MODULO INYECCION DE AGUA.pdf

Modulo V:
INYECCIÓN
Msc. Ing Roger Ramirez

CONTENIDO
• 1. CONTENIDO DEL MODULO
• FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO
• INYECCIÓN DE AGUA
• TEORÍA DEL DESPLAZAMIENTO FRONTAL
• PILOTOS Y PATRONES DE INYECCIÓN
• PROBLEMAS ASOCIADOS A LA INYECCIÓN DE AGUA

CONTENIDO
• 1. CONTENIDO
Clasificación de reservorios
Porosidad
Permeabilidad
Compresibilidad
Movilidad
Mojabilidad
Presión Capilar
Saturacion

FUNDAMENTOS DEL RESERVORIO
• Las propiedades de las rocas reservorios con respecto a los fluidos
contenidos, y a ser inyectados, dentro de las mismas, son importantes
cuando caracterizamos un reservorio en términos de reservas y movilidad
de los fluidos.
• El proceso de lograr una descripción del reservorio, involucra usar una
gran cantidad de datos de diferentes fuentes. Se logra una descripción mas
completa y confiable cuando es el resultado de un proceso que usa la
máxima cantidad posible de datos de diferentes fuentes, lo cual se conoce
en la literatura como “Integración de datos”.
•Datos Dinámicos
•Datos Estáticos

• Con el fin de contener suficiente petróleo crudo o gas natural para
hacer la producción comercialmente viable o rentable, una roca
reservorio debe exceder una mínima
• Porosidad,
• Espesor
• Permeabilidad
• Área y net pay
• otros
• Con el fin de extraer los fluidos de la roca, la misma debe ser
suficientemente permeable y con suficiente porosidad efectiva

• ROUTINE CORE ANALYSIS TEST
• 1. POROSIDAD
• 2. PERMEABILIDAD
• 3. SATURACION
• SPECIAL TEST
• 4. PRESION DE RESERVORIO
• 5. COMPRESIBILIDAD
• 6. PRESIONCAPILAR
• 7. MOJABILIDAD
• 8. TENSION SUPERFICIAL E INTERFACIAL

CLASIFICACIÓN DE RESERVORIOS
Fundamentos de Ingeniería de Reservorios - F. H. Escobar

PROPIEDADES DEL RESERVORIO
POROSIDAD
Durante el proceso de sedimentación y
mitificación, algunos de los poros que se
desarrollaron inicialmente pudieron sufrir
aislamiento debido a varios procesos diagenéticos
o catagénicos tales como cementación y
compactación. Por ende, existirán poros
interconectados y otros aislados. Esto conlleva a
clasificar la porosidad en absoluta y efectiva
dependiendo de que espacios porales se miden
durante la determinación del volumen de estos
espacios porosos.

POROSIDAD
• La porosidad de una roca es la medida de un volumen capaz de
almacenar fluido.
• La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y
el volumen total de la roca.
Matemáticamente:

POROSIDAD
• Porosidad absoluta:
Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la
roca este o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden
los porosímetros comerciales.
• Porosidad Efectiva
Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de
roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para
conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo
de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un número de factores
litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca,
entre otros.

POROSIDAD

PERMEABILIDAD
PERMEABILIDAD
• La permeabilidad es la propiedad de la roca y capacidad que tiene
el medio poroso para permitir el flujo de fluidos.
• la permeabilidad es una propiedad muy importante de la roca ya
que controla el movimiento de los fluidos en la formación.

PERMEABILIDAD
o PERMEABILIDAD ABSOLUTA
o PERMEABILIDAD EFECTIVA
o PERMEABILIDAD RELATIVA

PERMEABILIDAD
Mediciones de registros
• Se puede estimar la permeabilidad mediante registros a través de
mediciones indirectas a presión y temperatura de reservorio.
• – WFT: Mediciones a varios niveles de profundidad, creando
perfiles de permeabilidad continuos. Permite determinar la
relación Kv/Kh y el componentes de permeabilidad horizontal.
• – NMR: Utiliza el principio de Relajación de Pared.

PERMEABILIDAD

COMPRESIBILIDAD
COMPRESIBILIDAD
Es el cambio fraccional en volumen por cambio de unidad en la
presión
1. Cálculo de porosidad
2. Cálculo de volumen
3. Entendimiento del mecanismo
de empuje del reservorio
4. Para reservorios anormalmente
presurizado

MOVILIDAD
MOVILIDAD
Es la relación que existe entre la permeabilidad
efectiva y la viscosidad de un fluido.

MOVILIDAD
En un proceso de flujo multifásico, existe relación entre las movilidades de
los fluidos, a esto se le conoce como relación de movilidad, M, normalmente
se expresa como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado
(algunos autores consideran la definición contraria). Si el fluido desplazante
es agua
Si M < 1, significa que el crudo se mueve más fácilmente que el
agua, si M = 1 significa que ambos fluidos tienen igual movilidad y
si M > 1, significa que el agua es muy móvil con respecto al crudo.

MOJABILIDAD
MOJABILIDAD
El concepto de mojabilidad se refiere a la interacción de un
solido y un fluido (liquido o gas) y esta definido como la
habilidad o capacidad de la fase de un fluido (liquido) para
adherirse o esparcirse preferencialmente sobre una superficie
sólida en presencia de otra segunda fase o fluido inmiscible.
• Mojable al agua.
• Mojable al petróleo.
• Mojabilidad intermedia

MOJABILIDAD
Geológicamente el agua es mojable. El grado de mojabilidad está
relacionado de la siguiente forma: Gas < Oil < Agua. Cuando dos fluidos
inmiscibles están en contacto, el ángulo formado por ellos (medido sobre el
agua) se llama ángulo de contacto.
• Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua
• si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite.

MOJABILIDAD

PRESIÓN CAPILAR
PRESIÓN CAPILAR
La presión capilar es la diferencia de presión que existe a lo largo de la
interfase que separa a dos fluidos inmiscibles. Si se tiene conocimiento de la
mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presión
entre las fases no mojante y mojante.

PRESIÓN CAPILAR

SATURACIÓN
Saturación
Es definida como la fracción o porcentaje del volumen poral ocupado por un
fluido (petróleo, gas o agua) en particular o es el volumen relativo de fluidos
en un medio poroso. Se expresa matemáticamente:

CONTENIDO
DIA 2 – INYECCIÓN DE AGUA

Historia
• La inyección de agua como un método de recuperación secundaria
se descubrió accidentalmente en el año 1870, en la ciudad de
Pithole, al oeste de Pennsylvania, cuando una fuga en una
formación acuífera redujo la producción del pozo afectado, pero
aumentó la producción de los pozos vecinos.
• Hoy en día es el principal y más conocido de los métodos
convencionales de recuperación secundaria de aceite, habiéndose
constituido hasta esta fecha en el proceso que más ha contribuido a
la recuperación extra de petroleo.
• Se caracteriza por la eficiencia del agua para desplazara los
hidrocarburos del medio que invade, y porque aumentará
pidamente la presión del yacimiento.

CONTENIDO
• 1. CONTENIDO
Etapas de recuperación
Mecanismos de empuje
Tipos y etapas del proceso de inyección
Definiciones
Factor de Recobro
INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS DE RECUPERACIÓN
TIPOS DE RECUPERACIÓN
RECUPERACION PRIMARIA
RECUPERACION SECUNDARIA O INYECCIÓN DE AGUA
RECUÉRACION TERCIARIA O MEJORADA
INYECCIÓN DE AGUA

RECUPERACION PRIMARIA
La producción de petróleo crudo y gas natural requiere energía, y
en ese sentido, el gas y agua presente en los reservorios, como las
dos fuentes principales de energía, coadyuvan al movimiento de
petróleo crudo y gas natural dentro del sistema de producción.
Las características de comportamiento general de reservorios
productores es ampliamente dependiente de los tipos de energía
disponible para mover los fluidos dentro del reservorio.
ETAPAS DE RECUPERACION
INYECCIÓN DE AGUA

