Seguimiento a Proyectos de Inyeccion

7/23/2019 Seguimiento a Proyectos de Inyeccion

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Gerencia Integrada de

Yacimientos

Técnicas para Seguimiento

Efectivo a Proyectos de Inyección

7



Al descubrirel yacimiento

Despuésde recuperaciónprimaria

Despuésde recuperación

secundaria

agua petróleo petróleo

agua

gas

petróleoagua

Distribución del Pétróleo

AguaInyectada



Programa de Gerencia Integrada

del Proyecto de Inyecciòn

Características del Yacimiento

Comportamiento de los fluídos en elYacimiento

Selección, operación y seguimiento de

los pozosFacilidades de superficie



Pautas para el Programa de Seguimiento

1) Caracterizaciòn del Yacimiento

2) Estimaciòn de las àreas donde se encuentra

el petròleo a recuperar

3) Anàlisis del comportamiento de los arreglos4) Recolecciòn de data

5) Monitoreo de las Pruebas de pozos y de la

presiòn del yacimiento

6) Base de datos de informaciòn de los pozos



Transporte delos Hidrocarburos

Tratamientodel Agua

Pozos de Agua

Facilidades deProducción

Pozos paraDisposición de

Desechos

Facilidades deInyección

Pozos deProductores Yacimiento Pozos Inyectores

Ciclos de un Proyecto de Inyección



Pozos Yacimiento Facilidades Sist.de Agua

Presión

Tasas

Volúmenes

Cortes

Muestras defluídos

Gráficos Hall

Control de lainyección

Balanceo de losarreglos

Distribuciónde la inyección

Áreas de problemas

Completación

Pruebas de inyectores

Calidad deproductores

Conversión deproductores

Contrapresión

Perfiles de inyección

Limpiezas periódicas

Técnicas de RA/RC

Producción /inyección

Monitoreo deequipos

Calidad

Gases corrosivos

Minerales

Bacterias

Sólidos disueltos

Sólidos suspendidos

Análisis de iones

pH

Corrosividad

Contenido depetróleo

Sulfato de hierro

Examenes delaboratorio

Recolección de dataen pozos de agua,

Inyectores y Sistemade inyección

Control y Monitoreo

de Proyectos de Inyección



Factores Críticos

de un Proyecto de Inyecciòn

Descripción del yacimiento

Comportamiento del yacimiento (Predicción)

Pozos y sus tasas, presiones y perfiles de fluídos

Calidad y tratamiento del agua

Facilidades: operación y mantenimiento

Comportamiento real y teórico

Sistemas de información gerencial del yacimiento (SIGY)

Diagnóstico y solución de problemas potenciales

Evaluación económica



Permeabilidad Porosidad

Espesores

Saturación de Petróleo

Contacto Agua Petróleo

Contacto Gas Petróleo

Anisotropía

Sistema Orientado de Fracturas o

Permeabilidad Direcccional

Esfuerzos In Situ

Continuidad del Yacimiento Conductividad Vertical al Flujo

Descripción del Yacimiento

¿Dondé está la mayor parte del petróleo recuperable?

Arquitectura del Yacimiento

• Caracterización Geológica

• Variaciones Areales

• Variaciones Verticales

• Distribución areal y vertical



Conceptualización Geológica

Prod. Prod. Inyec.

Contacto Arena-Petróleo

Inyec. Inyec. Inyec.Prod.

Arena nueva Arena

Prod.

Concepto antiguo:

Continuidad de la Arena

Concepto actual:Arena No Continua



Comportamiento del Yacimiento

Producción Primaria Alta producción acumulada

Permeabilidad y

Porosidad Alta

Mayor espesor

Otra arena productora Baja producción Acumulada

Pobres condiciones

mecánicas

Daño

Arena aislada

Producción Secundaria Curvas de Producción

% Petróleo vs NP

Relación Gas / Petróleo

Mapas de Avance del Frente

Mapas de Burbujas Gráfico X

Gráfico de Hall

Inundación Controlada

Balance de Arreglos

Análisis del Agua Producida

Perfil de Inyección



Comportamiento Típico de un Proyecto

de Inyección Exitoso

Inclinación L l e n a d o

B P P D

I n i c i o d e

l a

I n y e c c i ó n

Declinación

% Vida del Proyecto

Total

Petróleo Secundario

Petróleo Primario

Agua



Prueba de la Tasa Incremental

Permite alcanzar la máxima inyectividad sin fracturar la formación. Es el mejor método disponible para determinar presiones seguras de inyección

Se cierra el pozo o se estabiliza a tasa de inyección baja, pero constante. La prueba consisteen una serie de inyecciones a tasas constantes, que van en incremento continuo.

