TRATAMIENTO DE PROBLEMAS TIPICOS EN UN PROCESO DE INYECCIÓN DE AGUA. (TRABAJO)
Presentado por: CRISTIAN FERNANDO LOPEZ URIBE DARWIN ANDRES VASQUEZ SANDOVAL GRUPO E2-SUBGRUPO 5
Presentado a: M.Sc. JORGE PALMA
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE FISICOQUIMICAS METODOS DE RECOBRO BUCARAMANGA JUNIO 2014
Contenido
TRATAMIENTO DE PROBLEMAS TIPICOS EN UN PROCESO DE INYECCION DE AGUA ...... 3 OBJETIVOS. ...................................................................................................................................
3
OBJETIVOS ESPECIFICOS. ..........................................................................................................
3
GENERALIDADES DEL PROCESO DE INYECCION DE AGUA. ................................................. 3 PARAMENTROS A TENER EN CUENTA EN EL PROCESO DE INYECCION DE AGUA. .......... 3 CONSIDERACIONES DE ACUERDO A LOS PARAMETROS A TENER EN CUENTA EN EL PROCESO DE INYECCION DE AGUA. ......................................................................................... 4 1. LA PRESION DE INYECCION. .......................................................................................... 4 2. LA TASA DE INYECCION. ................................................................................................. 5 3. BARRIDO DEL YACIMIENTO. ..........................................................................................
5
4. EFICIENCIA DEL DESPLAZAMIENTO ..............................................................................
6
5. PROPIEDADES PETROFISICAS ........................................................................................
7
6. PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO. ................................................................................ 7 7. RESATURCIÓN. .................................................................................................................
7
8. PRESENCIA DE ACUIFERO. .............................................................................................
8
9. HUMECTABILIDAD. ........................................................................................................... 8 10.
CONTENIDO DE ARCILLAS. ......................................................................................... 8
11.
RELACIÓN AGUA PETRÓLEO. .....................................................................................
12.
FRACTURAS ARTIFICIALES PROFUNDAS. ................. .................. .................. ............ 9
13.
PARTÍCULAS DISUELTAS EN EL AGUA. ..................................................................... 9
BIBLIOGRAFIA ...............................................................................................................................
8
9
TRATAMIENTO DE PROBLEMAS TIPICOS EN UN PROCESO DE INYECCION DE AGUA
El comportamiento del yacimiento frente al sometimiento de dicho proceso requiere considerar y monitorear el sistema completo del campo y considerar la vida económica del proceso y sus cambios. OBJETIVOS.
Estudio del estado del arte de los tratamientos de los problemas presente en el proceso de inyección de agua.
OBJETIVOS ESPECIFICOS.
Analizar los diferentes aspectos que implican el proceso de inyección de agua para entender su comportamiento. Conocer los diferentes rangos de los parámetros considerados para lidiar con los problemas más frecuentes de la inyección de agua.
GENERALIDADES DEL PROCESO DE INYECCION DE AGUA.
Los yacimientos de petróleo y gas son como los seres vivos, cada uno tiene distinto comportamiento y características particulares que hay que tener en cuenta a la hora de las operaciones de inyección y asi evitar retrasos de tiempo. Lo ideal es reconocer tempranamente la productividad del yacimiento. La inyección de agua siendo un mecanismo utilizado para aumentar o mantener en una caída lenta y constante de la energía del yacimiento, presenta limitantes en cuanto a la eficiencia de desplazamiento, al comportamiento de movilidad dentro del yacimiento, a la eficiencia de barrido, con el estado geológico del yacimiento, el comportamiento del agua frente al aceite, al diseño de tuberías y sus bombas de presión. Todo esto puede evitarse o controlarse mediante estudios de condiciones del agua, del yacimiento y del sistema de operación y un continuo seguimiento del proceso y sus comportamientos. La inyección de agua es el método der recuperación secundaria donde el factor de reobro alcanza entre el 35% al 50%. PARAMENTROS A TENER EN CUENTA EN EL PROCESO DE INYECCION DE AGUA.
