ARREGLOS DE POZOS Y EFICIENCIA DE BARRIDO Un factor predominante que controla las operaciones de inyección de agua es la localización de los pozos inyectores con respecto a los productores y a los límites del yacimiento. La eficiencia de desplazamiento es un factor microscopio determinado usualmente mediante pruebas de laboratorio de desplazamiento en sistemas lineales, y se calcula para determinar la saturación del petróleo residual que queda detrás del frente de invasión. El desplazamiento lineal ocurre en capas uniformes de sección transversal constante donde los extremos de entrada y salida están abiertos al flujo; en estas condiciones el frente de inundación avanza como un plano, y cuando llega al extremo de la salida, se considera que el 100% del volumen poroso ha sido contactado por el fluido inyectado. Sin embargo, para que esto ocurra el frente debe avanzar como un plano horizontal cuando las fuerzas gravitacionales segregan fluidos, o como un plano vertical cuando estas fuerzas son de poca importancia. No obstante, desde un punto de vista práctico, no es posible tener condiciones del yacimiento que realmente emulen un desplazamiento lineal, ya que la acción combinada de la gravedad y la capilaridad hacen que el mecanismo total de desplazamiento de cualquier operación de inyección de agua nunca sea lineal. Las dificultades que se presentan al suponerse esta condición pueden minimizarse cuando se aplica el concepto de eficiencia de barrido volumétrico en los cálculos de recuperación de petróleo por efecto de la inyección de agua. Dicha eficiencia es un factor macroscópico y se define generalmente como el producto de la eficiencia de barrido areal por la eficiencia de barrido vertical. En general, el barrido de una invasión se define como la fracción del volumen total en el patrón de invasión que es un barrido o contacto por el fluido inyectado a un determinado tiempo. Si el barrido es horizontal, esta fracción se define como eficiencia de barrido areal “Ea” , y si es vertical, como eficiencia de barrido vertical “Ev”, y siempre se interpretara como la eficiencia a la ruptura, a menos que se
indique lo contrario. RAZON DE MOVILIDAD Una de las características más importantes de la inyección de fluidos es la razón de movilidad, la cual se define como la razón entre la
movilidad de la fase desplazante (agua o gas) y la movilidad de la fase desplazada (petróleo), puede relacionarse con la conductancia en términos de la permeabilidad efectiva y de la viscosidad de los fluidos desplazantes y desplazados. Así se tiene… Si el ahua desplaza al petróleo…
M generalmente se designa como favorable o no dependiendo de si es menor o mayor a uno, cuando M es mayor a uno, las movilidades del petróleo y el agua son idénticas y los fluidos encuentran la misma resistencia al moverse dentro del yacimiento. Cuando M<1, el petróleo fluye más que el agua y por lo tanto es muy fácil para el agua desplazar el petróleo, esta condijo generalmente da como resultado altas eficiencia de barrido y la recuperación de petróleo tienden a disminuir a medida que la razón de movilidad aumenta. El uso más importante de la razón de movilidad es para determinar la eficiencia de barrido areal, se verá más adelante que esta puede ser estimada en yacimientos sometidos a la inyección de fluidos bajo ciertos patrones de inyección, si se conoce la razón de movilidad. SI EL PETROLEO DESPLAZA AL GAS Cuando existe una saturación de gas de comenzar la inyección de agua, se desarrolla un banco de petróleo que desplaza todo(o una porción significante) el gas libre que existe en el yacimiento, en este caso, la razón de movilidad entre el petróleo y el gas vendrá dada por:
En general, la razón de movilidad entre la fase desplazante (agua o petróleo) y la fase desplazada (petróleo o gas) se usa para estimar la eficiencia de barrido areal para ciertos arreglos, también, la razón de movilidad afecta la tasa de inyección y cumple un papel importante en los cálculos de eficiencia de barrido areal y ella recuperación de petróleo. ARREGLOS DE POZOS. Muchos de los campos viejos que luego han sido sometidos a invasión para la recuperación secundaria se ha desarrollado inicialmente mediante un espacio irregular de los pozos, pero una mejor comprensión del comportamiento de los yacimientos ha traído como consecuencia el uso de arreglos y espaciados uniformes en los pozos perforados durante el desarrollo del yacimiento. Esto significa que en el momento de planificar el proceso de recuperación secundaria, el campo estará desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos inyectores y productores forman figuras geométricas conocidas y muy varias. Los factores que más influyen en la selección del tipo de arreglo son: la forma original en que ha producido el yacimiento, la permeabilidad del yacimiento, la viscosidad de los fluidos, la razón de la movilidad, la razón pozos inyectores a pozos productores, la estructura del yacimiento y las características geológicas del mismo; por ello; algunas veces también se usan arreglos irregulares en los yacimientos que así lo permitan.
