea en yacimientos con poco buzamiento y gran extensión areal.

- Al fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes o se perforan pozos inyectores interespaciados. El propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

VENTAJAS

- Produce una invasión mas rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia del inyector es menor.

- Rápida respuesta del yacimiento.

- Elevadas eficiencias de barrido areal.

- Permite un buen control del frente de invasión

- Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre le recobro.

- Rápida respuesta en presiones.

DESVENTAJA

- En comparación con la inyección externa, este método requiere un mayor inversión debido al alto número de pozos inyectores.

- Es más riesgosa

- Exige un mayor seguimiento y control y por lo tanto mayor cantidad de recursos humanos.

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4.2.- FACTORES DE RECOBRO .-

GEOMETRIA DEL YACIMIENTO

- Determinar su geometría, pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos.

- Si existe una estructura apropiada y la saturación del petróleo justifica un proceso de inyección de agua, la adaptación de una invasión periférica puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una inyección en un patrón de línea directa.

- La existencia de problemas estructurales como fallas o presencia de lutitas o cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad, un yacimiento altamente fallado hace poco atractivo cualquier programa de inyección.

LITOLOGIA

- La porosidad, permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afecta la invasión de agua.

- La presencia de mineral arcilloso en algunas arenas petrolíferas pueden taponar los poros por hinchamiento al inyectar agua: montmorillonita.

- También afecta esta reducción de permeabilidad, la salinidad del agua inyectada, generalmente se sustituye el agua fresca por salmueras por propósitos de invasión.

PROFUNDIDAD DEL RESERVORIO

- Si es demasiado grande para permitir reperforar económicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores no se pueden esperar altos recobros.

- En yacimientos profundos las saturaciones de petróleo después de las operaciones primarias son mas bajas que yacimientos someros.

- Grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espaciamiento mas amplio.

- Se debe tener en cuenta la información referente a la presión de fractura ya que ella fijara un limite de la presión de inyección.

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POROSIDAD

- Función directa de la porosidad ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado

PERMEABILIDAD.

- Controla 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. Se debe conocer: máxima presión de inyección tomando en cuenta la profundidad del yacimiento y la relación entre los datos de presión y permeabilidad que permite determinar los pozos adicionales que deben perforarse para cumplir con el programa de invasión

SATURACIONES DE LOS FLUIDOS

- Cuando mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión mayor será la eficiencia de recobro.

PROPIEDADES FLUIDOS

Viscosidad

Razón de la movilidad

4.3.-PRESION CAPILAR

- Se define como la diferencia de presión a través de la interface que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca.

Pc= Po – Pw

Mojabilidad:

Es la habilidad que tiene un fluido de adherirse a una pared solida en presencia de otro fluido inmiscible

4.4.- MOVILIDAD

Es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento. Se calcula como la relación entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad del mismo.

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RAZON DE MOVILIDAD

Se define como la movilidad de la fase desplazante: agua o gas, dividida por la movilidad del fluido desplazado: petróleo.

4.5.- ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCIÓN.-

El desplazamiento de un fluido por otro es un proceso de flujo no continuo, ya que las saturaciones de los fluidos cambian con el tiempo.

El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua se puede presentar en cuatro etapas:

- Condiciones iniciales (antes de la inyección)

- La invasión

- La ruptura del agua

- Posterior a la ruptura

CONDICIONES INICIALES

Al tratarse de un yacimiento que ha sido producido por agotamiento natural durante la primera fase de su producción, la presión actual del mismo será menor que la presión de burbuja del petróleo original en el yacimiento, por lo cual existirá una fase de gas presente la cual de acuerdo con las suposiciones será uniforme a través del yacimiento.

INVASION

Al comienzo de la inyección de agua esta acompañado por un aumento de la presión del yacimiento, que es mayor en los pozos inyectores y declina hacia los pozos productores.

