recuperación secundaria pp 41 - 80

8/14/2019 Recuperacin Secundaria PP 41 - 80

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1. En un medio poroso real existirn miles de lazos de flujo de este tipo: unos combinados enparalelo y otros combinados en serieConsidrese uno de estos lazos de flujo,representados en la Fig. 40.

Fig.40 - Lazos de flujo presentes en el medio poroso

Si se observa la tasa de avance relativa del agua inyectada a travs de los canales de radio r1y r2,se notar que el agua alcanzar primero la segunda unin de los canales a travs de un canal, y el aceitequedar atrapado en el canal donde fluye ms lentamente.Esta cantidad de aceite es el aceite residual, verFig.-41.

Fig. 41- Localizacin del aceite residual en el medio poroso.

Aceite residual por qu existe?

1. Por que en un sistema mojado por agua, el agua avanza a la misma velocidad en todos los canales,por lo tanto el aceite queda en algunos canales luego de pasar el frente de invasin de agua. Este

aceite remanente no puede fluir debido a los efectos capilares que lo retienen en los poros.2. Por la existencia de: a) canales de flujo o poros de diferente tamao, b) canales de flujo o poros dediferente permeabilidad, y c) fuerzas capilares.

Localizacin del petrleo residual en sistemas mojados por agua

1. Idea antigua: Como se observa en la Fig.-42, el aceite residual aparece como gotas dentro de lafase de agua.

2. Idea del canal de flujo: El aceite llena los canales por los cuales fluye y por consiguiente, el aceiteresidual aparece llenando completamente los canales.

Las observaciones microscpicas que se presentan en la Fig.- 43, muestran una amplia distribucinde aceite residual de diferentes tamaos.


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Fig. 42 Distribucin del aceite residual ensistemas mojados por agua.

Fig. 43 Observaciones microscpicas del aceiteresidual en sistemas mojados por agua.

Localizacin del aceite residual en sistemas mojados por aceite

Dado que el aceite es la fase mojante, se encuentra en contacto directo con la roca en las aberturasms pequeas y el agua en las aberturas ms grandes, contrario a lo que ocurre en sistemas mojados poragua.

2. El desplazamiento por agua es completamente diferente que en sistemas mojados por aceite, porlo siguiente:

a. Se debe aplicar un gradiente de presin, para forzar el agua a entrar en el sistema y desplazar la

fase mojante. esto es, las fuerzas capilares se oponen a la entrada de agua.b. A bajas presiones de inyeccin, el agua entra preferencialmente en las aberturas mayores (mayor r

y menor Pc).

c. El agua entra en las pequeas aberturas solamente cuando el p aplicado es mayor que la Pc.

d. A un. p fijo, el agua y el aceite existen como fases continuas en diferentes conjuntos de poros,ocupando el agua los poros de mayor dimetro. Por tanto, el flujo de aceite es posible despus de laruptura de agua.

En la Fig.- 44 se observa que:

Si r2> r1, Pc1> Pc2, por tanto en (1) la Pcse opone al flujo de agua con mayor intensidad que en

(2); adems si pvisces igual en (1) y en (2), la tasa de flujo ser mayor en (2), ya que r2> r1; as, el aceitese desplaza preferencialmente de las aberturas de mayor dimetro y el aceite residual queda en lasaberturas ms pequeas, esto es completamente opuesto a lo que ocurre en sistemas mojados por agua.

Fig.- 44Doublet mostrando el desplazamiento de aceite en un sistema mojado por aceitePara un mximo p, dentro de los lmites prcticos, se obtendr un valor tpico de aceite residual, el

cual existe como una fase contnua. Si se puede aplicar un p mayor, se podra desplazar ms aceite

hasta alcanzar una distribucin de petrleo similar a la del agua connata en sistemas mojados por agua.

En sntesis, en sistemas mojados por aceite se tiene:

a. Altas saturaciones de aceite residual, en general.b. La premeabilidad relativa al aceite llega a ser baja a saturaciones de aceite relativamente

altas.


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c. Se requiere mucho tiempo y una inundacin con agua extensiva para alcanzar el aceiteresidual.

d. El aceite residual en sistemas mojados por aceite es como agua connata en sistemas mojadospor agua, por tanto depende de los efectos capilares en el sistema.

Puede concluirse, entonces, que tanto en sistemas mojados (fuertemente) por agua como por aceite,la saturacin de aceite residual es alta en condiciones prcticas.

Valores tpicos del aceite residual

Sistema de humectabilidad intermedia: 20%

Sistema mojados por agua: 35%

Sistema mojados por aceite: 15 %

Conclusiones sobre aceite residual en inyeccin de agua

1. La geometra de los poros tiene algn efecto sobre el aceite residual pero no es la variabledominante.

2. La mojabilidad es el factor ms importante en lo que a aceite residual concierne.

3. Las muestras estudiadas en el laboratorio tienen una mojabilidad definida, pero no existeseguridad que sea la que se encuentra en el yacimiento.

4. En vista del efecto que tiene la mojabilidad sobre el aceite residual ya que la misma puedecambiar del yacimiento al laboratorio, es difcil obtener datos de laboratorio que realmente representen elcomportamiento del yacimiento.

Algunas sugerencias

a. Si el anlisis de una muestra fresca indica una saturacin elevada de aceite residual,probablemente esto sea correcto.

b. Si el anlisis de una muestra fresca indica una baja saturacin de aceite residual,

probablemente es ms correcto que lo indicado por anlisis de una muestra donde se han restablecido las

condiciones del laboratorio.c. Si los anlisis en (b) dan el mismo resultado, significa que la mojabilidad es relativamente

constante y que los datos son tiles.