ETAPAS DE RECUPERACION
INYECCIÓN DE AGUA

MECANISMOS DE EMPUJE
Para comprender apropiadamente el comportamiento del
reservorio y predecir el desempeño futuro, es necesario
tener conocimiento de los mecanismos de empuje que
controlan el comportamiento de los fluidos en el reservorio,
ya que el desempeño global de los reservorios está
ampliamente influenciado por la naturaleza de la energía
INYECCIÓN DE AGUA

TIPOS DE MECANISMO DE EMPUJE
EMPUJE CON AGUA O ACUIFERO
EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN
EXPANSIÓN DE LAS ROCAS Y DE LOS FLUIDOS
EMPUJE POR CAPA DE GAS
DRENAJE POR GRAVEDAD
INYECCIÓN DE AGUA

INYECCIÓN DE AGUA
EMPUJE CON AGUA O ACUIFERO

INYECCIÓN DE AGUA
La geología del yacimiento, la heterogeneidad, la posición
estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de
recobro.
Los datos de la extensión y su capacidad energética no se conocen
hasta que se tienen datos de producción primaria

INYECCIÓN DE AGUA
EMPUJE POR GAS EN SOLUCION
Cuando la presión del yacimiento disminuye, debido a la extracción de fluidos,
el gas se desprende, se expande y desplaza al petróleo hacia los pozos
productores.

EXPANSION DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS
Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que
el requerido para saturar el petróleo a al presión y temperatura del
yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha
de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de
la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina
rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se
alcanza la presión de burbuja. Entonces este empuje por gas en
solución se transforma en al fuente de energía para el
desplazamiento de los fluidos
INYECCIÓN DE AGUA

EMPUJE POR CAPA DE GAS
Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande,
existe una cantidad de energía almacenada en forma de gas
comprimido, esto provoca la expansión de la capa a medida
que los fluidos se extraen del yacimiento, de manera que el
petróleo se desplaza por el empuje de capa de gas ayudado
por el drenaje por gravedad
INYECCIÓN DE AGUA

INYECCIÓN DE AGUA

DRENAJE POR GRAVEDAD
El drenaje por gravedad puede ser un método primario de
producción en yacimientos de gran espesor que tienen una
buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado
buzamiento.
INYECCIÓN DE AGUA

RESERVORIO VOLUMENTRICO DE GAS
Tipos de reservorio
• Reservorio de gas sin acuífero
Principales fuentes de energía
• Expansión de gas original del reservorio
• Expansión roca y fluidos (sobrepresurizados)
Características
• Presión declina lenta
• No existe producción de agua
• Vida productiva larga
INYECCIÓN DE AGUA

RESERVORIO DE GAS POR ACUIFERO
Tipo de reservorio
• Comunicación con Acuífero
Principales fuentes de energía del reservorio
• Influjo de acuífero
• Expansión del gas original del reservorio
Características
• Presión declina mas que en reservorios volumétricos
• La producción de agua puede empezar temprana e incrementa con el
tiempo
• Vida productiva incrementa con el control de agua
INYECCIÓN DE AGUA

RECUPERACIÓN DE GAS
Reservorio volumétrico de gas
• Baja presión de Abandono
Acuífero
• Acuífero Grande
• Pequeño grado de heterogeneidad y estratigráfico del
reservorio
INYECCIÓN DE AGUA

Monitoreo continuo de la presión
INYECCIÓN DE AGUA

RECUPERACION SECUNDARIA – INYECCIÓN DE AGUA
• Las fuezas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo como
mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente se han
complementado mediante la inyección de como proceso secundario de
recobro final
• TIPO DE INYECCION
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la
inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.
• INYECCION PERIFERICA O EXTREMA
• INYECCION EN ARREGLOS O DISPERSA
INYECCIÓN DE AGUA
TIPOS Y ETAPAS DEL PROCESO DE INYECCION

INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTREMA
Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo en los flancos del
yacimiento.
INYECCIÓN DE AGUA

INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTREMA
CARACTERISTICAS
1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la
estructura del mismo favorece la inyección de agua
2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo
VENTAJAS
1. Se utilizan pocos pozos.
2. No se requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se puede usar
pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en
áreas donde se tiene pozos perforados en forma irregular o donde el
espaciamiento de los pozos es muy grande.
INYECCIÓN DE AGUA

3. No se requiere buena descripción del yacimiento para
iniciar el proceso de invasión con agua
4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de
producción de agua.
INYECCIÓN DE AGUA

DESVENTAJAS
1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.
2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión.
3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte
central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa
parte de los yacimientos.
4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el
centro del yacimiento.
5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la
recuperación de la inversión es a largo plazo.
INYECCIÓN DE AGUA

INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA
Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade
esta zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del
volumen invadido hacia los pozos productores.
INYECCIÓN DE AGUA

CARACTERISTICAS
1. La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento,
de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (K) de la porosidad
(Ѳ) y del numero y posición de los pozos existentes.
2. Se emplea particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y
una gran extensión areal
3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se
distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten
los pozos productores existentes en inyectores o se perforan pozos
inyectores interespaciados.
INYECCIÓN DE AGUA

VENTAJAS
1. Produce una invasión mas rápida en yacimientos homogéneos, de bajo
buzamiento y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los
pozos debido que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es
muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.
2. Rápida respuesta del yacimiento.
3. Elevadas eficientes de barrido areal.
4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.
5. Disminuye el efecto negativo de la heterogeneidad sobre el recobro.
6. Rápida respuesta en presiones
7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.

DESVENTAJAS
1.En comparación con la inyección externa, este
método requiere una mayor inversión debido al
alto numero de pozos inyectores.
2.Es riesgosa.
3.Existe un mayor seguimiento y control y, por lo
tanto, mayor cantidad de recursos humanos.
INYECCIÓN DE AGUA

CONTENIDO
DIA 3 – INYECCIÓN DE AGUA

MOVILIDAD
Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la
viscosidad de un fluido.
Relación de Movilidad
• Relación entre el fluido desplazarte sobre el desplazado
Si M< 1: El crudo se mueve facilmente con respecto al agua
Si M>1: El agua es muy movible con respecto al petroleo
INYECCIÓN DE AGUA
DEFINICIONES

RELACION DE MOVILIDAD
• Definición Matemática:
• Terminología en la inyección de agua
INYECCIÓN DE AGUA
RELACION DE MOVILIDAD DEFINICIONES

INYECCIÓN DE AGUA

•
INYECCIÓN DE AGUA

DRENAJE, IMBIBICION E HISTÉRISIS
DRENAJE:
• Es la disminución de la fase mojante
• El desplazamiento de agua por petróleo es un proceso de drenaje.
IMBIBICIÓN:
• Es el aumento de la fase mojante
• El desplazamiento de petróleo por agua es un proceso de imbibición
INYECCIÓN DE AGUA
DRENAJE, IMBIBICION E HISTERISIS DEFINICIONES

INYECCIÓN DE AGUA
DRENAJE, IMBIBICION E HISTERISIS DEFINICIONES

INYECCIÓN DE AGUA
DEFINICIONES
DRENAJE, IMBIBICION E HISTERISIS

INYECCIÓN DE AGUA
DEFINICIONES
SATURACIÓN
SATURACION CRITICA, Soc
Para que la fase del fluido fluya, la saturación del petróleo debe
exceder un cierto valor, el cual es denominado Saturación critica.
SATUACIÓN RESIDUAL, Sor
Es el porcentaje de liquido que no puede ser producido en las etapas
de recuperación.
Asociado usualmente con la fase no mojante cuando es desplazado
por la fase mojante
SATURACION

EXPOSICIÓN
1) Método de Buckley – Leverett
2) Método Dykstra Parsons
3) Método Stiles
4) Método de Graig, Geffen y Morse

INYECCIÓN DE AGUA
DEFINICIONES
 Permeabilidad vertical considerable
 Espesor del reservorio pequeño
 Amplia diferencia entre la densidad del fluido inyectado y
desplazoso
 Fuerza capilar elevada
 Viscosidad baja del fluido
 Tasas de inyección bajas
SATURACION

Desplazamiento de fluidos inmiscibles
•El petróleo no tiene habilidad para salir por si
mismo de los poros del yacimiento en los
cuales se encuentra, mas bien sale por empuje
de un fluido como el agua.