A medida que continúa la inyección de agua, parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. Detrás del banco de petróleo se forma el banco de agua, donde únicamente están presentes el agua inyectada y el petróleo residual.

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RUPTURA

Cuando se alcanza el llene, el avance del frente continúa, pero la tasa de producción de petróleo aumenta y eventualmente es igual a la tasa de inyección de agua. El comienzo de una producción significativa de agua es el signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.

POSTERIOR RUPTURA

Durante esta etapa, la producción de agua aumenta a expensas de la producción de petróleo. El recobro gradual del petróleo detrás del frente se obtiene solamente con la circulación de grandes volúmenes de agua. Durante esta fase final de inyección, el área barrida aumentará y esto puede proveer suficiente producción de petróleo para justificar la continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando no sea económico.

Finalmente al legar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y agua.

4.6.-TEORÍA DEL DESPLAZAMIENTO FRONTAL.-

METODO DE BUCKLEY – LEVERETT Es muy sencillo y se basa en la teoría de desplazamiento. Fue desarrollada por Buckley – Leverett, en 1942 y modificada por Welge en 1952. Ésta es aplicada el desplazamiento entre fluidos inmiscibles y se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en el principio del desplazamiento tipo pistón con fugas.

En el desplazamiento tipo pistón con fugas, el aceite es desplazado a través del medio poroso, por el fluido desplazante, quedando atrás una parte considerable de petróleo, por lo que se forma una zona de saturación variable entre la saturación de aceite residual en el frente y la saturación de saturación de aceite inicial en la cara de la formación.

ECUACIÓN DE AVANCE FRONTAL La ecuación de avance frontal es usada para determinar la velocidad con que se mueve un plano de saturación constante, a través de un sistema poroso lineal, en el cual sé esta realizando el proceso de desplazamiento.

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4.7. EFICIENCIA DEL DESPLAZAMIENTO

La eficiencia del desplazamiento ED, es la fracción de petróleo que a nivel poroso es efectivamente desplazado por el fluido desplazante.

Es la resultante de la interacción entre el medio de poroso y los fluidos, y de los fluidos entre sí. Para lograr una eficiencia del desplazamiento alta y por consiguiente, una inundación eficiente, se requiere que el flujo fraccional de agua sea mínimo, en cualquier parte del yacimiento.

4.7.1. Factores que afectan la eficiencia del desplazamiento.

Mojabilidad: En un sistema mojado preferentemente por agua, el aceite se recupera con una relación agua – petróleo más baja con un volumen de agua inyectada menor, que un sistema mojado por aceite. Por lo tanto, el desplazamiento de un fluido que no moja la roca, por un fluido mojante es él más eficiente.

Buzamiento de la formación y tasa de inyección: Cuando el agua desplaza el aceite buzamiento arriba, se tiene un comportamiento más eficiente con tasa de inyección más reducida, ya que domina la fuerza de gravedad. Cuando el aceite es desplazado buzamiento abajo, las tasas de inyección más altas logran una mejor eficiencia, ya que hay una menor tendencia del agua a filtrarse hacia abajo a través del aceite. A medida que aumenta la inclinación de la formación, para cualquier tasa de inyección, el comportamiento de la inyección mejora cuando el aceite se desplaza buzamiento arriba.

Viscosidad del aceite y agua: independientemente de la Mojabilidad del sistema, una viscosidad de aceite más elevada, produce un desplazamiento menos eficiente; es decir, existe una recuperación más baja para cualquier relación agua – petróleo y se requiere un mayor volumen de agua inyectada para lograr esa recuperación.

Saturación inicial de gas: El efecto de una saturación inicial de gas sobre el desplazamiento del aceite, depende del volumen de gas atrapado, existente en el frente de invasión; este gas se disuelve posteriormente en el aceite, a medida que se incrementa su presión, debido a la inyección de agua. El gas atrapado, reduce el volumen de agua inyectada necesaria para lograr cualquier recuperación, lo que resulta en una menor relación agua – aceite producido.

