154
'f
Chapter 7
REFERENCES l. Garb, F. A. " Oil and Gas Reserves Classification, Estimation, and Evaluation," jPT (March 1985): 373-390. 2. Stermole, F.J. andj. M. Stermole. EconomicEvaluation andlnvestmentDecision Methods, 6th ed. Golden, CO: Investment Evaluation Corporation, 1987. 3. Seba, R. D. "Determining Project Profitability," JPT (March 1987): 263-71. 4. Garb, F. A. "Assessing Risk In Estimating Hydrocarbon Reserves and in Evaluating Hydrocarbon-Producing Properties," JPT (June 1988): 765-68. 5. Rose, S. C., J. F. Buckwalter, and R. J. Woodhall. ''The Design Engineering Aspects ofWaterflooding," SPE Monograph 11, Richardson, TX, 1989. 6. Hickman, T. S. "The Evaluation ofEconomic Forecasts and RiskAdjustments in Property Evaluation in the U.S.," JPT (February 1991): 220-25. 7. Evers, J. F. "How to Use Monte Cario Simulation in Profitability Analysis." SPE paper 4401 presented at the SPE Rocky Mountain Regional Meeting, Casper, WY, May 15-16, 1973. 8. Pariani, G. J. et al. "An Approach to Optimize Economics in a West Texas C02 Flood." SPE Paper 22022 presented at the SPEHydrocarbon Economics and Evaluation Symposium held in Dallas, Texas, April 11-12, 1991.
CHAPTER
8
Improved Recovery Processes Métodos primarios que utilizan la energía natural del depósito (es decir, impulsión de la expansión del líquido y de la roca, impulsión del gas de la solución, impulsión de la cápsula del gas, afluencia natural del agua, y procesos de la impulsión combinados) y métodos secundarios que aumentan energía natural por la inyección de fluido Las inundaciones combinadas gas-agua) dejan de un tercio a la mitad o más del aceite original en su lugar. Esto significa que más aceite se dejará sin recuperar que ha sido o será producido por métodos primarios y secundarios. Además, con ciertos depósitos de petróleo pesado, arenas de alquitrán y esquistos de petróleo, hay recuperación insignificante por métodos primarios o secundarios. Por lo tanto, es evidente que en última instancia, se deben emplear técnicas de recuperación de oxígeno mejorado (EOR) para adquirir estos enormes recursos energéticos. Los procesos EOR incluyen todos los métodos que utilizan fuentes externas de energía y / o materiales para recuperar aceite que no se puede producir económicamente por medios convencionales. Los procesos EOR pueden clasificarse ampliamente como: l. Thermal--steamflooding, hot waterflooding, and in situ combustion. 2. Nonthermal-chemical floods, miscible floods, and gas drives. Este capítulo proporciona aspectos de la ingeniería del yacimiento de la inundación de agua y una visión general de los procesos mejorados de recuperación de petróleo. El conocimiento básico de estos métodos de recuperación y sus aplicaciones son necesarios para la gestión del embalse de sonido. Para mayor información, este capítulo también presenta una revisión de las teorías y conceptos relacionados con el flujo de fluidos en los embalses (flujo constante, flujo de estado inestable, flujo de agua natural y desplazamiento inmiscible).
WATERFLOODING La inyección de agua es el método de recuperación post-primaria más utilizado en los Estados Unidos y que contribuye sustancialmente a la producción y las reservas actuales. La tecnología de la inundación de 155 agua engloba
\, .
'
'�
\ '1.
156 'f Chapter 8
Improved Recovery Processes
El depósito y la ingeniería de producción.1 • 2 Los ingenieros de los depósitos son responsables del diseño del agua, la predicción del rendimiento y la determinación de reservas. Comparten responsabilidades con los ingenieros de producción para la implementación, operación y evaluación del proyecto de inundación. Esta sección presenta una revisión de aspectos de ingeniería de yacimientos de inundación de agua.
Flood Pattern Los patrones de inundación comúnmente utilizados (es decir, los arreglos de pozos de producción de inyección) se muestran en la Figura 8-1 y sus características se dan en la Tabla 8-1. También se utilizan inyectores situados alrededor de la periferia de un depósito, inyección periférica ya lo largo de la cresta de pequeños depósitos con características estructurales agudas, inyección crestal.
Reservoir Heterogeneity Los depósitos no son uniformes en sus propiedades tales como permeabilidad, porosidad, distribución de tamaño de poro, humectabilidad, saturación de agua connata y propiedades de fluido. Las variaciones pueden ser superficiales y verticales. La heterogeneidad de los embalses se atribuye a los ambientes de deposición y sucesos posteriores, así como a la naturaleza de las partículas que constituyen los sedimentos. Las prestaciones de los embalses, ya sean primarias o inundables, están fuertemente influenciadas por su heterogeneidad. Los métodos comúnmente utilizados para caracterizar la estratificación de permeabilidad vertical son:
P I d a EA
= = = = =
P/1 Regular 1 1
P/1 Inverted
2
1/2 1 2
1
1/2
1/3
3
d/a
1 1 0.866 1/2 0.866 1/2
EA,%
56 78 72
-80
number of production wells number of injection wells distance from an injector to the line connecting two producing wells distance between wells in line in regular pattern areal sweep efficiency at water breakthrough at a producing well for a water-oil mobility ratio = 1
157
FIGURE 8-1. Flood Patterns (a)
I I •
•
I I •
•
-
I
}
I
I
•
•
I I
•
Direct Une Orive
•
•
I I I
•
•
•
I I
• •
I I
• •
Five - Spot (Regular)
(H)
fI •
I
•
•
(7=1-)
(e)
•
-
I I
Staggered Line Orive
(H·)
I
( b)
(e)
I
I
I
I
I
I
I
I
I
(d)
I I
•
I I
•
I I
• • •
Five - Spot (lnverted)
(T=t) (1)
I I I I
I, •
.\ '\ .
··,\
'· ·.
1• � ,\ .
I¡ ;•.
1
l,¡¡.: \ ..,;1
L Distribución de la capacidad de flujo (permeabilidad X espesor), que se evalúa a partir de una parcela de la capacidad acumulada frente a cumulaTABLE 8-1. Characteristics of Waterflood Patterns Pattem Direct Line Orive Staggered Line Orive 4-Spot 5-Spot 7-Spot 9-Spot
'f
.,
Seven - Spot (Regular)
(r=})
Seven - Spot (lnverted)
(r=t) (h)
158
T
Improved Recovery Processes
Chapter 8
FIGURE 8-1.
F1ood Patterns (continued)
•
(i)
I
I I I I I
•
I • I • I I I I I Nine - Spot (Regular)
(j)
I •
•
• •
(f=f)
(k)
• I • I •
•
•
•
I I I I
(n) Lease B
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Cooperativa Leaseline lnjection
• •
• • • • • •
LeaseA
•
I • I • I
Lease B
I •
I I •
Compensatin9 Leasehne lnjection
159
De un depósito con permeabilidad en capas (véase la figura 8-2). Para una permeabilidad uniforme, la distribución de capacidad se representaría como la línea recta. La desviación de esta recta es una medida de la heterogeneidad debida a la variación de permeabilidad. 2. 2. El coeficiente de Lorenz, que se basa en la distribución de la capacidad de flujo, es una medida del contraste en la permeabilidad del caso homogéneo. Se define por la relación del área ABCA al área ADCA (véase la figura 8-2), y varía de O (uniforme) a 1 (extremadamente heterogéneo). No es una medida única de la heterogeneidad del yacimiento, ya que varios! Las diferentes distribuciones de permeabilidad pueden producir el mismo valor del coeficiente de Lorenz. 3. 3. El factor de variación de la permeabilidad de Dykstra-Parsons3 se basa en la distribución de permeabilidad normal logarítmica (ver Figura 8-3). Estadísticamente, se define como:
V= k -:_ka k
(8-1) \ '
where: k = mean permeability (i.e., permeability at 50% probability) ku= permeability at 84.1 % of the cumulative sample La variación de permeabilidad varía de A (uniforme) a 1 (extremadamente heterogénea), y se utiliza ampliamente para caracterizar la heterogeneidad del yacimiento.
Five - Spot by lnfill Drilling
Five - Spot by Well Conversion
(m)
(I)
:1111:1: • I•I•I •I• • I•I•I •I • • I•I•I•I•
• I • I • • • • • •
LeaseA
•
I • • •
Nine - Spot (lnverted)
(f=i)
;t;�;
•
• • • I • •
T
FIGURE 8-2. F1ow Ca pacity Distribution
• • • • • •
0.8
c5 z.
0.6
� 0.4
�
0.2
o.4
o.6
o.e
Cumulative Thickness, h, Fraction
1.0
T
160
Chapter 8
FIGURE 8-3.
Improved Recover y Processes
Permeability Variation
FIGURE 8-4.
Permeability Variation
100
T
161
Oil Displacement by Waterflood
A. Areal Displacement of Top Layer
• -�
"Unswept" Area
V=�
A
A'
t_
10.1
•0495
� 10 CD
E :;;
j
% o! Total Sample Having Higher Permeability 1 JoLt� 0-'.1'--�..L-��-:'::10,.....-::2�0 _._-:'::_._6�0,-'---::8'::-0�90,---=:95:--::�99 98 40
..
Mobility Ratio
M
Aw in the water contaded partion A.0 in the oil bank
(8-2)
B. Vertical Displacement (crossection A-A')
Water
Oil & ater r
t
where:
A. k,
µ w,o
'
'1 •
\,\; \, ·,
Mobility ratio is defined as
mobility = k/µ relative permeability viscosity, cp subscripts denoting oil and water, respectively
1---'-'--=-=.;.;.;.,,;...;...;.,i
Las permeabilidades relativas son para dos regiones diferentes y separadas en el depósito. Craig1 sugirió calcular la relación de movilidad antes de la penetración de agua (es decir, krw a la saturación media de agua en la región barrida) y k10 en la zona no barrida. Recovery Efficiency La eficiencia global de recuperación de la corriente de agua viene dada por (ver Figura 8-4): (8-3)
Water Oil
a;
I
, I 1 , ' 1 I
I
"'d.
I
I
After Flood (Swept Area)
Water
t
"Swept " Zone 1-:.:..:..:..:.�.:..:.-.:.�t::::n-- "Unswept" Zone ....... . .. .. ...... .. ..