TIPOS DE DESPLAZAMIENTO
• PISTON SIN FUGA
• PISTON CON FUGA

MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
• El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un
proceso de flujo no continuo, debido a que la saturación
de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios
en las permeabilidades relativas, en las presiones y las
viscosidades de las fases.
• El mecanismo de desplazamiento de una inyección de
agua en un yacimiento homogéneo, se puede presentar en
cuatro etapas que son.

• CONDICIONES INICIALES (ANTES DE LA
INYECCION)
• LA INVASION
• LA RUPTURA DE AGUA
• POSTERIOR A LA RUPTURA

1. CONDICIONES INICIALES ANTES
DE LA INVACIÓN

2. INVACIÓN A UN DETERMINADO
TIEMPO
• El comienzo de la inyección de agua esta acompañado por un aumento de la
presión en el yacimiento, que es mayor al rededor de los pozos inyectores y
declina hacia los pozos productores.

3. LLENE
Todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porción
inundada del yacimiento antes de que se produzca el
petroleo. A esto se denomina “LLENE” y para lograrlo la
acumulación de agua inyectada debe ser igual al volumen
del espacio ocupado por el gas móvil en el yacimiento.

5. POSTERIOR A LA 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.

EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO
DE PETROLEO POR AGUA
•En este capitulo trataremos la eficiencia de
desplazamiento de petroleo. Este termino se
refiere a la porción de petróleo in situ, que el
agua desplaza de un volumen unitario de
yacimiento.

TEORIA DEL AVANCE FRONTAL
• ECUACIÓN DEL FLUJO FRACCIONAL- LEVERETT (1941)
• A partir de a ley de darcy para el agua y petroleo

INYECCIÓN DE AGUA
DEFINICIONES
Velocidad Superficial o flujo fraccional de manera simplificada para
formaciones Horizontales
SATURACION

INYECCIÓN DE AGUA
DEFINICIONES
EJERCICIO
Es inyectado agua a un core horizontal para desplazar el petróleo, con los datos de
Sw, Krw y Kro tomados del core, determinar la relación de movilidad, curvas del
flujo fraccional para los tres casos,
SATURACION RESIDUAL

ECUACION DE AVANCE FRONTAL
• Derivado de Balance de materia
• Caudal que entra – caudal que sale
• No hay transferencia de masas entre
facies
• Las fases son incompresibles

FUERZAS QUE CONTROLAN EL
FLUJO FRACCIONAL DEL AGUA
• EFECTO DEL ANGULO DE BUZAMIENTO
• FUERZAS CAPILARES
• MOJABILIDAD
• FUERZAS GRAVITACIONALES
• TASA DE INYECCION
• FUERZAS VISCOSAS

TEORIA DEL DESPLAZAMIENTOFRONTAL
MOJABILIDAD FLUJO FRACCIONAL

PRESION CAPILAR FLUJO FRACCIONAL

ANGULO DE BUZAMIENTO FLUJO FRACCIONAL

TASA DE INYECCION FLUJO FRACCIONAL

VISCOCIDAD FLUJO FRACCIONAL

RELACION AGUA PETROLEO
WOR - RESERVORIO FLUJO FRACCIONAL

WOR - SUPERFICIE FLUJO FRACCIONAL

WOR SUPER-WOR RESEV FLUJO FRACCIONAL

SURFACE Fw-SURFACE WORs FLUJO FRACCIONAL

• Donde
Conocida la frente de invasión Swx
puede obtenerse la distribución de
saturación mediante la aplicación
de de la ecuación de la velocidad de
avance frontal
DISTRIBUCION DE Sw vs L APLICACIÓN

• Para una saturación Sw, la cual se
encontrara a una distancia X
determinada, se encontrara
• Si juntamos las dos ecuaciones