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4.8.-PILOTO Y PATRONES DE INYECCION

ARREGLOS DE POZOS

Es una parte importante de la ingeniería de proyecto y se realiza para tener el espaciamiento final de acuerdo al número de pozos que serán incluidos en el diseño.

- Arreglo en línea directa

- Arreglo en línea escalonada

Los factores que influyen en la selección del tipo de arreglo de pozos son: la forma original en que ha sido producido el yacimiento, permeabilidad del yacimiento, viscosidad de los fluidos, razón de movilidad, razón pozos inyectores a pozos productores, estructura del yacimiento y las características geológicas del mismo.

ARREGLO LINEA RECTA

Consiste en ubicar un número determinado de pozos inyectores frente a un número de pozos productores utilizando modelos de espaciamiento lineal.

ARREGLO LINEA ESCALONADA

Consiste en ubicar un número determinado de pozos inyectores con un desplazamiento igual a ½ a respecto a los pozos productores.

En este arreglo las eficiencias del área barrida son función del desplazamiento de los pozos inyectores.

De estos dos modelos principales, derivan los siguientes tipos de arreglos de pozos:

Arreglos normales: Se caracterizan porque la distribución de pozos contempla un pozo inyector por cada pozo productor o un número de pozos inyectores mayor a uno por cada pozo productor.

Arreglos invertidos: Contemplan en todos los casos 1 pozo inyector por cada modelos de arreglo de pozo productor. Ejemplo: en un modelo de arreglo de 5 pozos invertido se utilizará un pozo inyector por cada 4 pozos productores.

En resumen, los modelos de arreglos de pozos pueden ser:

En línea recta: normal o invertido

En línea escalonada: normal o invertido

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4.8.1.- MODELOS ALTERNATIVOS DE ARREGLOS POZOS

De los tipos de arreglos derivan arreglos alternativos para inyectar agua, como arreglos de 2 o 3 pozos, son arreglos especiales utilizados para armar proyectos piloto o para realizar ensayos iniciales de inyección en algunos sectores del campo

ARREGLO DE DOS POZOS: 1 inyector por 1 productor

27 % < EAB < 40%

ARREGLO 3 POZOS: 2 inyectores por 1 productor

66 % < EAB < 78%

Línea invertida: 50 % < EAB < 60%

ARREGLO 4 POZOS: 3 inyector por 1 productor

40 % < EAB < 50%

Línea invertida: 30 % < EAB < 50%

ARREGLO 5 POZOS: 4 inyectores por 1 productor

80 % < EAB < 100%

Línea invertida: 60% < EAB < 80% (más utilizado) Buenos rendimientos

ARREGLO 7 POZOS: 6 inyectores por 1 productor

63% < EAB < 82 %

Línea invertida: 60% < EAB < 70%

ARREGLO 9 POZOS: 8 inyectores por 1 productor

75% < EAB < 90%

Línea invertida: 40% < EAB < 60%

4.8.2.-EFICIENCIAS DE BARRIDO.-

La eficiencia de barrido se define como la fracción de petróleo móvil que ha sido recuperado de la zona barrida en un determinado tiempo.

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EFICIENCIA AREAL DE BARRIDO EA

Se define como la fracción del área horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria.

Esta se incrementa rápidamente desde que se inicia la inyección hasta antes que ocurra la ruptura, después de los cual el EA continua creciendo rápidamente.

Depende de tres factores:

- Relación de movilidad

- Modelos de inyección

- Acumulación del agua inyectada

Factores que afectan EA:

- Fracturas

Permeabilidad

Angulo de buzamiento

Pozos situados fuera del arreglo

4.9.- CARACTERÍSTICAS QUE DEVÉN DE TENER LAS AGUAS DE INYECCIÓN :

1. El agua no debe ser corrosiva. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno son dos fuentes comunes de problemas de corrosión.