1
,
I
f
\\ \\
\ \
\ \
�Water Rock �Oil Before Flood (Unswept Area)
,,\... 1'' f' '
,, \ 1
IJ-.. �
162
T
Ch apter 8
Improved Recovery Processes
where:
FIGURE 8-5.
ER = overall recovery efficiency, fraction or percent = displacement efficiency within the volume swept by water, fraction, or percent Ev = volumetric sweep efficiency, fraction or percent of the reser voir volume actually swept by water,
Experimental Waterflood Performance
Jrom Trans. AIME, 1955.5)
T
163
(Copyright © 1955, SPE,
E0
La eficiencia de desplazamiento (Ecuaciones D-17 y D-18 en el Apéndice D) está influenciada por las propiedades de las rocas y los fluidos, y el rendimiento (volúmenes de poros inyectados). Puede ser determinado por (1) inundaciones de laboratorio, (2) teoría de avance frontal, y (3) correlaciones empíricas. El método preferido para la obtención de Sor y E0 es la utilización de núcleos de núcleos de laboratorio, idealmente utilizando núcleos de formación representativos y fluidos de reservorio reales. La teoría del flujo fraccional4 (véanse las ecuaciones D-12 a D-18 en el Apéndice D) puede usarse para estimar Sor y E0 , Pero requiere curvas de permeabilidad relativa agua-aceite medidas. Alternativamente, también se pueden usar correlaciones empíricas tales como Croes y Schwarz5 basadas en los resultados de los flujos de agua de laboratorio (ver Figura 8-5).
700
�i--�--t-�---ti'Cff-'1'tlt:f:;111'f't-tff:.-/Jl:=:�P'/rj.�{ffft+t/ �1-------l r-600t-----+---+----!I
SOO¡------t----1---t,<-;f-t7'±1::#ff-¡:¡:.l/ff'ff--flt'ff-..¡.:J'l:/-f'YJ,JIIV-+-U----+-� 4001------+---+--
300
2001------+---"' 100 1------+-e
0 :-.......:a;=: 7 ==:1 �=:i :----..1__---1..__L__--1___-1.___1___J 20 1 0 o 3o 40 50 60 70 80 90 100
Cumulative Oil Production in % Oil in Place
Volumetric sweep efficiency is defined by:
�I,
(8-4) where: EA = areal sweep efficiency-fraction of the pattern area or intend ed flood area that is swept by the displacing fluid (i.e., water) E1 = vertical or invasion sweep efficiency-fraction of the pattern thickness or intended thickness that is swept by the displacing fluid (i.e., water) Los factores que determinan la eficiencia del barrido de los areales o patrones son el tipo de patrón de inundación, la relación de movilidad, el rendimiento y la heterogeneidad del yacimiento. La eficiencia de barrido regional para diversos patrones se ha estudiado usando modelos físicos y matemáticos. Para el patrón de cinco puntos, las correlaciones más frecuentemente usadas son las de Dyes, Caudle y Erickson. 6 La Figura 8-6 presenta la eficiencia de barrido de superficie correlacionada con la relación de movilidad M y el corte de agua como una fracción del flujo total que proviene de la porción barrida del patrón. Movilidad y los volúmenes desplazables inyectados. El volumen desplazable, V0 • se define como el agua acumulada inyectada como una fracción del producto del volumen de poro del patrón y la eficiencia de desplazamiento de la inundación. Debe tenerse en cuenta en las correlaciones de que la eficiencia de barrido de superficie aumenta después de la penetración de agua para todas las relaciones de movilidad. Para relaciones de movilidad favorables (es decir, M: S $ ₁ $), se puede obtener una eficiencia de barrido del 100% con una inyección prolongada de agua.
FIGURE 8-6.
Effect of Mobility Ratio on Water Cut for the Five-S po t Pattern
(Copyright© 1954, SPE, from Trans. AIME, 1954.6)
•
.
... \
·,,\ ,\!
·•
\ �� � 1 '�
, 1 1
�... �
2.0
4.0
Reciproca! of Mobility Ratio
6.0 8.0 1 O
164
'f
Improved Recovery Processes
Ch apter 8
FIGURE 8-7.
Effect of Mobility Ratio on the Displaceable Volumes Injected for
the Five-Spot Pattern
(Copyright© 1954, SPE, from Trans. AIME, 1954 6)
90
70
60
0.2
0.4
0.6 0.8 1.0
2.0
4.0
6.0 8.0 10
Reciproca! of Mobility Ratio
1
La inyectividad del agua se define como la tasa de inyección por unidad de diferencia de presión entre los pozos de inyección y producción. Una disminución drástica de la inyectividad del agua se produce durante el período inicial de la inyección en un depósito agotado por la unidad de gas de solución (Figura 8-8). Después de fi.11up, la variación de la inyectividad depende de la relación de movilidad. Se mantiene constante en el caso de la relación de movilidad unitaria, aumenta si M> 1 (desfavorable), y disminuye si M <1 (favorable).
Existen muchos métodos clásicos publicados para predecir el desempeño de la inundación.1 Los métodos de predicción comúnmente usados, que se ocupan principalmente de la heterogeneidad del yacimiento pero que consideran el desplazamiento del pistón, son:
a,
I,
La eficiencia de barrido vertical (o de invasión) está influenciada por la heterogeneidad del yacimiento, la relación de movilidad, el flujo cruzado, la gravedad y las fuerzas capilares. Las propiedades del depósito, tales como la permeabilidad, la porosidad, la distribución del tamaño del poro, la humectabilidad, la saturación de agua connata e incluso las propiedades del aceite crudo pueden variar significativamente. Las variaciones pueden ser superficiales y verticales. La variación de permeabilidad tiene la mayor influencia en la eficiencia de barrido vertical. Las permeabilidades horizontales varían con la profundidad debido al cambio en los ambientes de deposición y eventos geológicos posteriores. El agua inyectada se mueve preferentemente a través de zonas de mayor permeabilidad. En una roca preferentemente húmeda en agua, el agua se absorbe en las zonas permeables inferiores adyacentes a partir de las zonas permeables superiores debido a las fuerzas capilares. Además, el agua inyectada tiende a fluir hacia el fondo del depósito debido a la segregación por gravedad. El efecto neto de estos factores es influir en la eficiencia de barrido vertical de un proyecto de agua.
• • Método Dykstra-Parsons3 basado en una correlación entre la recuperación del flujo hídrico y la razón de movilidad y el factor de variación de permeabilidad (Figura 8-9). • • Método Stiles9 que representa las diferentes posiciones frontales de inundación en capas aisladas lineales llenas de líquido que tienen diferentes permeabilidades. La variación de permeabilidad de las capas y las capacidades de flujo de la capa se utilizan para derivar la recuperación del aceite y las ecuaciones de corte de agua. • • Método Prats-Matthews-Jewett-Baker10 basado en una correlación de la recuperación de petróleo, incluyendo los efectos combinados de la relación de movilidad y la eficiencia de barrido de superficie, y considerando la presencia de FIGURE 8-8.
Water lnjectivity Variation in a Radial System
SPE, from SPE Monograph 3, Richardson, TX, 1971 1)
Injection Rates ¡,11 ' 1.11 11
i1'11 ':11 i
!'ii '
ilil'
165
Performance Prediction Methods
a, 80
� o
'f
La tasa de recuperación de aceite y, por lo tanto, la vida de una corriente de agua depende de la tasa de inyección de agua en un depósito. La tasa de inyección, que puede variar a lo largo de la vida del proyecto, está influenciada por muchos factores. Las variables que afectan las velocidades de inyección son las propiedades de las rocas y los fluidos, las áreas y las movilidades fluidas de las regiones barridas y no barridas, y la geometría del aceite (es decir, el patrón, el espaciamiento y los radios del pozo). Muskat7 y Deppe8 proporcionaron ecuaciones de tasas de inyección para patrones regulares con una relación de movilidad de unidad y sin saturación de gas libre. Craig1 presentó una tabla de estas ecuaciones en su monografía.
M =1
-------���- Fillup of Gas Space
Cumulative lnjected Water Volume
(Copyright© 1971,
....
166
,
Chap t er 8
FIGURE 8-9.
Improve d R e c overy Process es
Dykstra-Parsons Waterflood Recovery Correlations
ary Recove ry of Oil in the United S tates, second edition, API, 19503) 1.0
0.9 0.8
0.7
0.6 0.5
0.4
0.3
0.2 0.1
O.O
WC=50%
�
�
,.__
,__
--
ER(1·Sw) = .01
I'
t-.
o
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1:� �
0.00
0.6
0.5
ro...
-, � � :¡.::,"'� '
"-
1.00
0.4
0.3
10.0
100
0.1
o.o
Permeability variation plotted against mobility ratio, showing lines o! constan! E A (1-Sw)for a producing WOR ot 1.
-
0.9
............
0.8 07
r-
0.5
........_
I'-,. i'...
0.4 0.3
0.1
1,
............
0.6
02
�i
WC=83.3%
20 ,.25
N'
O.O O.DO
r.� 45
1.00
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15
r
·�·0 72Sw) = 01
"'' ",' " ' '-'
10.0
Mobility Ratio, M
0.00
0.9 0.8
0.2
100
Permeability variation plotted against mobility ratio, showing lines of constan! E R (1-0.72 Sw) tor a producing WOR o! 5.
'"
!'r,_
r-..... " �
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t--
10.0
Mobility Ratio, M
........
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100
0.1
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WC=99%
0.4
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1.00
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-'
1.0
0.5
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35
..._19............
Permeability variation plotted against mobility ratio, showing lines ot constan! E R (1-0.52 Sw) tor a producing WOR o! 25.
0.6
ts
ts I"ts
5
50
0.7
i'...
.•J
25
......_ 40
0.2
Mobility Ratio, M
1.0
r-........ ........ !',,._
0.7
ER(1-0.52$w) = .01
05-L..-i.-
i-2' ,_
0.8
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ij :it
WC=96.2%
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1.0
1 11111
(After Second
O.O O.DO
�
R (1-0
1.00
45
�
l
35"' "
''
I'.. "
-
'
'
!',,._ r10.0
_,...