APLICACIÓN ANTES DE LA RUPTURA
SATURACION DE AGUA PROMEDIO APLICACIÓN

OVERALL RECOVERY EFFICIENCY
DIA 5 – EFICIENCIA TOTAL DE RECUPERACIÓN
TEORIA DEL DESPLAZAMIENTO

EFICIENCIA DEL DESPLAZAMIENTO

• Un reservorio de petróleo saturado esta bajo
consideración para la inyección de agua después de la
perforación y su compleatacion. Se analizo los CORES y
se determino la saturación inicial y residual del petróleo
que son 70% y 35% respectivamente. Calcular la
eficiencia del desplazamiento cuando la saturación del
petróleo es reducido a 65,60,55,50 hasta 35%, asumiendo
el factor Volumétrico del petróleo constante durante todo
el periodo de inyección.

EFICIENCIA AREAL

• SELECCIÓN DEL TIPO DE ARREGLO
• Periferia
• Dispersa
• Convertir los pozos productores en inyectores
• Perforar pozos Infill
• FACTORES A CONSIDERAR
• Heterogeneidad del reservorio y K direccional
• Dirección de las fracturas en la formación
• Disponibilidad del fluido desplazante
• Anticipar la vida de la invasión
• Recuperación máxima de petroleo
• Espaciamiento de pozos, productores e inyectores

METODOS PARA EL ANALISIS DE
BARRIDO AREAL
• ANTES DE LA RUPTURA
• DURANTE LA RUPTURA
• DESPUES DE LA RUPTURA

3. EFICIENCIA DESPUES DE LA RUPTURA

EJERCICIOS
• CALCULOS INICIALES
• CALCULO DEL RENDIMIENTO DE
RECUPERACION EN LA ROPTURA
• CALCULO DEL RENDIMIENTO DE
RECUPERACION DESPUES DE LA ROPTURA

PASO 3. Determinar las K relativa al punto del corte

PASO 4. Calculo de la movilidad

PASO 5. Calculo de la eficiencia Areal

RECUPERACION EN LA RUPTURA
• PASO 1. Calcular
• PASO 2. Calculo de la acumulación del agua inyectada en la roptura.

• PASO 3. Calculo del tiempo de ruptura
• PASO 4. Calculo de la eficiencia de desplazamiento en la roptura

• PASO 5. Calculo de la Producción de petroleo acumulado al momento de la
ruptura

• PASO 6. CALCULO DE WOR SUPERFICIE

EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL
• DEPENDE
• Del radio de movilidad
• Volumen total inyectado
METODOS PARA CALCULAR EV
• Metodo de Stile
• Metodo Dykstra - Parson

CONTENIDO
• 1. CONTENIDO DEL MODULO – DIA 6

Inyección piloto de agua
• Económicamente, una operación piloto es una herramienta deseable para estimar el
comportamiento del campo.
Limitaciones
• Piloto pequeño: Aumente las probabilidades de localizarlo en una parte no
representativa del yacimiento.
• Pozos dañados: Sus efectos serán mas pronunciados con un numero reducido de
pozos.
• Las perdidas de petróleo por migración de un solo arreglo piloto, pueden resultar de
una recuperación estimada mas baja que la que podría lograrse con una inyección
piloto a escala
• El agua inyectada puede perderse fuera del área piloto indicando necesidades de
inyección de agua mas elevadas que para una inyección en mayor escala.

INFORMACION QUE SE PUEDE TENER DE LOS POZOS
PILOTOS
• El objetivo principal es determinar si se forma un banco de petroleo o no en
una zona de mayor saturación.
• Cuando se tiene una indicación positiva, se realiza un proyecto de inyección
de agua a una escala mayor.
• Se realiza un estudio de tipos de arrglos
• Arreglo de 5
• Arreglo 9
• Otros – combinado (Previo análisis)

DISEÑO DE UNA INYECCION PILOTO
• OBJETIVO 1: Si el objetivo es obtener una indicación de volumen
substancial, cualquier modelo de inyección es valido.
• OBJETIVO 2: Si el objetivo es la estimación de petróleo recuperable
mediante la inyección de agua, se debe considerar.
• 1. Estar localizado en una porción del yacimiento que sea representativa de la saturación
de petroleo, la permeabilidad y heterogeneidad del resto del yacimiento
• 2. estar compuesto de un arreglo sencillo o multiple de cinco pozos, con los
productores estimulados.
• 3. tener gastos de inyección para cada pozo inyector, proporcionales al productor de la
porosidad por el espesor productor neto del áreas que rodean a cada inyector.

