Universidad Nacional Autónoma de México

Facultad de Ingeniería

“ Recuperación Secundaria y Mejorada”

Grupo : 01

Universidad Nacional Autónoma de México

Facultad de Ingeniería

Recuperación Secundaria y MejoradaGrupo : 01

Anguiano Díaz Gabriela

López Beltrán Osvaldo Joaquín

Meza Constantino Karen Eugenia

Montesinos Aguilar Alberto

Noviembre 23, 2010

Inyección de Agua

La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos.

En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la

presión del yacimiento y no fue sino hasta los

primeros año de 1980, cuando los operadores

notaron que el agua que había entrado a la zona

productora había mejorado la producción.

Introducción

Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio. Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la Inyección de agua, se desarrollo la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos.

En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928

El patrón de línea se reemplazo por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección.

En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.

Tipos de inyección. De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.

Inyección periférica o externa.Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua petróleo.

Características. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y la estructura del mismo favorece la inyección de agua.

Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

Ventajas.

1. Se utilizan pocos pozos.

2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.

3. No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión de agua.Desventajas

Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.

No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.

Inyección en arreglos o dispersa.

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen

invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número

apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.

Característica.

1. La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y posición de los pozos existentes.

2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.

2. Rápida respuesta del yacimiento.

3. Elevadas eficiencias de barrido areal.

4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo

5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

6. Rápida y respuesta de presiones.

7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto

Ventajas

Desventaja.

1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.

2. Es más riesgosa.

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos.

Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentalógica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular,

pero aprovechando al máximo el conocimiento de las característica del yacimiento y optimizando el numero de

pozos.

El agua se inyecta (1) para mantener la presión del depósito (también conocido como el reemplazo de porosidad), y (2) para barrer o desplazar el aceite del depósito, y empujarlo hacia un pozo.

Proceso de Inyección de Agua

Normalmente, sólo el 30% del petróleo en un yacimiento puede ser extraído, pero aumenta el porcentaje de inyección de agua (conocido como el factor de recuperación) y mantiene la tasa de producción de un depósito durante un período de tiempo más largo.

Tipos de AguaEl agua producida se utiliza a menudo como un líquido de la inyección. Esto reduce el potencial de causar daño a la formación debido a los fluidos incompatibles, aunque existe riesgo de la corrosión en líneas de flujo de inyección o restos de la tubería. Además, el agua producida, siendo contaminados con hidrocarburos y sólidos, deben eliminarse de alguna manera, y la eliminación en el mar o el río requiere un cierto nivel de limpieza.

El agua de mar es, obviamente, la fuente más conveniente para las instalaciones de producción costa afuera, y puede ser bombeada para su uso en campos de tierra. Siempre que sea posible, la toma de agua se coloca a una profundidad suficiente para reducir la concentración de algas, sin embargo, el filtrado y la desoxigenación se requiere generalmente.

agua del acuífero de formaciones de agua que no sea el depósito de aceite, pero en la misma estructura, tiene la ventaja de la pureza cuando estén disponibles.

agua del río siempre requerirá de filtrado antes de la

inyección.

FiltrosLos filtros que limpian el agua y eliminar las impurezas, tales como conchas y algas. Típica es la filtración a 2 micrómetros, pero realmente depende de los requisitos depósito. Los filtros son tan finos a fin de no bloquear los poros del yacimiento.

Arena filtros son comunes filtración tecnología utilizada para eliminar las impurezas sólidas del agua. El filtro de arena tiene dos camas diferentes con varios tamaños de gránulos de arena.

El agua de mar atraviesa la primera mejor, capa de arena hasta el más grueso y limpiar el filtro, el proceso se invierte. Después de que el agua se filtra sigue a llenar la oxigenación de la torre.

Si no se aborda correctamente, la inyección de agua puede no ser correcta. Esto se traduce en mala calidad del agua, obstrucción de la reserva y la pérdida de la producción de petróleo.

El oxígeno debe ser removido del agua, ya que promueve la corrosión y el crecimiento de ciertas bacterias . El crecimiento de bacterias toxicas en el depósito pueden producir sulfuro de hidrógeno , una fuente de graves problemas de producción, y bloquear los poros de la roca. Una torre de desoxigenación trae la inyección de agua en contacto con una corriente de gas seco (gas está siempre disponible en el yacimiento). El agua filtrada cae en la torre des oxigenación, esparciéndose en una serie de bandejas, haciendo que el oxígeno disuelto se pierda en la corriente de gas. Un método alternativo, que también se utiliza como respaldo a las torres de desoxigenación, es agregar un agente de barrido de oxígeno, tales como bisulfito de sodio.