Mobility Ratio, M
100
Permeability variation plotted against mobility ratio, showing lines ot constan! E R (1-0.40 Sw) tor a producing WOR ot 100.
gas prior to waterflooding and variation in injectivity through the life a flood. Los métodos de predicción comúnmente utilizados que se ocupan principalmente de los mecanismos de desplazamiento son: • • Método Buckley-Leverett4 considerando el desplazamiento inmiscible de aceite por agua en un sistema lineal o radial. La modificación de Welge11 en la ecuación de avance frontal simplificó grandemente su uso. • • Método de Craig-Geffen-Morse1 basado en una ecuación de Welge modificada y correlaciones de eficacia de barrido de área en y después de la ruptura. El Craig, et al. Es uno de los métodos de predicción más completos y prácticos disponibles para el patrón de 5 puntos.
,
167
La Tabla 8-2 lista las características de Dykstra-Parsons, Stiles, Prats, et al., Buckley-Leverett y Craig, et al. Métodos de predicción. Se puede ver que estos métodos se basan en muchos supuestos restrictivos. La herramienta de predicción de rendimiento de agua más completa es un simulador de reservorio. Hoy en día, los simuladores de modelo de aceite negro se utilizan ampliamente para la predicción del rendimiento del agua. Estos modelos permiten incluir descripciones detalladas de yacimientos y propiedades de roca y fluidos medidos en laboratorio para predicciones más precisas. Una de las ventajas es la facilidad de estudiar los efectos de las estrategias alternativas de operación. El tipo y tamaño de los patrones, la perforación de relleno, el efecto de los patrones irregulares, la programación de la tasa de inyección, las capacidades de elevación, las terminaciones zonales, se pueden variar simplemente y los efectos observados. Muchos años de vida del proyecto pueden repetirse bajo diferentes estrategias operativas en unos segundos de tiempo de computadora de alta velocidad. La Figura 8-10 compara las curvas simuladas de recuperación de petróleo con los resultados de la inundación de 5 puntos de laboratorio reportados por Douglas et al.12 Se simuló un rendimiento de patrón de 40 acres y 5 puntos para el agotamiento primario parcial seguido por la inundación de agua. Las propiedades de la roca y del fluido fueron comparables al ejemplo del problema de la escasez de agua que se da en la monografía de Craig.1 Los resultados simulados para los casos homogéneos y estratificados con y sin permeabilidad vertical se muestran en las Figuras 8-11-8-15. La Figura 8-16 compara la simulación y las soluciones clásicas de agua de desagüe. Aunque las recuperaciones finales calculadas por los diferentes métodos se comparan favorablemente, los resultados simulados muestran considerablemente TABLE 8-2. Features of Classical Waterflood Predic tion Methods DykstraPrats BuckleyParsons Stiles et al. Leverett
Linear Flow Piston-Like Frontal Cross-Flow Areal Vertical Initial Gas Saturation Sweep Areal Vertical Mobility Ratio Stratification Pattem 5-Spot Other
X
X
Craig et al.
X X
X
no no no
no no no
no no yes
no no no
no no yes
no yes yes yes
no yes yes
yes yes yes yes
no no yes no
yes yes yes yes
no no
no no
yes no
no no
yes no
1.0
'>1-, ,
1
'
l,
•
lt
....
,· ....... ,,,\
'( \
'
1 70
T
Improved Recovery Processes
Chapter 8
FIGURE 8-14. Oil
Primary Followed byWaterflood, Gas-Oil Ratio vs. Cumulative
FIGURE 8-16. Solutions
T
171
Comparison of Simulation and Classical Pattern Waterflood
50 45
m
4000
c..
5 � o
ti;
u: o
en
o
-a:� O
3000
2000
*6x6x1 o 6x6x3, kz=O O 6x6x3, kz>O
•: •: •: •: •:
25
O 6X6X3, KZ=O e 6X6X3, KZ>O t. Stiles .6. Dykstra Parsons OCGM • Prats
20 15 10
Water lnjected, PV
2 O Cumulative Oil, MSTB
Primary Followed by Waterflood, Water-Oil Ratio vs. Cumula
less total water injection than the other methods. Less water injection translates into shorter project lif e and favorable economics.
ENHANCED OIL RECOVERY PROCESSES
30
en *6x6x1 o 6x6x3, kz=O O 6x6x3,_ kz>O
en
a:
30
o +---'--,1.+---+---+---+--4----1----lf---�----I 0.00 0.15 0.30 0.45 0.60 0.75 0.90 1.05 1.20 1.35 1.50
40-------------------,
o
Q)
35
5
1 O
m
a:
i5
/rj ,•:i
�.;rJ.�;!¡:;;..#�--"'··6!1,__,, __ �*::,e-� 0--1-----,---,---.....-----,---,-----.----,-----1
FIGURE 8-15. tive Oil
Q)
40
20
10
Cumulative Oil, MSTB
Durante las últimas cuatro décadas, la industria del petróleo se ha dedicado a la investigación y desarrollo de varios procesos de recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) necesarios para producir petróleo dejado por métodos convencionales. En general, los procesos convencionales dejan atrás de un tercio a la mitad del aceite original en el lugar. Además, la mayoría de los 300.000 millones de barriles o más de recursos de hidrocarburos en los Estados Unidos no es recuperable por métodos convencionales. La explotación de esta enorme fuente de energía sin explotar es el mayor desafío que enfrenta la industria petrolera. Conventional methods of recovering crude oil include: • • Métodos primarios que usan energía natural del reservorio (es decir, unidad de expansión de líquido y roca, impulsión de gas en solución, accionamiento de tapón de gas, flujo de agua natural y procesos de accionamiento de combinación). • • Métodos secundarios que aumentan la energía natural mediante inyección de fluido (es decir, inundaciones combinadas de gas, agua y gas-agua). Hay básicamente tres factores físicos que conducen a la alta saturación de aceite restante después de la recuperación primaria y secundaria:
172
T
Chapter 8
�ºº�
l. High oil viscosity. 2. lnterfacial forces. 3. Reservoir heterogeneity.
- o o
Los procesos mejorados de recuperación de petróleo incluyen todos los métodos que utilizan fuentes externas de energía y / o materiales para recuperar aceite que no se puede producir económicamente por medios convencionales. Los procesos EOR pueden clasificarse ampliamente como: • • Métodos térmicos: estimulación con vapor, vaporización, accionamiento de agua caliente y combustión in situ. • • Métodos químicos: polímero, surfactante, cáustico, y micelar / polímero. • • Métodos miscibles: gas hidrocarburo, C02 y nitrógeno. Además, también se pueden considerar los gases de combustión y la inundación parcial de gas miscible / inmiscible.
l!l 1 1
-
t-
o
oo o o o
000
------------------------------·
Secondary Recove ry
·------------------------------
Combustion Steam Soak/Cyclic/ H uff and Puff Steam Drive/Flood Hot Water Orive Electromagnetic
Gas Miscible/ lmmiscible Hydrocarbon C02 Nitrogen FlueGas
Tertiary Recovery
Water
Chemical Alkaline Polymer Micellar/Polymer Foam
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TABLE 8-3. EOR Recovery Mechanisms (jrom OGJ (OC] Special), April 199213)
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Los mecanismos y métodos de recuperación más elaborados se presentan en la Tabla 8-3. 13 Los procesos de EOR podrían aumentar sustancialmente la producción nacional. Durante los próximos 20 años o más. Las Tablas 8-4 y 8-5 presentan una lista de
Primary Recovery
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FIGURE 8-17. U.S. EOR production climbs as projects decrease (from OGJ (OGJ special), April, 1992 JJ)
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active U.S. EOR projects and production, respectively. Mientras que los proyectos están disminuyendo, la producción de EOR está aumentando (véase la Figura 8-17). Las recuperaciones de crudo primarias, de agua y EOR estimadas en 1992 son de 3.9, 4.0 y 0.761 millones de barriles por día, respectivamente.re 3.9, 4.0 a nd,
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EOR PROCESS CONCEPTS
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El objetivo de los procesos de EOR es movilizar el aceite "residual" en todo el embalse. Esto se logra mejorando el desplazamiento microscópico del óxido y las eficiencias de barrido volumétrico. La eficiencia de desplazamiento de aceite se incrementa disminuyendo la viscosidad de aceite (por ejemplo, inundaciones térmicas) o reduciendo las fuerzas capilares o la tensión interfacial (por ejemplo, inundaciones químicas). La eficiencia de barrido volumétrico se mejora disminuyendo la movilidad del agua de accionamiento (por ejemplo, inundaciones de polímero). Si la movilidad (permeabilidad / viscosidad) de la fase de desplazamiento es mayor Que la fase desplazada, la relación de movilidad (véase la ecuación 8-2) es
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1 76
T
Cha pter 8
Improved Recovery Processes
desfavorable. Esta situación no es deseable debido al mecanismo de desplazamiento ineficiente. La relación de movilidad puede hacerse más pequeña disminuyendo la viscosidad del aceite, aumentando la viscosidad de la fase de desplazamiento, aumentando la permeabilidad del aceite o disminuyendo la permeabilidad de la fase de desplazamiento. Otro parámetro que desempeña un papel muy importante en EOR es el número capilar que es un grupo adimensional que expresa la relación de fuerzas viscosas a interfaciales:25
N
cap
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(8-5)
acoso
wEn este caso la velocidad frontal (q / Aq), q el caudal, A el área de la sección transversal, t /> la porosidad, la tensión interfacial entre el aceite y el agua con su ángulo de contacto y la viscosidad del agua. Abrams26 incluyó el efecto de un núcleo húmedo de agua modificando este grupo a: N = vµ w ( µ w ) 0.4 (8-6) cap acosfJ µo where µ0 is the oíl viscosity. A medida que aumenta el número de capilares en un proceso EOR, la saturación de óxido residual disminuye. Se obtiene un aumento en el número de capilares aumentando el gradiente de presión, disminuyendo la viscosidad de aceite o disminuyendo la tensión interfacial. Para el desplazamiento miscible, la tensión interfacial se aproxima a cero, y la eficiencia de desplazamiento de óxido en la escala microscópica es muy buena. No hay un solo proceso que pueda ser considerado como una "cura" para recuperar el aceite adicional de cada reservorio. Cada proceso tiene su aplicación específica. Antes de iniciar un proceso EOR, se deben analizar las propiedades de las rocas y los fluidos del yacimiento y la historia de la producción pasada. También es importante revisar el proceso de recuperación secundaria precedente para determinar las principales razones por las que se dejó el óxido residual en ese yacimiento. Los factores que afectan fuertemente el éxito de una inundación de agua también afectarán generalmente al éxito de un proyecto terciario posterior. Se discuten los siguientes métodos, incluyendo la descripción del proceso, los mecanismos de producción, las limitaciones, los problemas y las guías técnicas de evaluación: • Thermal Methods Steam Stimulation Steamflooding (Table 8-6) In-Situ Combustion (Table 8-7) • Chemical Methods Polymer Flooding (Table 8-8) Surfactant/Polymer Flooding (Table 8-9) Caustic Flooding or Alkaline Flooding (Table
TABLE 8-6.