Diferentes arreglos de pozos...
Arreglo irregular de pozos…
Características de los arreglos de los pozos…
Todos los arreglos individuales pueden ser repetidos para formar un arreglo regular de pozos, con excepción de los arreglos irregulares y del invertido de 5 pozos, que siempre se usa como solo un tipo de arreglo en el yacimiento. PRINCIPALES PARAMETROS QUE CARACETRIZAN LOS ARREGLOS DE POZOS.
Relación D/A: D=La distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo, situadas a continuación de la otra de la misma columna.
A=distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila, uno a continuación del otro. La razón pozos de inyección a pozos de producción, (Rpupp): Esta razón se calcula dividiendo el número de pozos inyectores que afectan directamente a cada productor, entre el número de pozos productores que reciben el efecto directo del inyector La unidad de arreglo: Es la mejor porción del arreglo que lo representa. También se conoce como elemento de la simetría del arreglo por su simetría en el flujo y debe incluir al menos un pozo productor y un inyector. Todos los estudios se realizan sobre este elemento, así por ejemplo, para determinadas condiciones se encuentra que la eficiencia e barrido areal es del 72%, eso significa a que este valor será válido tanto para el elemento de simetría como para todo el arreglo.
EMPUJE EN LINEA DIRECTA Para alcanzar una eficiencia de barrido del 100% en el momento de la ruptura, se debe inyectar el fluido sobre un plano vertical, esto no es físicamente posible, pero se puede aproximar a un arreglo donde los pozos inyectores y productores directamente se balanceen uno con otros. La capacidad de flujo continuo para un arreglo en línea directa, si se considera la razón de movilidad da igual a uno o mayor, es la siguiente…
EMPUJE EN LINEA RECTA Este tipo de arreglo es una modificación del empuje en línea recta, se origina al desplazar los pozos inyectores a lo largo de su línea de distancia igual a A/2, de esta manera, un pozo productor es ubicado al centro de un rectángulo con inyectores en los vértices, la capacidad de flujo continuo para este tipo de arreglo, si M=1 y D/A= es igual o mayor a 1, se calcula con la siguiente ecuación.
ARREGLO DE 5 POZOS El arreglo de 5 pozos que se muestran es un caso especial de empuje en la línea alterna D/A= 0.5, este es el tipo de arreglo más usado. El patrón exige perforar pozos formando un cuadrado y que la relación de pozos inyectores a pozos productores sea la unidad, Rpupp=4/4=1 El arreglo de 5 pozos es altamente conductivo, ya que la vis de flujo más cortas es ala línea recta entre el inyector y el productor, además el patrón proporciona una buena eficiencia de barrido. La perforación de un arreglo cuadrado es muy flexible, pues permite generar otros arreglos simplemente reorientando la posición de los pozos inyectores. La capacidad de flujo continuo para un arreglo de 5 pozos, si se considera la razón de movilidad igual a uno es la siguiente...
ARREGLO DE 7 POZOS En este tipo de arreglo tiene 2 pozos inyectores por cada productor y se utiliza cuando la inyectabilidad del pozo es baja, muy raras veces se encuentra un campo perforado siguiendo este tipo de arreglo. El patrón del modelo es un triángulo equilátero o puede considerarse un arreglo en línea alterna cuya relación es D/A= 0.866. Si el campo ha sido desarrollado según este patrón, se requieren varios pozos interspaciados para hacer posible repetir el patrón. En este caso la Rpupp=6/3=2. La capacidad de flujo continuo para un arreglo de 7 pozos invertido, si se considera la razón de movilidad igual a uno es la siguiente.
