Eficiencia De Barrido

Introducción.

La recuperación primaria de petróleo se refiere a aprovechar al máximo los mecanismos de producción que se encuentran en el yacimiento, recuperar el petróleo económicamente. Cuando se produce por flujo natural es más económico ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Lo que se busca con la recuperación primaria es extraer la mayor cantidad de petróleo sin la utilización de energías adicionales hasta que en el yacimiento la presión empiece a declinar y se coloque por debajo del punto de burbuja.

Ya finalizada la producción primaria en los yacimientos se desarrolla el proceso de recuperación secundaria inicialmente mediante un espacio irregular de los pozos, pero una mejor comprensión del comportamiento de los yacimientos ha traído como consecuencia el uso de arreglos y espaciados uniformes en los pozos perforados durante el desarrollo del yacimiento.

Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas o agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento.

Esto significa que en el 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 variadas; La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, permeabilidad (K), porosidad (ϕ), número y posición de los pozos existentes. Principalmente el factor predominante que controla las operaciones de inyección de agua es la localización de los pozos inyectores con respecto a los productores y a los límites del yacimiento.

Eficiencia de Barrido

Se puede definir el barrido de una invasión cuando está sometida a un volumen total como la fracción de dicho volumen en el patrón de invasión que es contactado o barrido por un fluido inyectado a un determinado tiempo, esto dependerá si el barrido es horizontal ya que la fracción seria definida como eficiencia de barrido areal (EA), y si es vertical como eficiencia de barrido vertical (EV), determinada así como la eficiencia a la ruptura a menos que se indique lo contrario.

La Movilidad en la eficiencia de barrido es un factor importante para el cálculo de las saturaciones de agua detrás del frente y en la zona no invadida (Banco de petróleo), ya que esta se define como la razón entre la movilidad de la fase desplazante bien sea agua o gas o la fase desplazada como el petróleo; teniendo relación con la viscosidad y la permeabilidad efectiva del fluido, asi como la saturación del mismo. Conociendo la movilidad como:

Según la teoría frontal de desplazamiento de petróleo, esto presenta un problema, ya que existe un gradiente de saturación detrás del frente de invasión como Krw, que es la permeabilidad relativa al agua detrás del frente, entonces decimos que según Craig y Col, la misma debe evaluarse a la saturación promedio de agua a la ruptura, es decir, promediar todas las saturaciones que se encuentran antes del frente en la invasión hasta llegar al punto de alcanzar la ruptura cómo se comporta las saturaciones al paso de cada punto de inyección para luego evaluar la Kro, que se va a encontrar en el banco de petróleo conocido como delante del frente de invasión, esto es, a la saturación de agua connata, Swc. Con esto se dice que la saturación promedio de agua detrás del frente permanecerá constante a la ruptura y por ende la movilidad se comportara también constante hasta dicha ruptura.

Este comportamiento varía después de la ruptura, ya que la razón de movilidad que ya fue explicado anteriormente ya no es constante sino que simplemente aumentara continuamente en respuesta al aumento de la saturación promedio de agua en el yacimiento, lo cual causa que Krw, también aumente.

Existen condiciones que favorecen o desfavorecen a la movilidad, dependiendo de que si es mayor o menor que uno.

Cuando M= 1

Las movilidades petróleo y del agua son idénticas, es decir, presentan una uniformidad y los fluidos encuentran la misma resistencia al moverse dentro del yacimiento.

Cuando M< 1

En esta condición tenemos que como el petróleo fluye más que el agua se determina que es más fácil para el agua desplazar el petróleo, dando como resultado altas eficiencias de barrido y buen recobro de petróleo.

Cuando M> 1

En este caso el agua se mueve fácilmente que el petróleo y no es muy efectiva para desplazarlo, trayendo como consecuencia que la eficiencia de barrido y la recuperación de petróleo tiendan a disminuir a medida que la razón de movilidad aumenta.