2. El agua no debe depositar minerales bajo condiciones de operación. El encostramiento (Scale) se puede formar de la mezcla de aguas incompatibles o debido a cambios físicos que causan que el agua se convierta en super saturada.

3. El agua no debe contener sólidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. Los materiales que pueden estar presentes como material suspendido son los compuestos que forman encostramiento tal como los mencionados en el punto anterior, limo, petróleo, microorganismos y otro material orgánico.

4. El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales arcillosos presentes en la formación. La importancia de esta

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consideración depende de la cantidad y tipo de minerales arcillosos presentes en la formación, así como de las sales minerales disueltas en el agua inyectada y permeabilidad de la roca.

5. 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 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.

4.10.- PROBLEMAS COMUNES.-

Los problemas más comunes producidos en el campo son la corrosión, debida a los cambios de pH del agua, por los cambios de temperatura, o por la presencia de gases no deseados como el O2, CO2 y el H2S; la formación de escalas, que no es más que la acumulación de sedimentos, generando un taponamiento y una alza de presión en la línea, estos son comunes en las zonas de la tubería donde existen restricciones; los sólidos suspendidos, este es el problema más común, ya que son todas las partículas que se encuentran presentes en el fluido en forma suspendida, esta ocasiona escalas y taponamientos; la presencia bacterial es otro factor importante ya que este al igual que los sólidos suspendidos generan taponamiento.

4.11.- PRUEBAS Y ANÁLISIS ANTES DE LA INYECCIÓN.-

En todo proceso de inyección se deben analizar las propiedades del yacimiento para su correcta inyección. Sea esta de fluidos o de gase , ya que estas tienen diferentes formas de reaccionar con su entorno, por lo cual debe hacerse un análisis previo para ver sus condiciones y así determinar valores y factores con los cuales la inyección será optima, en nuestro caso el agua tratada. El análisis de presión es usado para determinar datos necesarios.

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4.11.1.- Análisis de compatibilidad

Uno de las principales causas de la formación de escalas en los sistemas de inyección es el taponamiento del pozo por mezcla de dos o más aguas que sean incompatibles. Si se mantiene una misma agua, el sistema puede ser estable no presentar posibles escalas, sin embargo, desde que estos sean mezclados, las reacciones de los iones disueltos en cada agua pueden producir insolubilidad, hinchamiento de las arcillas y aumentos de presión.

Cuando esto ocurre, se dice que el agua es incompatible.

4.11.2.- Incompatibilidad entre el agua de formación y el de inyección

Nuestro segundo problema de incompatibilidad empieza cuando el agua de inyección no es compatible con el agua de formación o el agua connata, sorprendentemente, algunos taponamientos son problemas debido a la incompatibilidad del agua en la inyección en pozos.

Cuando el agua se inyecta al pozo, el agua de inyección miscible desplaza el agua connata, ocurre una mezcla mecánica en la frontera de las dos aguas.

Este fenómeno se llama dispersión hidrodinámica, la primera causa de dispersión es la supuesta distribución de permeabilidades a difusión no homogéneas.

6.- BIBLIOGRAFIA.-

Buckley, S.E., Leverett, M.C. Mechanism of fluid displacement in sands.

Craig, F.F. Jr., Geffen, T.M., Morse, R.A. Oil recovery performance of pattern gas or water injections operations from model tests. J.P.T.,

o enero de 1955. CRAIG, Jr F., GEFFEN T., y MORSE, A. Oil Recovery

performance of pattern gas or water injection operations from model test: Paper SPE 413-G. 1954.

FERRER, G. José. Pautas sobre métodos de predicción de la recuperación secundaria de petróleo por inyección de agua.

o Universidad del Zulia, Maracaibo, 1988. FORREST, F. Craig. Aspectos de ingeniería en la inyección de

agua.o New York, Society of Petroleum Engineers.

FRANCO, S. Leonardo. Conectividad Hidráulica entre pozos en modelos de recobro por inyección de agua.

o Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga 2005.

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