ARREGLO DE 4 POZOS También llamado arreglo triangular o de 7 pozos invertidos se diferencia del anterior en la posición que ocupa los productores e inyectores. En este caso, los pozos de inyección se colocan en el centro del hexágono y los de producción en los vértices. Este arreglo se le puede considerar formado por triángulos equiláteros con 3 pozos de inyección en los vértices y uno de producción en el centro. La Rpupp es ½, ya que cada productor es afectado directamente por la inyección de 3 pozos y productores reciben directo de cada productor. La capacidad de flujo para un arreglo de 4 pozos, si se considera la razón de movilidad igual a uno, es igual a la del arreglo de 7 pozos normales. La ecuación es…
ARREGLO DE 9 POZOS Este tipo de arreglo puede desarrollarse con pozos perforados formando un cuadrado, con los pozos de inyección en los vértices y puntos medios de los lados del cuadrado y con el productor ubicado en el centro de este, en este caso los inyectores sobrepasan a los productores por un factor de 3 El Rpi/pp puede calcularse así: los pozos de los vértices reparten lo inyectado en ellos entre 4 pozos de producción, o sea, una cuarta parte de cada uno; en cambio los pozos situados en los puntos medios de los lados lo reparten únicamente este dos, es decir, la mitad para cada uno, y como existe cuatro de cada tipo, resulta Rpi/pp=3. Esto quiere decir que si se considera el flujo continuo y la tasa de inyección igual en todos os pozos, los de producción tendrán una tasa igual al triple de la inyección en cada pozo, por lo tanto Qw= (1/3)*qo*(bo/bw).
Una de las mayores ventajas es su flexibilidad, la dirección del movimiento del agua y la ruptura prematura en ciertos pozos puede llevar a la necesidad de cambiar el arreglo existente; pero esto a veces es difícil y costoso y puede requerir muchas perforaciones interespaciadas. Por el contrario el arreglo de 9 pozos invertido puede cambiarse a un arreglo en línea recta o de 5 pozos sin mucho esfuerzo. EFICIENCIA EN EL BARRIDO AREAL. La eficiencia de barrido are al “Ea” se define como la fracción del área horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria. Es decir
La eficiencia de barrido areal se relaciona con factores que se dan en la naturaleza y, por lo tanto, son incontrolables entre ellos; las propiedades de las rocas (porosidad, permeabilidad, conductividad, otros) y la propiedades del sistema roca-fluido (Angulo de contacto, kr, pc, entre otros) las cuales tiene influencia directa sobre el volumen de roca invadida por el fluido inyectado, así también sobre la dirección y la velocidad del movimiento de los fluidos. Entre los factores más importantes se encuentran:
Geometría del pozo de inyección y de producción. Se refiere a la configuración areal existente entre los pozos productores e inyectores. Razón de movilidad. La eficiencia areal disminuye cuando la razón de movilidad aumenta Volumen de los fluidos inyectados. La eficiencia área aumenta con el volumen de fluidos inyectados y, por lo tanto, con el tiempo, así, se habla de eficiencia areal en el momento de la
ruptura y de la eficiencia areal de la ruptura, relacionándola con determinado volumen de fluidos inyectados. METODOS PARA ESTIMAR LA EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL. El propósito de esta sección es presentar correlaciones que permitan determinar la eficiencia del barrido areal, a la ruptura, en función de los factores más importantes que la afectan: la razón de movilidad y los diferentes arreglos de los pozos. Se ha visto que la cantidad de petróleo que se puede desplazar por la inyección de agua es directamente proporcional a la eficiencia de barrido areal, esto ha sido indicado por:
EFICIENCIA DEL BARRIDO AREAL A LA RUPTURA.
La velocidad con la que viajan los fluidos a través de las líneas de flujo en particular es, de acuerdo con la ley de darcy, proporcional al gradiente de presión a lo largo de la línea de flujo. En el cuadro anterior, la distancia más corta que conecta a un inyector y a un productor es la diagonal. Como todas las líneas de flujo están sujetas a la misma caída de presión, se concluye que el mayor gradiente de presión y la más alta velocidad de flujo ocurrirán a lo largo de la línea más corta. Consecuentemente, el agua que fluye través de la diagonal será la primera en arribar al pozo productor. EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL DESPUES DE LA RUPTURA.
