Mapa 19-Método de Dykstra – Parsons

Escuela Politécnica Nacional Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos Recuperación Secundaria Mapa 19 Nombre del Grupo: ITT Integrantes: Anghelo Narváez Andrés Sánchez Rosas Marlon Tituaña Tema: Método de Dykstra – Parsons

Fecha: Lunes 07/08/2017

Nota:

PREDICCIÓ N DEL RENDIMIENTO DE INYECCIÓ N DE AGUA Se refiere al problema de predecir el comportamiento de inyección de agua.

se necesita predecir son datos

Se han propuesto numerosos métodos para lograr esto cada uno diferente en:  la manera del manejo de la heterogeneidad  cálculos de barrido areal  desempeño de la inyección de agua  eficiencia de desplazamiento  muchas otras variables que pueden afectar el rendimiento de la inyección de agua.

 El tiempo requerido para alcanzar la ruptura.  La recuperación de petróleo al tiempo de ruptura.  La relación agua – petróleo después de la ruptura.  el tiempo de producción alcanzado.  petróleo producido – agua inyectada, etc.

pueden ser categorizados dentro de cinco grupos

Efectos de barrido areal 


Estratificación del reservorio

Mecanismo de desplazamiento




Métodos numéricos 


Métodos empíricos 


MÉTODOS QUE CONSIDERAN EL BARRIDO AREAL

Puede ser correlacionada como una función de la relación de movilidad, la geometría del modelo y el caudal de agua acumulada

Las correlaciones más comúnmente usadas son aquellas desarrolladas por Caudle y compañeros.

Las correlaciones fueron desarrolladas usando fluidos miscibles y, consecuentemente, se asume un desplazamiento tipo pistón, es decir, el petróleo no fluye detrás del frente. A menos que la saturación residual de petróleo sea juiciosamente seleccionada, los cálculos de recuperación pueden ser muy optimistas.

Las correlaciones no consideran heterogeneidades areal y vertical. 


El cambio de la relación de movilidades después de la ruptura de agua y su subsecuente efecto sobre la eficiencia de barrido areal no son consideradas. 


No se considera los efectos de la variación de presión que resulta de mantener la rata de inyección constante. 


MÉTODO DE DYKSTRA – PARSONS

Dykstra y Parsons desarrollaron un método de predicción del comportamiento de inyección de agua en sistemas estratificados, el cual combina resultados de laboratorio y estudios teóricos.

requiere el conocimiento de:

 La variación de permeabilidad vertical, V.  La relación de movilidad, M.  La saturación de agua inicial Swi.  La fracción de petróleo recuperado a una determinada razón agua-petróleo.

Este método está sujeto a varias asunciones y limitaciones

El modelo considera que no existe flujo entre capas.

Desplazamiento tipo pistón perfecto

Flujo Lineal.

Flujo en estado continuo.

Excepto para la permeabilidad absoluta, las propiedades de roca fluido son las mismas para todas las capas.

El llenado de gas ocurre previamente en respuesta a la inundación.

Primeramente consideramos el modelo teórico y las correlaciones de recuperación determinado experimentalmente. Luego mostraremos como se los puede utilizar para predecir la recuperación de petróleo en sistemas estratificados.

Desarrollo Matemático.

El modelo de flujo lineal consiste de una serie de capas de espesores iguales arreglados en orden decreciente de permeabilidad

Correlaciones de recuperación

Las correlaciones de recuperación de petróleo se basan en pruebas de laboratorio usando cores de la arena California.

PREDICCIONES es usado para predecir el comportamiento de inyección de agua: Determinar la variación de permeabilidad. V.

Graficar Np versus WOR. Extrapolar esta curva hasta ceroWOR para obtener la recuperación en el punto de li ́mite.

Determinar la relación de movilidad. M.

Calcular la inyección de agua requerida para llenar el espacio de gas:

Usar V y M para obtener Cv a valores de WOR de 1. 5. 25. y 100.

Calcular la inyección de agua requerida para remplazar la producción de petróleo como una función de Np:

Calcular la eficiencia de barrido areal. EA. fracción de acuerdo al modelo utilizado.

Calcular la inyección de agua requerida para remplazar la producción de agua como una función de Np:

Calcular la producción acumulativa de petróleo correspondiente a cada valor de WOR:

Calcular el agua inyectada acumulada como una función de Np. y como una función del tiempo: