Métodos de predicción del comportamiento de la inyección de agua
Métodos de predicción 1. Heterogeneid Heterogeneidad ad del yacimient yacimiento o 2. Efectos de área barrida 3. Métodos numéricos 4. Soluciones empíricas
Método perfecto de predicción Debe incluir: •
Todos los efectos pertinentes del flujo de fluidos.
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Del arreglo de pozos.
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De la heterogen heterogeneidad eidad
Método perfecto de predicción Los efectos de flujo de fluidos incluyen: •
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La influencia de Kr. La distribución de las dimensiones de los poros. Las saturaciones congénitas
Método perfecto de predicción •
Incluirá un frente de invasión.
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Cambio abrupto de Sw.
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Petróleo fluyendo detrás del frente
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Cambio de la conductividad del fluido a medida que avanza la invasión
Método perfecto de predicción •
La predicción con la presencia de una Sgi
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Los efectos del arreglo de pozos
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El efecto M sobre la Ev a la surgencia y sobre el incremento del área barrida posterior a la surgencia con una inyección continua
Método perfecto de predicción •
No se limitara a unos cuantos modelos o a ciertos arreglos de pozos de inyección y de producción
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Las inyecciones periféricas.
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Pozos localizados irregularmente.
Método perfecto de predicción •
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Los efectos de heterogeneidad. Incluirán las variaciones areales y verticales de K Consideraciones de flujo cruzado
Método perfecto de predicción •
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La existencia de alguna discreta y aislante barrera al flujo Los efectos de la viscosidad, la capilaridad y la gravedad sobre el movimiento de los fluidos
Método perfecto de predicción •
Un método de este genero, puesto que considera todos los efectos sobre la
producirá una concordancia entre el comportamiento predicho y el real inyección de agua,
Método perfecto de predicción •
Necesitara información detallada de la estructura del yacimiento, probablemente más de la que tenemos en cualquier yacimiento.
Métodos relacionados con la heterogeneidad del yacimiento 1. Métodos que se refieren a los efectos de la variación de la inyectividad, capa por capa, en la porción radial del yacimiento que rodea al pozo de inyección 2. Métodos que se refieren a la recuperación de petróleo capa por capa 3. Métodos que caracterizan las heterogeneidades por la distribución de la permeabilidad
Método de Yuster Suder Calhoun –
En 1944 desarrollaron ecuaciones semejando la inyección de agua en 5P 1. Movimiento radial, reducción de la inyectividad con el llenado de gas libre 2. Periodo intermedio de la reducción de la inyectividad después de la interferencia de los pozos adyacentes hasta el llenado total. 3. Periodo final de inyección constante. •
Método de Yuster Suder Calhoun –
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Esta solución fue ampliada para simular heterogeneidades con cierto número de capas de K diferente y aisladas El agua y el petróleo tienen igual movilidad. La parte de agua que entra en cada capa es proporcional a kh. Desplazamiento tipo pistón, no hay flujo de petróleo detrás del frente.
Método de Yuster Suder Calhoun –
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Muskat, amplió la aplicación de este método considerando la condición más general: 0.1 < M< 10 Los efectos de la distribución de K tanto lineal como exponencial.
Método de Prats Matthews Jewett - Baker –
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Usando básicamente la misma solución, propusieron un método más completo para 5P, incluyendo los efectos combinados de M y la Ea. 1. La inyectividad inicial se controla mediante la movilidad del agua y los bancos de petróleo 2. Después de la surgencia de agua se aplica una correlación que relaciona la inyectividad con la parte radial del pozo productor, invadida por agua. •
Método de Prats Matthews Jewett - Baker –
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Se supone un desplazamiento tipo pistón De cualquier capa, la producción es únicamente de gas (durante el periodo de llenado), de petróleo (hasta la irrupción de agua) y posteriormente de agua y petróleo cuya proporción depende de la correlación de área barrida y fracción de agua.
Método de Stiles •
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Incluye básicamente la consideración de diferentes posiciones del frente de invasión en capas lineales, llenas de liquido con diferentes K aisladas. El volumen de agua inyectada depende únicamente del valor de kh de cada capa Supone M = 1, después de la surgencia de agua en una capa, solamente se produce agua de esa capa.
Método de Stiles
Método de Stiles •
Posteriormente a la surgencia de agua, la relación agua-petróleo se determina de:
Donde C es la fracción de la capacidad de flujo representada por las capas que tienen surgencia de agua.
Método de Stiles •
Incluye una condición ambigua con relación a las movilidades, es decir supone M = 1 para los cálculos del barrido vertical y toma en cuenta la M para la producción agua-petróleo.
Método de Dykstra - Parsons •
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Presentó una correlación entre la recuperación por medio de la inyección de agua, M y distribución de K. Base a cálculos de un modelo lineal estratificado sin flujo cruzado
Método de Dykstra - Parsons •
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Más de 200 pruebas de inyectividad en más de 40 muestras de núcleos de California. Se midieron: Saturaciones iniciales de los fluidos, M, relación de producción agua-petróleo y las recuperaciones fraccionales de petróleo.
Método de Dykstra - Parsons •
Las correlaciones presentadas por D y P relacionan la recuperación a una relación de producción agua-petróleo de 1, 5, 25 y 75, como una fracción de petróleo in situ, con respecto a: v, M y Swc al término de la inyección
Método de Dykstra - Parsons
Método de Dykstra - Parsons
Método de Dykstra - Parsons
Método de Dykstra - Parsons
Métodos de Predicción Referidos al área barrida
Método de predicción referidos al área barrida •
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Muskat.- en la década de los 40 se llevaron a cabo trabajos matemáticos como experimentales para determinar las distribuciones de líneas de flujo y de isopotencial de diferentes arreglos. Ea a la surgencia con M = 1 Los ingenieros de operación utilizaron estos valores en sus estimaciones de recuperación de la inyección de agua.
Método de Hurst •
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Hurst.- Amplio los trabajos de Muskat para 5P considera una Sg inicial Formación de un banco de petróleo pero M=1 Primer estudio en mostrar el incremento del área barrida, obtenible posterior a la surgencia, mediante inyección continua de agua.