Desoxigenación

Bombas de inyección de aguaLa alta presión, bombas de alto caudal de inyección de agua se colocan cerca de la torre de oxigenación-y bombas de refuerzo. Llenan la parte inferior del depósito con el agua filtrada para empujar el petróleo hacia los pozos como un pistón. El resultado de la inyección no es rápida, se necesita tiempo.

inyección de agua se utiliza para prevenir la presión baja en el depósito. El agua reemplaza al petróleo, que ha sido adoptado, manteniendo la tasa de producción y la presión de la misma en el largo plazo.

En esta técnica de recuperación, el agua inyectada va desde los pozos de inyección hacia los pozos de extracción desplazando el petróleo hacia los pozos de producción. Desplazamiento de petróleo

por agua en un canal de flujo.

MOVILIDAD

FENÓMENOS A LA ESCALA DE LOS POROS.

CAPILARIDAD

Suponiendo que el medio poroso contiene solamente agua (W) y crudo (O), estas dos fases se distribuyen según las leyes de la hidrostática y de capilaridad.

La ley fundamental de la capilaridad relaciona la diferencia de presión entre los lados de una interfase con la curvatura:

PC = ΔP = PO - PW = 2 γ H

Donde: γ = Tensión interfacial H = Curvatura promedio de la interfase.

Para una superficie hemisférica la curvatura promedio es el inverso del radio.

Para una superficie cualquiera, H se expresa como la mitad de la suma de los inversos de los radios de curvatura principales (el mayor y el menor).

La presión es superior del lado de la concavidad, es decir, en el interior de las gotas.

Estructura de atrapamiento de los glóbulos de petróleo por

capilaridad.

ADSORCIÓN

Estos fenómenos de adsorción son importantes en los métodos derecuperación mejorada ya que las sustancias surfactantes son susceptibles de adsorberse sobre los sólidos presentes (caliza, sílica, arcillas) y también pueden producirse intercambios iónicos entre los sólidos y la fase acuosa, lo que puede modificar la composición de la misma.

Los crudos contienen a menudo bases nitrogenadas, es decir moléculas susceptibles de presentar una carga positiva, aún localmente. Tales moléculas pueden adsorberse sobre la superficie del sólido en los sitios negativos y llegar a recubrirla como si fuera una capa de pintura.

Adsorción de surfactante y cambio de mojabilidad.

FENÓMENOS A LA ESCALA DEL YACIMIENTO.

CAMINOS PREFERENCIALES.

Los yacimientos presentan heterogeneidades, (zonas de menor o mayor permeabilidad), pueden presentarse fracturas o grietas.

El fluido de inyección (W ó W con aditivos) tiende a pasar por las zonas más permeables y a no penetrar en las demás.

Así la eficiencia de barrido puede ser notablemente reducida por la existencia de caminos preferenciales.

DIGITACIÓN.

Al intentar "empujar" un fluido viscoso (O0) con un fluido menos viscoso (W) puedenproducirse inestabilidades interfaciales llamado fenómeno de digitación o formación de dedos de fluido W que penetran en el fluido O.

Estos fenómenos también tienden a producir caminos preferenciales.

Una forma de reducirlos es disminuir la velocidad de los fluidos, reducir la viscosidad del aceite (calentamiento) o aumentar la del agua (polímeros).

Formación de dígitos durante una inyección

con movilidad mal controlada.

FUERZAS VISCOSAS vs FUERZAS CAPILARES.

En el caso del desplazamiento de aceite en un medio poroso se puede producir una diferencia de presión en una gota.

Si la gota se encuentra en un poro de diámetro variable, la diferencia de presión no será la misma en sus dos interfases con la otra fase.

Ejemplo: una gota de aceite (O) en un yacimiento mojado por agua, que está atrapada por fuerzas capilares.

Donde: P2 - P1 = 2 γ / R12 es inferior a

P3 - P4 = 2γ /R34

P2 < P3

Por lo tanto la gota tiende a desplazarse hacia la izquierda, es decir a salir del poro.

La condición de movilización está por lo tanto favorecida por un aumento de la velocidadde inyección de agua y por un aumento de su viscosidad.