Cada paso debe tener la misma duración. Supone que el flujo en el pozo inyectorestá gobernado por la ley de Darcy para condiciones de estado continuo:

Se efectúa un gráfico, en coordenadas cartesianas, de p i vs q i . De acuerdo a la ecuación,debe obtenerse una relación lineal por debajo del punto de fractura.

Cuando p i excede p f , se produce una fractura que actúa como un conductor adicional de

fluido y se reduce la pendiente de la curva.

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Tasa de Inyección, BAPD

P r e s i ó n d

e

I n y e c c i ó n e

n e l f o n d o ,

l p c a

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

1950

2000

Presión lpca

presión lpca

w

w

ewi qS

r

r

kh p p

)75,0(ln2,141



Gráfico X

ow

w

o

w

w

o

wqq

q

k

k f

0,1

0,1

ww f f X

0,1)0,1

0,1ln(

Gráfico X

Un método muy exacto de graficar la data de un proyecto de inyección de agua parapropósitos de extrapolación.

En una data real de f w , para valores de f w superiores a 0,5 se debe esperar una relaciónlineal entre X y N p .

Si en la extrapolación se usan valores de f w inferiores a 0,5, la recuperación final podríaser muy optimista.

Debe usarse con precaución.

ow

w

o

w

w

o

wqq

q

k

k f

0,1

0,1

ww f f X

0,1)0,1

0,1ln(

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

2,2

2,4

2,6

2,8

3

3,2

3,4

3,6

3,84

4,2

4,4

4,6

4,8

5

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2,4 2,6 2,8 3 3,2 3,4 3,6 3,8 4

Np (MMBF)

X

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

2,2

2,4

2,6

2,8

3

3,2

3,4

3,6

3,84

4,2

4,4

4,6

4,8

5

X

X X ext. L imi . Eco Np al L im. Eco. MMBN



Gráfico de Hall Típico para Varias Condiciones

A partir de la ecuación de la tasa de inyección a condiciones de estado continuo:

Si se suponen constante k , h , r e , r w y S , se puede establecer:

Reacomodando términos e integrando :

Por tanto, un gráfico de la integral vs. el agua inyectada acumulada debe dar una recta dependiente A .

S r

r

p pkhq

w

e

wiwi

75,0ln

)(00707,0

)( p p Aq wiwi

S r

r

kh A

w

e 75,0ln

00707,0

A

W dt q

Adt p p i

t

wi

t

wi 00

1)(

Agua Inyectada Acumulada, Barriles

t

wi dt p p0

)( ,lpc-d



Monitoreo - Seguimiento a Pozos

Problemas ----> Eficienciade Barrido Vertical

Taponamiento de las Perforaciones

Inyección fuera de la arena de interés

Perfil de inyección no uniforme(estratificación)

Completación ----> Eficiencia

de pozos de Barrido Areal Cementación

Pozo Completado a Hueco Abierto

Pozos Fracturados con mucho volumende tratamiento

Pruebas de Pozos Inyectores

Calidad de Pozos Productores Mal Productor, es Mal Inyector

Conversión de Productores Contrapresión

Producir “Pumped - Off”

Cambio del Perfil deInyección

Equipo de Inyección

Selectiva

Perforación Selectiva

Cementación

Uso de Polímeros Limpieza Periódica de

Inyectores

Técnicas de Completación yRA/RC

Regulación de Flujo

Control del Perfil deInyección



Sistema de Inyección de Agua

Fuente de Agua

Calidad

Preservar la calidad controlando la adicción o generaciónde contaminantes

Calidad

Taponamiento

Reducción Ef. Barrido

Disminuye Rec. Pet.

Menos Ingresos

Requiere RA/RCy Reparación del Sistema

Proceder

Alta Pobre

Aceptarla Mejorarla

Aumenta Costos



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