1 77
Steamflood.ing (Copyright© 1983, SPE, .from paper 12069 14)
Description
El proceso de impulsión del vapor o vaporización implica la inyección continua de aproximadamente 80% de vapor de calidad para desplazar el petróleo crudo hacia pozos productores. La práctica normal es preceder y acompañar la impulsión del vapor por una estimulación cíclica del vapor de los pozos productores (llamados huff y soplo).
Mechanisms El vapor recupera el crudo por: • • Calentar el aceite crudo y reducir su viscosidad. • • Suministrar presión para conducir el aceite al pozo productor.
TECHNICAL SCREENING GUIDES Crude Oil
Gravity Viscosity Composition
Reservoir
Oil Saturation Type of Formation
Net Thickness Average Permeability Transmissibility Depth Temperature
< 25º API (normal range is 10-25º API)
> 20 cp (normal range is 100-5,000 cp) Not critical but sorne light ends for steam distillation will help
> 500 bbl/acre-ft (or > 40-50% PV)
Sand or sandstone with high porosity and permeability preferred > 20 feet > 200 md (see Transmissibility) > 100 md ft/cp 300-5,000 ft Not critical
Lim.itations
• • Las saturaciones de aceite deben ser bastante altas, y las zonas de pago deben tener más de 20 pies de espesor para minimizar las pérdidas de calor a las formaciones adyacentes. • • Los aceites crudos más ligeros y menos viscosos pueden ser vaporizados, pero normalmente no lo serán si el depósito responde a una corriente de agua ordinaria. • • La inundación con vapor es principalmente aplicable a aceites viscosos en areniscas masivas, de alta permeabilidad o arenas no consolidadas. • • Debido a las pérdidas de calor excesivas en el pozo, los depósitos de vapor deben estar tan poco profundos como sea posible, siempre y cuando se pueda mantener la presión para tasas de inyección suficientes. • • En los depósitos de carbonatos normalmente no se usa vaporización. • • Como aproximadamente un tercio del aceite adicional recuperado se consume para generar el vapor requerido, el costo por barril incremental de petróleo es alto. • • Se requiere un bajo porcentaje de arcillas sensibles al agua para una buena inyectividad.
Problems
8-10)
T
• Relación de movilidad adversa y canalización del vapor.
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178
T
Ch a pter 8
TABLE 8-7.
Improved Recovery Processes
In-sito Combustion (Copyright© 1983, SPE, from paper 12069 14)
Description
La combustión In-Situ o incendio implica el inicio de un incendio en el embalse y la inyección de aire para sostener el bombeo de una parte del petróleo crudo. La técnica más común es la combustión inmediata en la que el depósito se enciende en un pozo de inyección y se inyecta aire para propagar el frente de combustión lejos del pozo. Una de las variaciones de esta técnica es la combinación de combustión directa y inundación de agua (COFCAW). Una segunda técnica es la combustión inversa en la que se inicia un incendio en un pozo que eventualmente se convertirá en un pozo productor, y la inyección de aire se conmuta entonces a pozos adyacentes. Sin embargo, no se han completado ensayos exitosos de campo para la combustión inversa.
Mechanisms
In-situ combustion recovers crude oil by: • • La aplicación de calor que es transferido aguas abajo por conducción y convección, disminuyendo así la viscosidad del crudo. • • Los productos de destilación de vapor y craqueo térmico que se llevan adelante para mezclar y mejorar el crudo. • • Coque ardiente que se produce a partir de los extremos pesados del petróleo crudo. • • La presión suministrada al depósito por el aire inyectado.
TABLE 8-8.
Gravity Viscosity Composition
Reservoir
Oil Saturation Type of Formation Net Thickness Average Permeability Transmissibility Depth Temperature
Limitations
< 40° API (Normally 10-25º)
Problems
• • Relación de movilidad adversa. • • El proceso complejo, que requiere grandes inversiones de capital, es difícil de controlar. • • Los gases de combustión producidos pueden presentar problemas ambientales. • • Problemas operacionales tales como corrosión severa causada por agua caliente de pH bajo, emulsiones de aceite-agua graves, aumento de la producción de arena, deposición de carbono o cera y fallas de tuberías en los pozos productores como resultado de las muy altas temperaturas.
)
Mechanisms
Polymer improve recovery by: • • Aumento de la viscosidad del agua. • • Disminuir la movilidad del agua. • • Ponerse en contacto con un volumen mayor del depósito. TECHNICAL SCREENING GUIDES
Crude Oil
Gravity Viscosity Composition
Reservoir
Oil Saturation Type of Formation
Sorne asphaltic components to aid coke deposition
• • Si no se deposita suficiente coque del aceite quemado, el proceso de combustión no se mantendrá. • • Si se deposita exceso de coque, la velocidad de avance de la zona de combustión será lenta y la cantidad de aire necesaria para mantener la combustión será alta. • • La saturación de aceite y la porosidad deben ser altas para minimizar la pérdida de calor a la roca. • • El proceso tiende a barrer a través de la parte superior del depósito para que la eficiencia de barrido sea pobre en formaciones gruesas.
14
El objetivo de la inundación del polímero es proporcionar mejores desplazamientos y eficiencias de barrido volumétrico durante una inundación de agua. La inundación de agua aumentada de polímero consiste en añadir polímeros solubles en agua al agua antes de ser inyectada en el depósito. Se usan bajas concentraciones (a menudo 250-2.000 mg / L) de ciertos sintéticos o biopolímeros; Los tratamientos de tamaño adecuado pueden requerir un PV del reservorio del 15-25%.
< 1000 cp
> 500 bbl/acre-ft (or < 40-50% PV) Sand or sandstone with high porosity > 10 ft > 100 md > 20 md ft/cp > 500 ft > 150ºF preferred
Polymer Flooding (Copyright© 1983, SPE, from paper 12069
179
Description
TECHNICAL SCREENING GUIDES Crude Oil
T
Net Thickness Average Permeability Depth Temperature
> 25º API < 150 cp (preferably < 100) Not critical
> 10% PV mobile oil Sandstone preferred but can be used in carbonate Not critical > 10 md (as low as 3 md in sorne cases) < about 9000 ft (see Temperature) < 200ºF to minimize degradation
Limitations
• • Si las viscosidades del aceite son altas, se necesita una mayor concentración de polímero para lograr el control de movilidad deseado. • • Los resultados son normalmente mejores si la inundación del polímero se inicia antes de que la proporción del agua se vuelva excesivamente alta. • • Las arcillas aumentan la adsorción del polímero. • • Las heterogeneidades Sorne son aceptables pero para las inundaciones convencionales de polímero, se deben evitar los embalses con fracturas extensas. Si las fracturas están presentes, las técnicas de polímero reticulado o gelificado pueden ser aplicables.
Problems
• • Inyectividad más baja que con agua puede afectar adversamente la tasa de producción de petróleo en las primeras etapas de la inundación de polímero. • • Los polímeros de tipo acrilamida pierden viscosidad debido a la degradación pura, o aumenta la salinidad y los iones divalentes. • • Los polímeros de goma Xanthan cuestan más, están sujetos a degradación microbiana y tienen un mayor potencial de taponamiento del pozo.
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180
T
Cha pter 8
TABLE 8-9.
12069 14)
Improved Recovery Processes
Surfactant/Polymer Flooding (Copyright© 1983, SPE, .from paper
Description La inundación de surfactante / polímero, también llamada inundación micelar / polímero o microemulsión, consiste en inyectar una bala que contiene agua, surfactante, electrolito (sal), usualmente un cosolvente (alcohol) y posiblemente un hidrocarburo (aceite). El tamaño de la bala es a menudo 5-15% PV para un sistema de concentración de surfactante alto y 15-50% PV para concentraciones bajas. A continuación, el trozo de tensioactivo es seguido de agua espesa de polímero. Las concentraciones del polímero varían frecuentemente entre 500 y 2.000 kg / l; El volumen de solución de polímero inyectado puede ser un 50% PV, más o menos, dependiendo del diseño del proceso. Mechanisms Surfactant/polymer flooding recovers oil by: • • Reducir la tensión interfacial entre el aceite y el agua. • • Solubilización del aceite. • • Emulsificación de aceite y agua. • • Mejora de la movilidad. TECHNICAL SCREENING GUIDES Crude Oil Gravity Viscosity Composition Reservoir Oil Saturation Type of Formation Net Thickness Average Permeability Depth Temperature
> 25º API < 30 cp Light intermediates are desirable > 30% PV Sandstone preferred > 10 ft > 20 md < about 8,000 ft (see Temperature) < l 75ºF
Limitations • • Se desea un barrido superficial de más del 50% en agua inundada. • • Se prefiere una formación relativamente homogénea. • • No son deseables altas cantidades de anhidrita, yeso o arcillas. • • Los sistemas disponibles proporcionan un comportamiento óptimo en un conjunto muy estrecho de condiciones. • Con los tensioactivos disponibles comercialmente, los cloruros de agua de formación deben ser <20.000 ppm y iones divalentes (Ca ++ y Mg ++) <500 ppm. Problems • • Sistema complejo y costoso. • • Posibilidad de separación cromatográfica de productos químicos. • • Alta adsorción de surfactante. • • Interacciones entre tensioactivo y polímero. • • Degradación de productos químicos a altas temperaturas.
TABLE 8-10.
T
181
Alkaline Flooding (Copyright© 1983, SPE, .from paper 12069 14)
Description La inundación alcalina o cáustica implica la inyección de productos químicos tales como hidróxido de sodio, silicato de sodio o carbonato de sodio. Estos productos químicos reaccionan con ácidos orgánicos de petróleo en ciertos crudos para crear tensioactivos in situ. También reaccionan con las rocas del reservorio para cambiar la humectabilidad. La concentración del agente alcalino es normalmente de 0,2 a 5%; El tamaño de la babosa es a menudo del 10 al 50% PV, aunque una inundación exitosa sólo usó 2% PV, (pero este proyecto también incluyó polímeros para el control de la movilidad). Se pueden a~nadir polımeros a la mezcla alcalina, y se puede usar agua espesada de polımero después de la boquilla cáustica. Mechanisms Alkaline flooding recovers crude oil by: • • Reducción de la tensión interfacial resultante de los tensioactivos producidos. • • Cambiar la humectabilidad de mojado de aceite a húmedo. • • Cambiar la humectabilidad de agua húmeda a húmeda. • • Emulsificación y arrastre de aceite. • • Emulsificación y atrapamiento de aceite para ayudar en el control de la movilidad. • • Solubilización de películas de aceite rígidas en interfaces aceite-agua. • No todos los mecanismos funcionan en cada reservorio. TECHNICAL SCREENING GUIDES Crude Oil Gravity Viscosity Composition
13º to 35 º API < 200 cp Sorne organic acids required
Reservoir Oil Saturation Type of Formation Net Thickness Average Permeability Depth Temperature
Above waterflood residual Sandstones preferred Not critical > 20 md < about 9,000 ft (see Temperature) < 200ºF preferred
Limitations • • Se obtienen los mejores resultados si el material alcalino reacciona con el aceite crudo; El aceite debe tener un índice de acidez de más de 0,2 mg KOH / g de aceite. • • La tensión interfacial entre la solución alcalina y el crudo debe ser menor de 0.01 dyne / cm. • • A altas temperaturas y en ambientes químicos, cantidades excesivas de productos químicos alcalinos pueden ser consumidas por reacción con arcillas, minerales o sílice en el depósito de arenisca. • • Los carbonatos se evitan generalmente porque contienen a menudo anhidrita o yeso, que interactúan adversamente con el producto químico cáustico. Problems • • Escalado y taponamiento de los pozos productores. • • Alto consumo de cáusticos.
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182
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Cha pter 8
Improved Recovery Processes
• Miscible Methods Hydrocarbon Miscible Flooding (Table 8-11) Carbon Dioxide Flooding (Table 8-12) Nitrogen and Flue Gas Flooding (Table 8-13)
THERMAL METHODS 14 • -zo 17
Muchos depósitos contienen petróleo crudo muy viscoso. La Figura 8-18 muestra una variación de la viscosidad del aceite con la gravedad del aceite. Los intentos de producir tales aceites con inundación de agua producirán recuperaciones muy pobres. A menudo el aceite es demasiado viscoso para fluir, o requiere presiones lo suficientemente altas para fracturar el depósito. Incluso si el aceite es móvil por inundación de agua, la digitación resultante causada por la relación de viscosidad desfavorable proporciona una recuperación pobre. La aplicación de calor es a menudo la única solución factible a tales reservorios. La viscosidad del aceite crudo es muy sensible a la temperatura, como puede verse en la Figura 8-19. Los métodos térmicos se utilizan principalmente para el aceite viscoso pesado (I0-20 API) y arenas alquitranadas. Alrededor del 60% de toda la producción de petróleo EOR se debió a la recuperación térmica (ver Tabla 8-5).
Steam Stimulation De todos los métodos EOR, la estimulación con vapor, también conocida como "remoción de vapor", "inyección cíclica de vapor" o "huff-and-puff" es el proceso más exitoso. Se trata de un solo pozo, hasta que la comunicación entre los pozos se desarrolla. El vapor se inyecta en el pozo a una velocidad elevada durante un corto período de tiempo (unas pocas semanas); Después se deja que el vapor se absorba durante unos días, después se deja que el pocillo fluya hacia atrás y se bombee. La tasa de aceite aumenta inicialmente, luego cae. Cuando la velocidad es baja, se repite todo el proceso. Este proceso se repite muchas veces hasta que el pozo se vuelve antieconómico; O en algunos casos, se convierte de la estimulación de vapor a steamflooding. En el proceso de estimulación, los dedos de vapor a través del aceite alrededor del pozo y calienta el aceite. El período de remojo permite que el aceite se caliente aún más. Durante el ciclo de producción, el aceite movilizado fluye hacia el pozo, como resultado de la caída de presión, gravedad y otros mecanismos. Este proceso es más eficaz en aceites altamente viscosos con una buena permeabilidad al yacimiento. El rendimiento de este método disminuye a medida que se realizan más ciclos. La recuperación del aceite es generalmente muy pequeña en este proceso porque solamente una fracción de la formación es afectada.
TABLE 8-11.
12069 14)
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183
Hydrocarbon Miscible Flooding (Co,p,yright © 1983, SPE, from paper
Description La inundación miscible en hidrocarburos consiste en inyectar hidrocarburos ligeros a través del depósito para formar una inundación miscible. Se utilizan tres métodos diferentes. Un método utiliza aproximadamente 5% de una boquilla fotovoltaica de gas licuado de petróleo (GLP) tal como propano, seguida de gas natural o gas y agua. Un segundo método, denominado Gas Oriented enriquecido (condensado), consiste en inyectar una boquilla fotovoltaica de 10 a 20% de gas natural enriquecida con etano a través de hexano (C2 a C6), seguida de gas magro (seco, principalmente metano) y posiblemente agua. Los componentes de enriquecimiento se transfieren del gas al aceite. El tercer método, denominado Gas Orives de Alta Presión (Vaporización), consiste en inyectar gas pobre a alta presión para vaporizar los componentes C2 - C6 del petróleo crudo que está siendo desplazado. Mechanisms Hydrocarbon miscible flooding recovers crude oil by: • • Generación de miscibilidad (en la unidad de gas de condensación y vaporización). • • Aumentar el volumen de aceite (hinchamiento). • • Disminuir la viscosidad del aceite. TECHNICAL SCREENING GUIDES
Crude Oil
Gravity Viscosity Composition
Reservoir Oil Saturation Type of Formation Net Thickness Average Permeability Oepth Temperature
> 35• API < 10 cp High percentage of light hydrocarbons
(C2 - C7) > 30% PV Sandstone or carbonate with a minimum of fractures and high permeability streaks Relatively thin unless formation is steeply dipping Not critica! if uniform > 2,000 ft (LPG) to> 5,000 ft (High Pressure Gas) Not critica!
Limitations • • La profundidad mínima se ajusta mediante la presión necesaria para mantener la miscibilidad generada. La presión requerida oscila entre aproximadamente 1.200 psi para el proceso LPG y 3.000-5.000 psi para el Orive de gas de alta presión, dependiendo del aceite. • • Una formación muy empinada es muy deseable para permitir una estabilización por gravedad del desplazamiento que normalmente tiene una relación de movilidad desfavorable. Problems • • La digestión viscosa produce una mala eficiencia de barrido vertical y horizontal. • • Se requieren grandes cantidades de productos caros. • • El solvente puede quedar atrapado y no recuperarse.
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184
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Improved Recovery Process es
Chapter 8
TABLE 8-12. Carbon Dioxide Flooding (Copyright © 1983, SPE, from paper 12069 14)
TABLE 8-13. 12069 14)
Description
Description
La inundación de dióxido de carbono se lleva a cabo inyectando grandes cantidades de CO2 (15% o más del hidrocarburo PV) en el depósito. Aunque C02 no es verdaderamente miscible con el petróleo crudo, el C02 extrae los componentes ligeros a intermedios del aceite y, si la presión es lo suficientemente alta, desarrolla miscibilidad para desplazar el petróleo crudo del depósito.
Mechanisms
C02 recovers crude oil by: • • Generación de miscibilidad. • • Hinchazón del crudo. • • Bajar la viscosidad del aceite. • • Disminución de la tensión interfacial entre el aceite y la fase oleosa C02 en las regiones casi miscibles.
Crude Oil
TECHNICAL SCREENING GUIDES
Gravity Viscosity Composition
Reservoir
Oil Saturation Type of Formation
Net Thickness Average Permeability Depth
Temperature
> 26º API (preferably > 30 º) < 15 cp (preferably < 10 cp)
High percentage ofintermediate hydrocarbons (C5 - C20 ), especially C5 - C 12
Limitations
• • Muy baja viscosidad de C02 resulta en un control de la movilidad pobre. • • Disponibilidad de C02 • Problems • • • • •
• El avance temprano del C02 causa varios problemas. • Corrosión en los pozos productores. • La necesidad de separar C02 de los hidrocarburos comercializables. • Represión de C02 para el reciclaje. • Un alto requerimiento de C02 por barril incremental producido.
185
Nitrogen and Flue Gas Flooding (Copyright© 1983, SPE, from paper
La inundación de nitrógeno y gases de combustión son métodos de recuperación de aceite que utilizan estos gases no hidrocarburos económicos para desplazar el aceite en sistemas que pueden ser miscibles o inmiscibles dependiendo de la presión y composición del aceite. Debido a su bajo coste, se pueden inyectar grandes volúmenes de estos gases. El nitrógeno o el gas de combustión también se consideran para su uso como gases de persecución en inundaciones de hidrocarburos miscibles y C02.
Mechanisms
Nitrogen and flue gas flooding recover oil by: • • Vaporizar los componentes más ligeros del petróleo crudo y generar miscibilidad si la presión es lo suficientemente alta. • • Proporcionar una unidad de gas donde una porción significativa del volumen del depósito se llena con gases de bajo costo.
TECHNICAL SCREENING GUIDES Crude Oil
Gravity Viscosity Composition
> 30% PV
Sandstone or carbonate with a minimum of fractures and high permeability streaks Relatively thin unless formation is steeply dipping Not critica) if sufficient injection rates can be maintained Deep enough to allow high enough pressure (> about 2,000 ft.), pressure required for optimum production (sometimes called min imum miscibility pressure) ranges from about 1,200 psi for a high gravity (> 30° API) crude at low temperatures to over 4,500 psi for heavy crudes at higher temperatures. Not critica} but pressure required increases with temperature
T
Reservoir
Oil Saturation Type of Formation Net Thickness
Average Permeability Depth Temperature
> 24 º API (> 35 for nitrogen) < 10 cp
High percentage of light hydrocarbons (C 1 - C 7)
> 30% PV Sandstone or carbonate with few fractures and high permeability streaks Relatively thin unless formation is dipping Not critica) > 4,500 ft Not critical
Limitations
• • La miscibilidad desarrollada sólo puede lograrse con aceites ligeros ya altas presiones; Por lo tanto, se necesitan depósitos profundos. • • Se desea un depósito abruptamente de inmersión para permitir la estabilización por gravedad del desplazamiento, que tiene una relación de movilidad muy desfavorable.