De acuerdo a la formación:
Orientación y estado del espesor Saturación de agua connata Anisotropía Fracturas artificial profundas Profundidad Presencia de acuífero Contenido de arcilla Humectabilidad La presión de entrada
De acuerdo al fluido inyectado:
Tasas de inyección Barrido del yacimiento Eficiencia de desplazamiento Corrosión de la tubería Económicos
De acuerdo al fluido producido
Propiedades petrofísicas Resaturación Relación agua petróleos
CONSIDERACIONES DE ACUERDO A LOS PARAMETROS A TENER EN CUENTA EN EL PROCESO DE INYECCION DE AGUA. 1. LA PRESION DE INYECCION.
Lo ideal es que la presión de inyección este entrando con una presión por encima del punto de burbuja, entre 200 y 300 psi por encima de la presión del punto de burbuja. Las ventajas de este procedimiento son
El petróleo remanente tiene la máxima cantidad de gas en solución, lo cual genera un factor volumétrico máxima y un volumen mínima de barriles normales. A esta presión, la viscosidad del petróleo es mínima, por lo cual mejora la razón de movilidad y las eficiencias del desplazamiento y del barrido. Los pozos productores tienen el máximo indice de productividad. No hay retraso en la respuesta del yacimiento a la invasion debido a que se encuentra lleno de líquido.
Las desventajas podrían ser: Requerimiento de altas presiones de inyección que incrementen los costos. 2. LA TASA DE INYECCION.
La tasa de inyección debe favorecer la segregación gravitación y a su vez ser el caudal adecuado para que no ocurra la inestabilidad viscosa del frente. Debe favorecer la imbibición del agua en la matriz y su segregación gravitacional en la fractura. En yacimientos buzados es muy favorable y en yacimientos naturalmente fracturados presenta muchas dificultades. 3. BARRIDO DEL YACIMIENTO.
Se debe tener en cuenta múltiples factores: Heterogeneidad •
•
•
•
Dirección de la anisotropía Lenticularidad de la arena Fracturas naturales e inducidas Comunicación entre pozos de inyección y producción.
Razón de movilidades •
•
Inestabilidad viscosa del frente de invasión Irrupción de los fluidos inyectados
Segregación gravitacional •
Tamaño del espesor
Lo recomendable es: Heterogeneidad Alta heterogeneidad, no desplazar fluidos pero se puede aplicar inyección selectiva a área con más continuidad y perforar pozos interespaciados; o se puede aplicar estimulamiento de los pozos productores. Razón de movilidades
Tener presente límites de viscosidad de aceite menores a 50 a 60 cP.
Segregación gravitacional En espesores medios se realizar inyección y producción selectiva por la parte superior de la arena, en espesores delgados no se justifica una inyección de fluidos y en espesores grandes, se inyectar agua por la base y producir el petróleo por el tope. 4. EFICIENCIA DEL DESPLAZAMIENTO
Se debe tener en cuenta: •
Mojabilidad roca-fluido inyectado
•
Tensión interfacial fluido desplazante/desplazado
•
•
Viscosidad de los fluidos La transferencia de masa entre los fluidos y otros
La recomendable es: Mojabilidad
Menor saturación de agua irreducible. Distribución de los fluidos en el yacimiento. Localización del petróleo residual. Mecanismo de desplazamiento que supere la resistencia de la formación y empuje la mayor cantidad de aceite residual.
Tensión interfacial
Temperatura altas Compatibilidad entre el fluido inyectado y el agua del acuífero.
Viscosidad
Utilizar polímero que reduzca la viscosidad del agua hasta llegar a un equilibrio entre la movilidad del aceite.
Energía
Disminuir la presión capilar Desplazar el aceite en la dirección del buzamiento e inyectar a altas tasas. Disminuir la viscosidad del aceite con inyección de CO2 o con un fluido energizado.
5. PROPIEDADES PETROFISICAS
Lo recomendado es:
La porosidad sea mayor al 15% La permeabilidad sea mayor al 100mD La saturación de agua connata sea menor al 30% La presencia de anisotropía puede ser una variable donde puede desfavorecer o favorecer a la canalización entre capas de estratos.
6. PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO.
Esta variable influye en el diseño operativo y estabilidad del pozo, por lo tanto las recomendaciones a tener en cuenta son:
La profundidad del yacimiento tiene que ser mayor a 10000 ft para que en fondo se pueda llegar a una presión mayor que la presión de burbuja. Las presiones suministradas por las bombas en cabeza tienen que ser superior a la presión de llegada del fluido en cabeza. La fricción es inevitable para irrumpir el fluido y deben ser mayores a las perdidas existentes en el tramo de fondo a cabeza de pozo por el fluido ascendente. La presión por columna hidrostática deben ser superiores a la presión hidrostática.
7. RESATURCIÓN.
Los espacios ocupados por el gas inicialmente, mientras se barre con agua, satura con petróleo los poros durante la invasión, lo cual disminuye el banco de petróleos. De la misma forma afecta el agua inyectada debido a que primero hay que llenar el espacio y luego comienza a llenar. Los anteriores casos ocasionando caídas de presión, discontinuidad en el fluido de barrido inyectado y disminuye el área de las zonas drenadas. Para evitar lo ideal es, mantener la continuidad en la presión, controlar el frente con espumas y hacer arreglos de pozos con corto espaciamiento.
8. PRESENCIA DE ACUIFERO.
Acuífero pequeño: Energía limitada y recomienda un aumento en la inyección de agua en los flancos. Acuífero grande: Se debe considerar su mecanismo natural de recobro con la energía que se pretende ingresar con la inyección de agua.
9. HUMECTABILIDAD.
Como la humectabilidad no es homogénea en todos los puntos del yacimiento, se recomienda estudiar el yacimiento y ubicar los sectores humectados con agua para que el aceite entre los poros y por diferencias de densidades, permeabilidades relativas, tensión interracial y presión capilar, remueva el aceite. 10.
CONTENIDO DE ARCILLAS.
La presencia de arcilla en los yacimientos constituye un factor crítico, ya que estos se hinchan, reduciendo el espacio interconectado y disminuye la tasa de inyección y producción del proyecto. Lo recomendable es preparar un fluido con la misma naturaleza del agua que se encuentra en yacimiento. 11.
RELACIÓN AGUA PETRÓLEO.
Los principales problema son:
Rápida declinación de la productividad de los pozos. Aumento de los costos del manejo del agua producida. Aumento de los problemas de deshidratación del petróleo. Deterioro de la productividad de los pozos por la migración de finos. Arenamiento de los pozos Producción de arena que deteriora as instalaciones de producción. Cierre prematuro de los pozos, que convierte en antieconómica su producción.
Se recomienda para tener un control de los problemas
Si la producción de agua y petróleo proviene de lentes o zonas diferentes, el tratamiento más adecuado es taponar las zonas productoras de agua con cemento, resinas o geles de silicato o polímeros. Si el agua y el petróleo provienen de las mismas arenas, o de zonas donde es difícil distinguir cuales producen agua y cuales petróleo, es preferible crear barreras selectivas en todas las zonas por medio de polímeros hidrosolubles que bloquean la producción de agua sin afectar la producción de petróleo y gas. También, la producción simultanea de agua y petróleo
puede ser una buena alternativa, cañoneando ambas zonas en lugar de hacerlo solo en el tope petrolífero. 12.
FRACTURAS ARTIFICIALES PROFUNDAS.
Fracturas menores a 250 ft de profundidad indicadas por altas presiones de inyección produce baja eficiencias de barrido ya que el fluido tiende a canalizarse rápidamente a través de las fracturas hacia los pozos productores. Lo recomendado es generar controles que eviten que la presión inyección alcance la de la fractura de la formación, ahora si se logran crear fracturas perpendiculares a las áreas de flujo, entre el pozo productor y el inyector, se mejora la eficiencia de barrido ya que actúa la fractura como surtidor de flujo inyectado. 13.
PARTÍCULAS DISUELTAS EN EL AGUA.
El agua tiene que tener un debido control en sus propiedades y en su concentración de sustancia, ya que ellas pueden generar problemas como:
La corrosividad La formación de conchas Los sólidos y líquidos de gran volumen que produzcan obstrucción.
Para controlar la solución de sustancias se recomienda usar sulfitos de sodio, bactaricidadas e inhibidores de corrosión para aumentar la vida de servicio de estos pozos. BIBLIOGRAFIA
MAGDALENA PARIS, inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Dala S.A. 2001.