PROBLEMAS ASOCIADOS Y CONCIDERACIONES
PRACTICAS
• 1. TIEMPO OPTIMO PARA EL INICIO DE UN PROCESO DE INYECCION
DE FLUIDOS
• Mecanismos de producción
• Presión inicial
• Presencia de tamaño de acuíferos y capa de gas.
• Propiedades de los fluidos
• Presión de burbuja

• ANALISIS DE GRAIG
Para maximizar el recobro de petróleo, la presión
optima en el yacimiento a la cual se debe invadir es la
del punto de burbuja.
En este caso, la presión de inyección debe estar entre
200 y 300 PSI por encima de la presión de burbuja.
VENTAJAS /DESVENTAJAS
• Viscosidad
• Factor Volumétrico
• Relación de solubilidad

ESQUEMA DE INYECCION
• En yacimientos homogeneos por experiencia es factible realizar la inyección en la
periferia
• En yacimientos Heterogeneos y baja permeabilidad, es conveniente inyectar y
producir los fluidos por arreglos de pozos.
• Arreglos de pozos 5,7 y 9 en yacimientos con pozo buzamiento y cierto grado de
heterogeneidad.
• Se utiliza arreglos en líneas en yacimientos inclinados, para lograr un buen frente de barrido.

PERFORACION INTERSPACIANDA
El numero optimo de pozos para desarrollar un yacimiento es
proporcioanl a la cantidad de petróleo in situ. Asi los yacimientos de
mayor espesor se deben desarrollar con un espaciamiento menor
que los delgados.
Entre mas adversa se la razón de movilidad M>1 mas pequeño debe
ser el espaciamiento para incrementar la eficiencia de barrido.
Yacimientos heterogéneos
En yacimientos heterogéneos con grandes contrastes areales de
permeabilidad, el pozo interespaciado se justifica si puede drenar un
volumen grande de petróleo.

• Yacimientos Uniformes
La exploración con espaciado optimo solo contribuye a
acelerar la producción y no aumentar las reservas o el recobro
final.
Yacimientos con empuje hidráulico
Se requiere un adecuado numero de pozos para asegurar una
buena eficiencia de barrido. Estos se traduce en un espaciado
pequeño de los pozos.

• Resultado de campo,
• Yacimiento carbonatos: para estos yacimientos los resultados de campo an
llevado a la conclusión que la perforación en los yacimientos de carbonato
incrementa económicamente las reservas de los proyectos de inyección de agua
en su fase subordinada.
• Yacimientos Clasticos.
En estos yacimientos se puede quedar petróleo remanente potencialmente
recuperable por inyección de agua, a consecuencia de la pobre continuidad de las
arenas o grandes contrastes de permebilidad entre cuerpos de arena vecinos.
Estas condiciones típicamente ocurren en depósitos fluviales o en combinaciones
de canal – barra de desembocadura.

• PROBLEMAS OPERACIONALES
• Heterogeneidad del yacimietnto
Es uno de los factores por la cual muchos proyectos re inyección o recuperación
mejorada fallan, por la incertidumbre que se encuentra en los yacimientos.
Variación areal y vertical de la permeabilidad
Fracturas naturales e inducidas
Permeabilidad direccional
Falta de comunicación entre los pozos de inyección y producción.
Cuando el yacimiento es muy heterogéneo es preferible no someterlo a procesos de
desplazamiento de pozo a pozo, pero si realizar estimulación de pozos productores.
Si la heterogeneidad es limitada, se puede intentar inyección selectiva en las arenas
mas continuas y de mejor desarrollo, y perforar pozos interespaciados.