Problems
• • La digestión viscosa produce una mala eficiencia de barrido vertical y horizontal. • • La corrosión puede causar problemas en el método de gases de combustión. • • Los gases no hidrocarburos deben separarse del gas producido vendible.
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186
T
Chapter 8
FIGURE 8-18.
Improved Recovery Processes
General Trend for VIScosity of Gas-Free Crude
Oil at lOOº F and
FIGURE
Atmospheric Pressure
8-19.
VIScosity Reduction of
Oils
T
1 87
and Water
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15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 Crude Oil Gravity, ºAPI at 60 ºF. and Atmospheric Pressure
Steamflooding
En el vapor de agua (ver Figura 8-20 y Tabla 8-6), se introduce continuamente vapor en los pozos de inyección para reducir la viscosidad del aceite y para movilizar el aceite hacia los pozos productores. El vapor inyectado forma una zona de vapor que avanza lentamente. El vapor inyectado en la superficie puede contener aproximadamente 80% de vapor y 20% de agua (es decir, 80% de calidad del vapor). Cuando se inyecta vapor en el depósito, el calor se transfiere a la formación que contiene aceite, a los fluidos del yacimiento ya una parte de la capa adyacente y la roca base. Debido a esta pérdida de calor, una parte del vapor se condensa para producir una mezcla de vapor y agua caliente. Antes de la zona de vapor, un banco de petróleo se forma y se mueve hacia el pozo productor. En muchos casos, el vapor inyectado sobrepasa el aceite debido a la gravedad. Este comportamiento puede crear algunos problemas. Cuando ocurre la ruptura del vapor, la tasa de inyección de vapor se reduce mediante la recompleción de los pocillos o apagando los intervalos de producción de vapor. El vapor reduce la saturación de aceite en la zona de vapor a valores muy bajos (aproximadamente 10 ±%). El aceite de soja es transportado por destilación al vapor.
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Temperatura, ºF
La práctica normal del steamflooding es preceder y acompañar la impulsión del vapor por una estimulación cíclica del vapor de los pozos productores. Steamflooding se utiliza rutinariamente sobre una base comercial. Incluyendo el proceso de estimulación de vapor, hubo 117 proyectos de vapor en curso en los Estados Unidos en 1992. Alrededor de 454.000 BO / D, o el 60% de todo el petróleo EOR fue producido por la estimulación de vapor y steamflooding. En los Estados Unidos, la mayoría de las aplicaciones de campo se han producido en California, donde muchos de los reservorios bajos y saturados de petróleo son buenos candidatos para la recuperación térmica. Estos depósitos contienen aceites crudos de alta viscosidad.
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188
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Improved Recovery Processes
Chapter 8
FIGURE 8-20.
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Forward Combustion Process
WELL
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FIGURE 8-21.
Regions of a Linear Steam Flood Process
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PROOUCTION WELL
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U1
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IGNITOR
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INJECTION WELL ---
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PATH OF BURNING FRONT
T,
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TEMPERATURE OISTRIBUTION
80
COMBUSTION TEMPERATURE
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RESERVOIR TEMPERATURE
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E.
STEAM ZONE SOLVENT BANK } HOT CONOENSATE ZONE HOT WATER BANK OIL BANK - COLO CONOENSATE ZONE RESERVOIR FLUIOS
In-Situ Combustion La combustión in situ o la inyección de fuego implica iniciar un incendio en el depósito e inyectar aire para sostener la combustión de una parte del petróleo crudo (ver Tabla 8-7). La técnica más común es la combustión directa (Figura 8-21). Una de las variaciones de esta técnica es una combinación de combustión directa y inundación de agua (COFCAW), y una segunda técnica es la combustión inversa. En este proceso, que utiliza el aire y el agua, que son los líquidos más baratos y más abundantes del mundo para la inyección, una cantidad significativa de petróleo crudo se quema (aproximadamente 10% del OOIP) para generar calor. El
Los extremos más ligeros del aceite se llevan adelante por delante de la zona quemada mejorando el petróleo crudo, mientras que los extremos pesados del petróleo crudo se queman. Se genera calor dentro de una zona de combustión º a una temperatura muy alta, aproximadamente 600ºC. Como resultado de la combustión del petróleo crudo, se producen grandes volúmenes de gas de combustión. Por lo tanto, la corrosión es un problema importante en este proceso. Más de 100 incendios han sido conducidos en el mundo; Sin embargo, no ha habido muchos éxitos. Hubo ocho procesos de combustión en curso en los Estados Unidos en 1992, produciendo alrededor de 4.700 BO / D. Siete de éstos parecen ser exitosos o prometedores, mientras que uno es desalentador en este momento.
CHEMICAL METHODS 14 Los procesos químicos de inundación produjeron sólo una cantidad muy pequeña (
1, ......
190
T
Chapter 8
Modificaciones de la inundación de agua. Las inundaciones químicas son aplicables a aceites que son más viscosos que los aceites adecuados para la inyección de gas, pero menos viscosos que los aceites que pueden ser recuperados por métodos térmicos. Son deseables depósitos con permeabilidad moderada. La presencia de un tapón de gas no es deseable, ya que existe el potencial de reestablecer el tapón. Las formaciones con alto contenido de arcilla son indeseables, ya que las arcillas aumentan la adsorción de los productos químicos inyectados.
Improved Recovery Processes ,
FIGURE 8-22.
T
191
Water and Polymer Flood Recovery Com parison
POLYMER FLOOD
Q.
Polymer Flooding
El objetivo de la inundación de polímero es proporcionar un mejor desplazamiento y una mayor eficiencia de barrido volumétrico durante una inundación de agua (ver Tabla 8-8). Polymers improve recovery by: • • • •
• Aumento de la viscosidad del agua. • Disminuir la movilidad del agua. • Ponerse en contacto con un volumen mayor del depósito. • Reducción de la movilidad del líquido inyectado para mejorar la eficiencia de barrido vertical y superficial.
Debe tenerse en cuenta que el polímero no reduce la saturación de aceite residual. Debido a que la inundación del polímero inhibe la digitación, el desplazamiento del aceite es más eficiente en las primeras etapas en comparación con una corriente de agua convencional. Como resultado, se producirá más petróleo en la vida temprana de la inundación, como se indica en la Figura 8-22, por ejemplo, en un volumen de poros. Esta es la principal ventaja económica, ya que se acepta generalmente que la recuperación final será la misma para las inundaciones de polímero que para la inundación de agua. Muchos factores afectan la inundación del polímero. Estos incluyen la degradación del polímero debido a la salinidad, las temperaturas, el tiempo, las tasas de cizallamiento y la presencia de iones div-alent. Los polímeros Sorne, como los polisacáridos, son más resistentes; Sin embargo, sufren de bacterias} problemas de degradación y causan taponamiento del pozo. Además, los polímeros pueden perderse en la formación debido a la adsorción. Los polímeros pueden ser ineficaces en una inundación de agua madura debido a la baja saturación de aceite móvil. Ellos muestran una promesa en un embalse con alta heterogeneidad vertical donde la saturación de aceite todavía puede ser alta y la conformidad vertical pobre. Los operadores de Sorne han tenido éxito en el tratamiento de pozos de inyección (tratamiento de pozo cercano) con polímeros para modificar perfiles verticales. En 1992 había 23 proyectos de polímeros activos en los Estados Unidos; Sin embargo, sólo producen alrededor de 2.000 BO / D.
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2
3
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7
VOLUME INJECTED, VP j
Surfactant/Polymer Flooding
La inundación de surfactante / polímero, también llamada "micelar / polímero" o "inundación de microemulsión", consiste en inyectar una bala que contiene agua, tensioactivo, electrolito (sal), usualmente un cosolvente (alcohol) y posiblemente un hidrocarburo (aceite) 8 - 23 y la Tabla 8 - 9). Caustic Flooding
La inundación causal o alcalina implica la inyección de productos químicos tales como hidróxido de sodio, silicato sódico y carbonato de sodio. Los aceites en el rango de gravedad API de 13-35 son normalmente el objetivo para las inundaciones alcalinas. Una de las propiedades deseables para los aceites es tener suficientes ácidos orgánicos para que puedan reaccionar con la solución alcalina. Otra propiedad deseable es la gravedad moderada del aceite de modo que el control de la movilidad no es un problema.
•••,..,.
192
T
FIGURE 8-23.
Brine Orive
Improved Recovery Processes
Chapter 8
T
193
Surfactant Flooding
Polymer
Surfactant
Oil Bank
Unswept
t
Hydrocarbon Miscible Flooding La inundación miscible en hidrocarburos consiste en inyectar hidrocarburos ligeros a través del depósito para formar una inundación miscible. Se utilizan tres métodos diferentes (ver Tabla 8-11). A veces, en el primer método de GPL Slug, se inyecta agua con el gas de persecución en un modo WAG (agua y gas alternativos) para mejorar la relación de movilidad entre la boquilla de disolvente y el gas de persecución. En el segundo método de Engrase de Gas Enriquecido (Condensado), los componentes de enriquecimiento se transfieren del gas al aceite. Se forma una zona miscible entre el gas inyectado y el depósito, y esta zona desplaza el aceite hacia delante. En el tercer método de Impulsión de Gas de Alta Presión (Vaporización), los componentes del petróleo crudo que está siendo desplazado dan como resultado una miscibilidad de contacto múltiple. Carbon Dioxide Flooding
Los depósitos de arenisca se prefieren generalmente para este proceso, ya que las formaciones de carbonato contienen a menudo anhídrido o yeso que consumen una gran cantidad de productos químicos alcalinos. El álcali también es consumido por arcillas, minerales o sílice. Además, el consumo es elevado a temperaturas elevadas. Otro problema con las inundaciones causticas es la formación de incrustaciones en los pozos productores. En la actualidad, no hay proyectos cáusticos activos en los Estados Unidos.