NÚMERO CAPILAR.

Relación entre las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares

NCa = v η/γ

Si se puede aumentar el número capilar de tres o cuatro órdenes de magnitud, se puede alcanzar una recuperación de casi 100% del petróleo en la zona barrida.

Por tanto los métodos de recuperación mejorada tienen todos como propósito aumentar el número capilar.

Esto se podría realizar:

1) Incrementar la velocidad de la fase acuosa, lo que

aumentaría "v“, lo cual implicaría un aumento de la

presión de inyección y el costo, con dos limitantes:

* La presión no puede ser mayor que la presión de

fractura. * El aumento de velocidad favorece la

producción de caminos preferenciales y la digitación.

2) Se puede modificar la viscosidad de la fase acuosa,

propósito de los métodos de inyección de polímeros.

Teoría de desplazamiento o de Buckley y Leverett

Ecuación de Flujo fraccional

Unidades en SI

Derivando parcialmente

Considerando estado estacionario

Sust. qo en la ecs. Anterior y despejando qw:

Flujo fraccional de H2o

Casos Ecuacion

Factores que afectan el flujo fraccional de agua

Ecuación de la Velocidad del frente de Invasión

Un instante dado

A un gasto (q) cte.

Método de Buckley y Leverett antes de la ruptura

Agua producida

Petróleo in situ

Factor de recuperación

Método de Buckley y Leverett durante de la ruptura

Inyección de agua en yacimientos naturalmente fracturados en el

Complejo Abkatun-Pol-Chuc.En 1985, se observa una declinación muy pronunciada de la presión, con la misma pendiente de los campos Abkatun, Pol y Chuc.

Por lo que se hace necesario restituir dicha declinación con un proceso derecuperación secundaria, y así naceel proyecto de inyección de agua,con el propósito de inyectar agua defondo en el acuífero que compartenlos tres campos a una distancia de +/-6 Km.

Objetivo del proyecto de inyección de agua

El objetivo del proyecto de inyección de agua, fue darmantenimiento de presión a los yacimientos de loscampos Abkatun, Pol y Chuc, e incrementar su factorde recuperación de aceite, de 39% porcomportamiento primario a 42% por recuperaciónsecundaria, a través de un proceso de inyección deagua, para tener un beneficio de 749 MMbls de aceite.

Diseño de la inyección Integral de agua al Complejo APC

En 1987, se evaluaron los resultados, de la información de la prueba piloto de inyección de agua en Abkatun, las pruebas de interferencia con lospozos productores del Campo Abkatun y del pozo exploratorio Pek-1, seleccionándose una zona de inyección para instalar las cinco plataformas yperforar los 24 pozos inyectores, en una franja de 13 x 3 km, orientada en dirección SW-NE y a 6 km de distancia en promedio, de los campos Abkatun-Pol-Chuc, con una profundidad de la Brecha Paleoceno de 4300 mvbmr.

Con la finalidad de evaluar técnica-económicamente el nuevo concepto de “Inyección integral de agua al Complejo Abkatun-Pol-Chuc”, se realizaron unsinnúmero de corridas de simulación, considerando diferentes cuotas de inyección de agua, diferentes plataformas de producción y diferentes fechas de inicio de la inyección de agua. De las corridas de simulación, la mejor opción fue iniciar la inyección de agua en septiembre de 1990, con una cuota de inyección de 300 Mbpd y sosteniendo una plataforma de producción de 500 Mbpd, Figura siguiente.

Beneficio de Producción de Aceite

Con el análisis de una macropueba de interferencia en 1992, se reprogramaron las cuotas de inyección a partir de 1994. Con la instalación de sensores de presión de fondo en los tres campos y los resultados de corridas de simulación, se adecuaron las cuotas del volumen de inyección de agua, como se muestra en la siguiente Figura.

En diciembre de 2006 se suspende la inyección de agua, con volúmenes de inyección de 80 Mbpd llegando a acumular 1,386 MMb de agua.

Resultados de la Inyección de AguaEl efecto de la inyección de agua logró sostener una plataforma de producción de alrededor de 550 Mbpd de febrero de 1992 a mayo de 1994. Para julio de 2007 alcanza factores de recuperación de 37% por comportamiento primario y 41% por recuperación secundaria, cumpliendo así con el objetivo del proyecto.

Gracias por su

Atención