Si después de la ruptura continua la inyección, la eficiencia de barrido areal desarrollada en un determinado arreglo continuara aumentando hasta alcanzar un máximo de 100%. La relación agua-petróleo producida también aumenta rápidamente, pero el aumento de la eficiencia areal será una función de la cantidad de agua inyectada en el sistema, por lo cual es recomendable que al planificar una inyección de agua se conozcan la relación entre dos variables. La mayoría de los datos publicados sobre la eficiencia areal después de la ruptura se ha detenido de modelos empacados con arena sin una saturación de gas inicial. EFICIENCIA DEL BARRIDO VERTICAL Ev Debido principalmente a la homogeneidad del yacimiento, solo una fracción del área vertical del yacimiento es conectada por el fluido desplazante. Esta fracción referida al área vertical total del yacimiento, se denomina eficiencia de barrido vertical.
Además de la movilidad de los fluidos del yacimiento existen otros factores que afectan la eficiencia de barrido.
Índice de inyectabilidad. Durante la variación de la inyectividad para un sistema radial, se observó que existe una relación funcional entre la inyectividad M, y la posición del frente de invasión. Las zonas de agua y de petróleo alrededor del pozo de inyección son circulares. Las zonas continuaran siendo circulares alrededor del pozo de inyección hasta que los radios de los bancos de petróleo alcancen una distancia cercana al 70% de la distancia entre el pozo productor y el inyector. En la práctica se ha observado que en campos agotados, el uso de tiempos cortos de inyección puede dar como resultado tasa de inyección optimas, las cuales no pueden mantenerse durante la mayor parte de la invasión. Fuerza de gravedad La segregación por gravedad ocurre cuando las diferencias de densidad entre el fluido desplazante y el desplazado son los suficientemente grandes para inducir un componente vertical en el flujo de fluidos, aun cuando la principal dirección de flujo sea un plano horizontal; por ello cuando se inyecta un fluido más denso que el petróleo como es el caso del agua, esta tiende a moverse referencialmente en la base de las formaciones.
Efecto de la tasa de flujo La eficiencia de barrido está influenciada por las fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales. Las primeras resultan del gradiente de presión y, por lo tanto, son proporcionales a la tasa de flujo. En una roca mojada preferencialmente mojada por agua, las fuerzas capilares producen imbibición en los poros más pequeños o estratos menos permeables dentro del yacimiento, En rocas mojadas por petróleo, las fuerzas capilares petróleo. Agua tienden a repeler el agua inyectada de los poros más pequeños llenos de petróleo. Durante la etapa de llene en una inyección de agua, las zonas menos permeables del yacimiento se restauran de petróleo, como resultado de las fuerzas capilares gas-petróleo; también por el aumento de la presión en la zona de petróleo. Las fuerzas gravitacionales que dependen de la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua del yacimiento actúan para atraer el agua inyectada a la porción más baja del yacimiento.
INYECCIÓN DE GAS. Reinyección de gas en yacimientos ha sido una técnica empleada desde el siglo xx con el propósito de recuperación secundaria. La idea de usar gas para mejorar la productividad de los pozos de petróleo fue propuesta por dinsmoor en 1864, quien más tarde en 1891, al inyectar gas proveniente de una arena a otra, logro doblar la producción de petróleo. Posteriormente, en 1895, combino la re presurización de gas con el uso de bombas de vacío en los pozos de petróleo. Se considera que esta fue la primera vez que se utilizó un compresor en operaciones de inyección de gas. El objetivo principal de la inyección de gas es la de mantener la presión a cierto valor o suplementar la energía natural del yacimiento. En el primer caso se le conoce como mantenimiento de la presión y en el segundo como mantenimiento parcial, ambos dan lugar a un incremento del recobro del petróleo, a una mejora en los métodos de producción y a la conservación del gas. La inyección de gas en un yacimiento se realiza bien sea dentro de la capa de gas si esa existe o indirectamente dentro de la zona de petróleo. Cuando existe una capa original de gas, o cuando se ha formado por la segregación gravitacional, el gas inyectado ayuda a mantener la presión del yacimiento y hace que el gas de la capa entre la zona de petroléalo empuje hacia los pozos productores. MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo de petróleo debido a los siguientes mecanismos: Reducción de la viscosidad El gas disuelve al petróleo y reduce su viscosidad, y por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo de inyección también se reduce Aumento de la energía del yacimiento. El gas aumenta la energía del yacimiento, efecto transitorio que dura solo un corto tiempo. Vaporización. Puede ser el causante de que se produzca cantidades adicionales de petróleo por recuperación secundaria, una porción del petróleo se vaporiza y se mueve hacia los pozos productores en la fase de vapor.