1 14 15'21-u HODS 3' ' MISCIBLE MET que es la inyección de un gas o solvente La inundación miscible implica ltado, la tensión interfacial entre los dos miscible con el aceite. Como resu y baja, y tiene lugar una eficiencia de fluidos (aceite y disolvente) es mu y eficiente. El fluido de desplazamiento aceite en el desplazamiento microscópico mu rocarburo que se mezcla con el puede ser un disolvente de hid n de gas licuado de GLP o la inundación de primer contacto. Para la inyecciógas enriquecido (condensado) y el disolvente, el accionamiento de sión (vaporización), la miscibilidad se logra a accionamiento de gas de alta pre er contacto diferentes presiones. propano o GLP es miscible al prim El desplazamiento de aceite porun gas de alta presión (por ejemplo, CO2 o en todas las proporciones. Condel aceite generalmente tiene lugar mediante nitrógeno), el desplazamiento mos años el énfasis ha estado cambiando a gases múltiples contactos. En los últi como C02, nitrógeno y gases de combustión. el petróleo, así no hidrocarburos menos valiosos s de combustión no recuperan Aunque el nitrógeno y los gase (o líquidos), la economía general puede ser como los gases de hidrocarburos con tribuyen a algo más favorable. ica, las inundaciones miscibles Después de la recuperación térm s EOR. Alrededor del 40% de la producción la mayoría de los diversos métodociones miscibles / inmiscibles a los gases. total de EOR es mediante inundandación de gas en los Estados Unidos en 1992. Hubo 89 proyectos activos de inu
La inundación de dióxido de carbono se lleva a cabo inyectando grandes cantidades de C02 (15% o más del hidrocarburo PV) en el depósito (Tabla 8-12). El desplazamiento miscible por dióxido de carbono es similar a la impulsión de gas de vaporización. La única diferencia es una gama más amplia de componentes; C2 a C30 se extraen. Como resultado, el proceso de inundación de C02 es aplicable a una gama más amplia de reservadores a presiones de miscibilidad más bajas que las de la unidad de gas de vaporización. C02 es generalmente soluble en aceites crudos a presiones y temperaturas de depósito. Inflará el volumen neto de aceite y reduce su viscosidad incluso antes de que se alcance la miscibilidad mediante la evaporación del mecanismo de accionamiento del gas. A medida que la miscibilidad se aproxima como resultado de múltiples contactos, tanto la fase de aceite como la fase de C02 (que contiene componentes de aceite intermedios) pueden fluir juntas debido a la baja tensión interfacial. Uno de los requisitos del desarrollo de la miscibilidad entre el aceite y C02 es la presión del yacimiento. La inundación de C02 se debe usar en reservorios moderadamente ligeros (gravedad API> 25), y el depósito debe ser lo suficientemente profundo como para tener una presión lo suficientemente alta como para lograr miscibilidad. C02 se puede disolver en agua; Por lo tanto, puede disminuir la tensión interfacial entre el aceite y el agua. Sin embargo, este proceso también puede conducir a más problemas de corrosión. En este proceso, aproximadamente 20-50% de la bala de C02 es seguida por agua de persecución. El agua se inyecta generalmente con C02 en un modo WAG para mejorar la relación de movilidad entre la fase de desplazamiento y el aceite. Las inundaciones de C02 son el método EOR de más rápido crecimiento en los Estados Unidos y los proyectos de campo continúan mostrando una buena recuperación incremental de petróleo en
¡1
1 94
T
Chapter 8
Respuesta a la inyección de C02. El método de inundación de C02 funciona bien como una operación secundaria o terciaria, pero la mayoría de las grandes inundaciones de C02 son proyectos terciarios en reservas maduras que han sido inundadas por agua durante muchos años. Hubo 54 inundaciones de C02 actualmente en activo en los Estados Unidos en 1992, de las cuales 52 fueron miscibles. Alrededor del 20% de la producción total de EOR se debió a inundaciones de C02.
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l.C')
Nitrogen and Flue Gas Flooding Nitrogen and flue gas flooding are oil recovery methods that use these inexpensive nonhydrocarbon gases to displace oil in systems that may be either miscible or immiscible depending on the pressure and oil compo sition (see Table 8-13). La inundación de nitrógeno y gases de combustión son métodos de recuperación de aceite que utilizan estos gases no hidrocarburos baratos para desplazar el aceite en sistemas que pueden ser miscibles o inmiscibles dependiendo de la presión y composición del aceite (ver Tabla 8-13). Tanto el nitrógeno como el gas de combustión son inferiores a los gases de hidrocarburos (y mucho menos que a C02) desde el punto de vista de la recuperación• del petróleo. El nitrógeno tiene una viscosidad más baja, tiene poca solubilidad en aceite y requiere una presión mucho más alta para generar o desarrollar miscibilidad. El aumento de la presión requerida es significativo comparado con el metano y muy grande (4-5 veces) en comparación con el C02. Por lo tanto, el nitrógeno no reducirá demasiado la eficiencia de desplazamiento cuando se utiliza como gas perseguidor para el metano, pero puede causar un efecto significativo En la eficacia de una inundación de C02 si las presiones de reubicación se ajustan a los requisitos de miscibilidad para los desplazamientos de C02. De hecho, incluso el metano cuenta como un "extremo ligero" o "intermedio" deseable en las inundaciones de nitrógeno, pero el metano es bastante perjudicial para el logro de la miscibilidad en las inundaciones de C02 a presiones modestas.
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EOR SCREENING GUIDELINES Todos los procesos descritos en este capítulo tienen limitaciones en su aplicación. Estas limitaciones se han derivado en parte de la teoría, en parte de los experimentos de laboratorio, y en parte de la experiencia de campo. El examen prospectivo consiste en: 1) evaluar la información disponible sobre la reserva, el aceite, la roca, el agua, la geología y el desempeño anterior; 2) complementar la información disponible con ciertas pruebas breves de laboratorio y 3) seleccionar aquellos procesos potencialmente aplicables Y eliminar aquellos que definitivamente no lo son. Este es el primer paso en la secuencia de implementación de recuperación mejorada. Las etapas posteriores serían una evaluación adicional de los procesos candidatos si más de uno satisface los criterios de selección, el diseño de la prueba piloto, la implementación de la prueba piloto, la evaluación de la prueba piloto / previsión de ampliación y la empresa comercial. La Tabla 8-14 presenta pautas de cribado para varios procesos de EOR. Una candidatura para uno o más procesos EOR no debe ser
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o P.
195
196
T
Improved R e c overy Process es
Ch a pt er 8
TABLE 8-15.
Preferred Oil VJScosity Ranges for Enhanced Recovery Methods
(Copyright © 1983, SPE, from paper 12069 14) EORMethod
01
Alkaline
Steam Orive
11
(Can Be Waterflooded) Various Techniques Possibla
Mining and Extraction
TABLE 8-16.
Hydrocarbon Miscible NitrogE!fl and FlueGas
C02 Flooding Surfactanl/ Polymar Polymar
Permeability Guides for Enhanced Recovery Methods
Parmaability (millidarcy)
10
1
100
1
- Not Critica! lf Uniform -
(Copyright©
1000 1
- Not Critica! lf Uniform - High Enough ForGood lnjection Rates Prefarred Zona Preferred Zona
Alkalina Fira Flood Staam Orive
10,000 1
Oeep Enough for Required Pressure
Limüed by Tamperature
Polymer
Limüed by Temperatura
Alkaline
Preferred Zone
Fire Flood
l
Steam Orive
I
i1
Oeep Enough for Required Pressure Normal Ranga
(Possible)
No Established Lim�
1983, SPE, from paper 12069 14) EORMethod
8000 1
(Copyright
Deep Enough for Optimum Pressura
Surfactant/ Polymer
Good
6000 1
197
Oeep Enough for Required Pressure
C02 Flooding
Good
Polymer
4000 1
Nitrogen and FlueGas
Very Good
Surfactant/ Polymer
Oepth (ft)
2000 1
Hy��-
Good
C0 2 Flooding
Depth Limitation for Enhanced Oil Recovery Methods
© 1983, SPE, from paper 12069 14)
EORMethod
1
1
VeryGood
Nür?9en and FlueGas
100,000
10,000
1.0 1
TABLE 8-17.
T
Preferred Zona Prafarred Zone
10,000 1
Descartado porque no satisface uno o dos criterios. Cada prospecto debe ser evaluado por sus propios méritos analizando las muchas variables reservorio, operativas y ec_onomicas. Las influencias de la viscosidad de aceite, la permeabilidad de las rocas y la profundidad del yacimiento sobre la viabilidad técnica de los diferentes métodos de EOR se muestran en las Tablas 8-15, 8-16 y 8-17, respectivamente.
REFERENCES l. Craig, F. F.,Jr. "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding," SPE Monograph 3, Richardson, TX (1971). 2. Rose, S. C., J. F. Buckwalter, and R. J. Woodhall. The Design Engineering Aspects ofWaterllooding, Monograph Series, SPE, Richardson, TX (1989): 11. 3. Dykstra, H. and R. L. Parsons. "The Prediction of Oil Recovery by Waterllood ing," Seconda ry Recovery of Oil in the Un ited States, 2nd ed., API (1950): 160-174. 4. Buckley, S. E. and M. C. Leverett. "Mechanisms of Fluid Displacement in Sands," Trans. A/ME 146, (1942): 107-116. 5. Croes, G. A. and N. Schwarz. "Dimensionally Scaled Experiments and the Theories on the Water-Drive Process." Trans. A/ME (1955): 204, 35-42. 6. Dyes, A. B., B. H. Caudle, and R. A. Erickson. "Oil Production After Break through as Influenced by Mobility Ratio," Trans. A/ME 201,(1954): 81-86.