• RAZON DE MOVILIDAD
Una razón de movilidad desfavorable M>1 produce:
• Inestabilidad viscosa del frente de invasión.
• Pronta irrupción del fluido desplazante en los pozos productores.
• Baja eficiencia de barrido
Para evitar la inestabilidad viscosa se recomienda tener en cuenta los siguientes limites de
viscosidad en proyectos de inyección.
Para agua μo < 50-60 cp
Para mejorar la razón de movilidad existen:
Inyección de soluciones de polímeros
Inyección de dióxido de carbono
Procesos térmicos de recobro

• SEGREGACION GRAVITACIONAL
En yacimientos horizontales el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena y el gas tiende
a ocupar el tope, produciéndose bajas eficiencias verticales de barrido debido a la segregación
gravitacional.
ALTA WOR
Los problemas mas frecuentes son.
• Rápida declinación de la producción de los pozos
• Aumento de los costos del manejo de agua producida.
• Aumento de los problemas de deshidratación del petróleo.
• Deterioro de la productividad de los pozos por migración de finos.
• Arenamiento de los pozos
• Producción de arena que deteriora las facilidades de producción.
• Cierre prematuro de los pozos por alta producción de agua hasta el corte de agua.

El aumento del WOR se puede controlar
• Si la producción de agua y petróleo proviene de lentes o zonas diferentes, el tratamiento
mas adecuado es taponear las zonas productoras de agua con cemento, resinas o geles de
silicato.
• Si el agua y el petróleo provienen de la misma arena, o de zonas difíciles de distinguir
cuales producen agua y cuales petróleos, es preferible usar barreras selectivas en todas las
zonas por medio de polímeros hidrosolubles que bloquean la producción de agua sin
afectar la producción de petróleo y gas.

PRECENCIA DE ARCILLAS
• Reducción de permeabilidad por hinchamiento y dispersión – migración de las arcillas
• Aumento de la saturación irreducible de agua
• Alteración de la respuesta de los registros eléctricos
• Declinación de las tasas de inyección y producción en proyectos de inyección de agua

FLUIDOS DE BAJA CALIDAD
Una calidad pobre del agua de inyección, produce graves problemas en los pozos los
cuales requerirán constantemente trabajos costosos de reacondicionamitno tales como
suabeo, limpieza, acidificación y fracturamiento limitado para mantener, a un nivel
aceptable, su inyectividad.
Los problemas que producen.
• Elevadas presiones de inyección
• Reducción de la eficiencia de barrido y por lo tanto del recobro de petroleo.
• Corrosión en los pozos de inyección
• Taponamiento de la formacion y reducción de la inyectividad.
• Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección.

Tratamiento del agua.
• Para remover solidos se utiliza la filtración
• Para prevenir la corrosión y deposición de sales metálicas, se realizan
tratamientos químicos.
• Para reducir el contenido de crudos, se inyecta un tapon de detergente para
limpiar la cara de la arena.
• Para eliminar lo gases corrosivos, se realiza una aireación.
• Para reducir las bacterias, se trata qimicamente el agua con cloro, aminas,
fenol o compuestos amonicales.

Procesamiento de agua para la inyección de
agua
• Tratamiento de agua para no generar problemas con el yacimiento o
formación de contacto
• Planta de Tratamiento del agua
• Análisis de compatibilidad.
• Incompatibilidad entre agua de formación y agua del inyector
• Pruebas de Fall-Off test

Tratamiento de Agua
• Fundamentos químicos
• Fundamentos de agua
• Fundamentos de inyección de agua
PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE INYECCION
• Procesos físico – químicos previos a la inyección
• Tratamiento de agua para la inyección
• Problemas comunes
PRUEBAS Y ANALSIS ANTES DE LA INYECCION
• Analisis de compatibilidad
• Pruebas Fall off Test

LA PERFECCION ES UNA PULIDA COLECCIÓN DE ERRORES
MARIO BENEDETTI ( 1920-2009)

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