Se debe conocer que la viscosidad del agua depende básicamente de la salinidad y de la temperatura, dando una estimación entre un rango de 0,4-0,8 cp, los cuales Smith y Cobb sugieren un valor de viscosidad de 0,6 cp para ser usados en muchos casos. También se dice si la saturación de agua connata es inmóvil, o casi inmóvil, entonces (Kro)swc se puede aproximar a. Finalmente (Krw)swp su rango se encuentra entre 0,1 y 0,3 que para muchas invasiones puede ser aproximado a 0,2 todo esto depende de la humectabilidad de la roca, del grafico de flujo fraccional ya explicado en clases y las viscosidades de los fluidos presentes.

Cuando el petróleo desplaza al gas por efecto de una saturación de gas antes de comenzar la inyección de agua, la razón de movilidad entre el banco de petróleo desplazante y el gas desplazado depende fuertemente de la viscosidad del petróleo desplazante y el gas desplazado tal como se muestra en este pequeño cuadro:

Viscosidad de petróleo (CPS) MOVILIDAD

(PETRÓLEO-GAS)

0,50 0,40

1,00 0,20

10,00 0,02

Da por entendido que en yacimientos que poseen petróleo con una moderada viscosidad, en la mayoría de los casos las inyecciones de agua, Mo,g será menor a 0,2.

En general se dice que la razón de movilidad entre la fase desplazante como el agua-petróleo y la fase desplazada como el petróleo-gas, se van a usar para las estimaciones de la eficiencia de barrido areal para ciertos arreglos. También dicha razón de movilidad afectara directamente la tasa de inyección cumpliendo con un papel importantísimo en los cálculos de eficiencia de barrido areal y recuperación de petróleo.

Arreglo de Pozos

Cuando se va a realizar el comportamiento o monitoreo de diferentes pozos en un yacimiento es necesario conocer la ubicación de los pozos inyectores y productores, ya que presentan geometrías conocidas o muy variables.

La selección del arreglo depende de:

La estructura

Límites del yacimiento

Continuidad de las arenas

Variaciones de permeabilidad porosidad

Número y posición de los pozos existentes.

Ventajas

Rápida respuesta del yacimiento.

Elevadas eficiencias areales de barrido.

Permite un buen control del frente de invasión y del factor de recuperación

Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre la recuperación.

Rápido incremento en presiones.

El volumen recuperado de la zona de aceite es grande en un período de tiempo corto.

Desventajas

Requiere mayor seguimiento y control que la inyección externa y, por lo tanto, mayor requerimiento de recursos humanos.

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

Requiere mejor descripción del yacimiento.

El número de pozos inyectores es alto.

Para efectuar un arreglo de pozos es necesario tener en cuenta los siguientes factores:

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 los pozos inyectores y productores

La estructura del yacimiento y las características geológicas del mismo.

Es decir, que a través de estas razones se utilizan arreglos de pozos irregulares.

Arreglos irregulares (según Rose y Col)

Dentro de los arreglos de pozos regulares se destaca todos aquellos arreglos individuales que de una u otra forma se conjugan como un pozo regular.

Principales parámetros que caracterizan los arreglos de pozos:

La relación d/a:

Donde (d): Distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas una a continuación de la otra en una misma columna.

Donde (a): Distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila, uno a continuación del otro.

2) La razón pozos de inyección a pozos de producción, Rpi/pp:

Esta razón se calcula dividiendo el número de pozos inyectores que afectan directamente a cada productor, entre el número de pozos productores que reciben efecto directo de un inyector.

3) La unidad del arreglo:

Es la menor porción del arreglo que lo representa. También se conoce como elemento de simetría en el flujo y debe incluir al menos un pozo productor y un inyector. Inyección en arreglos o dispersa también conocido como inyección de agua interna. Se trata de inyectar agua dentro de la zona de petróleo a través de pozos inyectores con cierta estructura geométrica de arreglo para desplazarlos fluidos hacia los pozos productores.

4) Empuje

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