\,'
APPENDIX D
Fluid Flow Equations
FLUID FLOW IN RESERVOIRS Fluid flow in reservoirs is characterized by: 1. Fase de combustión [i.i., monofásica (óxido o gas o agua), fase bifásica (oíl and gas or oil and water or gas and water), and three phase (oíl, gas and water)]. 2. 2. Dirección del flujo [es decir, lineal (x, y o z), radial y esférico]. El flujo de una, dos o tres dimensiones se refiere al número de direcciones que fluyen. 3. 3. Estado fluido (es decir, compresible o incompresible). 4. 4. Condición de flujo (es decir, estado estacionario o estado inestable). La ley de Darcy, como se muestra a continuación, es la ecuación básica para describir el flujo de fluidos a través de medios porosos:
q
=- kA dp _--1!.K_ dz (
µ ds
1.0133 ds
X
10-6 )
(D-1)
where:
A
= the cross-sectional area of rock and pore, in the direction of
flow, cm2 dp/ds = pressure gradient along the direction of flow, atm/cm dz/ds = gradient in the vertical direction 2 = acceleration due to gravity, cm/sec g 2 ( = 980.7 cm/sec ) k = permeability, darcies = viscosity of flowing fluid, centipoise (cp) µ 3 = density of the flowing fluid, g/cm p 3 = flow offluid, cm /sec q
281
282
T
Fluid Flow Equations
Appendix D
STEADY STATE FLOW
Cuando la presión y el caudal en cualquier punto del sistema de flujo no cambian, la condición se describe como flujo de estado estacionario. Las diversas formas de la ecuación de Darcy para el flujo monofásico en estado estacionario se dan a continuación:Li n e a r Flo w (F ield Unit s )
q 2.
µL
Ps, Pw
q
r,
rw
(D-2)
T
Ts,
z
Compressible (flow from the point 1 to the point 2)
(
3.l64TSCAk 2 2 P1 -P2 ) zL qs, Ps,T µ . 27 (3.164 = l � *5.615)
p p,
qs,
l. Incompressible (flow from the point 1 to the point 2)
l.I27kA(P1 -P2)
L µ
(D-3)
length of the system, ft viscosity, cP pressure, psi pressure at radius re, psia = standard pressure, psia = pressure at well radius rw, psia = flow of fluid, bbl/day = flow rate at standard conditions, SCF /day = outer radius of well influence, ft = wellbore radius, ft = reservoir temperature, R = standard temperature, R = deviation (compressibility) factor 0
0
La ecuación de flujo radial en estado estacionario para el fluido incompresible se utiliza / Para calcular el índice de productividad o de inyectividad de un pozo. Por ejemplo, el índice de productividad del petróleo de un pozo viene dado por
J
(P.�Pw)
q
7.08Ikh(p, - Pw) µln(r,¡rw)
(7.081 = 1.127 * 21r)
2.
(D-4)
Compressible (flow from the ext erna! radius to the well b ore)
qs,
I9.880Ts,kh ( 2 _ 2) P p w P s,Tzµln(r, / rw ) e 703.0kh(p; - p;)
µzTln(r, lrw) . 27 ( 19.880 = l � *5.615 *21r) where:
A= area, ft2
h = thickness, ft k = permeability, darcies
c(µ:�J
e
Incompressible (flow from the ext ernal radios to the well b ore)
283
= = = =
Ra d ial Flo w (F ield Unit s ) l.
T
(D-6)
(D-7)
B0 = oil formation volume factor
= productivity index, PI, STBO/day/psi = effective permeability to oil, darcy q0 = oil flow rate, STBO/day µ0 = oil viscosity, cp
Jk
0
La capacidad productiva de un pozo de gas bajo condiciones de flujo abierto (es decir, potencial de flujo abierto) se calcula usando la Ecuación de flujo radial en estado estacionario para fluido compresible, como sigue:
(D-5)
q"
e
= e(P1 - P w )
(D- 8)
µg zTln(r,, / rw )
(D-9)
2
2 n
qsc = gas flow rate, scf/day kg = effective permeability to gas, darcy µg = gas viscosity, cp p1 = formation pressure, psia
284
T
Fluid Flow Equations
Appendix D
n = l for completely laminar steady-state flow n = 0.5 for completely turbulent steady-state flow
T
285
Wang y Teasdale presentaron una lista de las funciones acuíferas teóricas y las constantes del acuífero para los pequeños acuíferos lineales y radiales de Schierthuis en estado estacionario, Hurst simplificado en estado estacionario, Van Everdingen Hurst.1-7
UNSTEADY STATE FLOW (es decir, En la práctica, el flujo de los fluidos es transitorio o estado inestable, se Basándo ). las velocidades y las presiones cambian con el tiempo y la posición la (3) y Darcy de flujo en (1) la ley de conservación de la masa, (2) la ley de la obtiene se ible), compres ecuación del estado del fluido (fluido ligeramente siguiente ecuación: 2 a p +! ap .I. ap (D-10) = rJr2 r dr r¡ dt
where:
1 + 0.001127
Esta ecuación se denomina "ecuación de difusividad". Las soluciones analíticas de esta ecuación para las condiciones iniciales y fronterizas especificadas son particularmente muy útiles para el análisis de la prueba de presión de pozo, y la afluencia de agua natural
WATER INFLUX La evaluación cuantitativa de la acumulación de agua, We, en un embalse es uno de los problemas importantes del análisis de la producción primaria. Dado que no es directamente susceptible de medición, su evaluación debe deducirse necesariamente de estimaciones indirectas. De hecho, para calcular esta afluencia, el ingeniero se enfrenta a lo que es inherentemente la mayor incertidumbre en todo el tema de la ingeniería de yacimientos. Se requiere un modelo matemático que, a su vez, se basa en la propiedad del acuífero (es decir, propiedades del fluido, permeabilidad, grosor, configuración geométrica, etc.), pero éstos raramente se conocen ya que los pozos no se perforan deliberadamente en el Para obtener estos datos.
W,, =US (p,t)
IMMISCIBLE DISPLACEMENT El desplazamiento del aceite de un medio poroso por fluidos inmiscibles, agua o gas puede describirse mediante la ecuación de flujo fraccional y la teoría de avance frontal. 8 En la práctica! Unidades, considerando los efectos viscosos, gravitacionales y capilares, la ecuación de flujo fraccional para el
k r¡= µ q, c 0 = porosity, fraction e = compressibility, vol/vol/psi
The general water influx equation is expressed as
Debido a las muchas incertidumbres en el modelo (es decir, estado estacionario, estado inestable, geometría, dimensiones y propiedades del acuífero), el cálculo directo de la afluencia de agua, aunque es posible, es algo poco fiable. Para una mejor exactitud, los cálculos de afluencia de agua se realizan conjuntamente con el balance general del material del depósito.
(D-11)
is where U is an aquifer constant and S(p,t) is aquifer function, which defined separately for different aquifer types.
Íw
[dpc - 0.433L1psinaa]
kk"' A µ0 q, dL
(D-12)
where: A = area, sq. foot fw = fraction of water flowing k = absolute permeability, millidarcy k"' = relative permeabi lity to oil krw = relative permeability to water µ0 = oíl viscosity, cp µw = water viscosity, cp L = distance along direction of flow, ft P e = capi llary pressure = p0 - p"" psi q, = total flow rate = q0 + qw, B/day !!.p = water-oíl density difference = Pw- p0, gm/ ce = angle of formation dip to the horizon, degree
ªª
El flujo fraccional de agua para determinadas propiedades de rocas y fluidos, y Condiciones de inundación es una función de la saturación de agua La permeabilidad relativa y la presión capilar son funciones de saturación solamente. Despreciando la gravedad y los efectos capilares, la ecuación de flujo fraccional anterior se reduce a
1 1
286
T
Appendix D
Fluid Flow Equations
1
1
Íw
(D-13)
1 + µw .!:.m_
FIGURE D-2.
T
287
Fractional Water Flow
µo krw
Utilizando los datos de permeabilidad relativa aceite-agua mostrados en la Figura D-1 y una relación de viscosidad aceite-agua de 2, la curva de flujo fraccional calculada es Mostrado en la Figura D-2. La ecuación de avance frontal lineal para el agua, basada en la conservación de la masa y asumiendo fluidos incompresibles, viene dada por
(Jx) Jt
'
1
1
D-1.
o.a
1 1
= Aq, JSW
(D-14) I
Esta ecuación indica que la velocidad de avance de un plano de una saturación fija de agua, Sw, en un momento, t, es igual a la velocidad total del fluido multiplicada por el cambio en la composición de la corriente que fluye causada por un pequeño cambio en la saturación Del fluido de desplazamiento. FIGURE
1
Sw
q, ( dfw)
u �
0.6
ii
o.a ¿ �
� 0.6
u�o
0.4
Oíl-Water Relative Penneabilities
\ \ \ \ \ \ \ \ \
o L-----""""------L----..1....------''--------' 0.2 o 0.4 0.6 o.a 1.0 Water Saturation, S w
La ecuación de avance frontal se puede usar para derivar las expresiones de saturación media de agua como sigue:
-
\ Oíl
1
At breakthrough : Swbt - Swc =
0.4
1
a:
(ªs )
After breakthrough: Sw - S w2
0.2
where: 0.2
0.4
Water Saturation, Fraction
o.a
1.0
Íw¡ = fu11. = Sw = Swf =
w
Jifw
(D-15)
f
1- Íw2
(Jfw
JS w
)s
(D-16)
w2
fraction of water flowing at the flood front fraction of water flowing at the producing end of the system average water saturation after breakthrough, fraction water saturation at the flood front, fraction
1
, 1
1
288
'f
Flu i d Flow Equa t ion s
Appe n d ix D
'f
289
1
FIGURE D-3.
Determination of Average Water Saturation at Breakthrough
S0 B0 i, r
swbt '-1 ...(,
)
I
I
I I
w2 w
I
I
I I
I
I I
I I
I I I I
I I
I
I I
Then oíl displacement efficiency can be re-expressed as
I
(D-18) when: Boi = Bur
Swur = water saturation at the residual oil saturation which can be determined from the fractional flow curve for a given fraction al water flow (Figure D-1).
REFERENCES
s wt
/
Water Saturation, Sw
Swbt = average water saturation at breakthrough, fraction Sw = connate water saturation, fraction Sw2c = water saturation at the producing end of the system, fraction
La figura D-3 presenta soluciones gráficas para las saturaciones medias Y después de la penetración del agua. Las saturaciones medias de agua se pueden Calcular las eficiencias de desplazamiento antes y después de la ruptura del agua. Eficiencia de desplazamiento que se rige por los productos de roca y flmd es dado por:
(D-17)
'1 1
ter flooding) condition, respectively S0 = l-Sw
OL..,�----------"----�-Sw c
= oil saturation, fraction = oíl formation volume factor, RBO/STBO = subscripts denoting initial (before flooding) and residual (af
If oíl and water are the only fluids present in the formation
f ----------
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where:
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