Las consideraciones anotadas sugieren la necesidad de conocer las propiedades de la roca in situ.

Presentacin y aplicacin de la teora VISCAP

El nombre significa: VIS; fuerzas viscosas y CAP; fuerzas capilares.

La idea es comparar la magnitud de las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares, para derivar unnmero adimensional.

Fuerzas viscosas, Fv:1. De la ecuacin de Darcy

p = qLkA Suponiendo a p como gradiente, L se elimina y para un medio poroso, k es constante, as por

definicin,es v, la velocidad de flujo.

Po tanto las fuerzas viscosas que actan en un medio poroso pueden medirse por la cantidad v


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Desplazamiento con aceite residual inmvil

Ocurre cuando el aceite remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona lasaturacin del fluido desplazante es mxima y la del aceite es la residual. Cuando el fluido desplazantellega a los pozos productores, se dice que se ha producido la ruptura.

Desplazamiento con aceite residual mvil

En este caso el aceite remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona

invadida donde la saturacin de aceite es mayor que la residual. Cuando el fluido desplazante llega a lospozos productores se siguen produciendo cantidades variables de aceite.

Mecanismo de desplazamiento

El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no continuo, debido a que lassaturaciones de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios en las permeabilidades relativas,en las presiones y en las viscosidades de las fases.

El mecanisno de desplazamiento de una inyeccin de agua en un yacimiento homogneo, serepresenta en cuatro etapas:

Condiciones iniciales (antes de la inyeccin) La invasin La ruptura del agua Posterior a la ruptura

En las Figs.- 45 (a,b,c y d), muestran la distribucin de saturacin de los fluidos durante lasdiferentes etapas de invasin.

Condiciones iniciales antes de la invasin

Consideremos un yacimiento homogneo en el cual los fluidos se mueven horizontalmente, dondelas saturaciones son constantes y al momento de iniciarse la inyeccin de agua, nos encontramos con unyacimiento que ha sido producido por agotamiento natural durante la primera fase de su produccinprimaria.As la presin actual del yacimiento ser menor que la de burbujeo y por lo tanto existir una

fase de gas, la cual ser uniforme a travs del yacimiento Fig.- 45a.La invasin a un determinado tiempo

Al inicio de la inyeccin de agua se tendr un aumento de la presin en el yacimiento, siendo mayoralrededor de los pozos inyectores y declina hacia los productores.

A medida que contina la inyeccin de agua. parte del aceite se desplaza hacia adelante para formarun banco de aceite, tambin empuja el gas que es altamente mvil, aunque en ciertas condiciones partedel gas puede ser atrapado por el banco y detrs del banco de aceite se forma el del agua, en el cual seencuentra el agua inyectada y el aceite residual (ms el gas atrapado). Fig.- 45b.

Llenado

Todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porcin inundada del yacimiento antes de que seproduzca el aceite. A esto se le llama llenado y para lograrlo, laacumulacin de agua inyectada debeser igual al volumen del espacio ocupado por el gas mvil en el yacimiento.

Durante este perodo, parte del gas se redisuelve con el aceite, mientras que el remanente fluyehacia los pozos productores. La llegada del frente de aceite a los pozos productores marca el final delperodo de llenado.

Detrs del frente de agua, la saturacin de aceite se va reduciendo progresivamente a medida que elaceite va siendo desplazado por el agua, hasta que se alcanza la saturacin de aceite residual.


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Ruptura

Cuando se alcanza el llenado, el avance del frente contina, pero la tasa de produccin de aceiteaumenta y eventualmente es igual a la tasa de inyeccin de agua. El comienzo de una produccinsignificativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo. Fig.- 45c..

Durante esta estapa, la produccin de agua aumenta a expensas de la produccin de aceite. Larecuperacin gradual del aceite detrs del frente se obtiene solamente con la circulacin de grandesvolmenes de agua. Durante esta fase final de inyeccin, el rea barrida aumentar y se obtendrsuficiente produccin de aceite para justificar la continuacin de la inyeccin. El proceso terminarcuando no sea econmico .Finalmente, al llegar la etapa de agotamiento de la inyeccin de agua, laporcin inundada del yacimiento contendr nicamente aceite residual y agua.Fig.- 45d.

Fig.- 45a. Distribucin de los fluidosantes de la inyeccin.

Fig.- 45b. Distribucin de los fluidos a undeterminado tiempo durante la inyeccin.

Fig.- 45c. Distribucin de los fluidos en elmomento de la ruptura.

Fig. 45d. Distribucin de los fluidosen el momento del abandono.

Ecuacin de avance frontal o ecuacin de la Velocidad del frente de invasin

En 1942 Buckley y Leverett presentaron la ecuacin bsica para describir el desplazamientoinmiscible en una sola dimensin. Si se considera que el agua est desplazando al aceite, la ecuacindetermina la velocidad de avance de un plano de saturacin de agua constante que se mueve a travs deun sistema poroso lineal, en el cual se est inyectando un fluido a un gasto q t. Aplicando la ley de laConservacin de la masa al flujo de fluidos (agua y aceite) en la direccin L, a travs del elemento devolumen AL de la formacin Fig.- 46.


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Fig.- 46 Tasa msica de flujo a travs de un elemento lineal de volumen AL.La cantidad de agua que existe en un elemento L de la formacin a un tiempo t, est dado por:

Vw= ALSwy la tasa de acumulacin de agua ser el cambio de este volumen de agua con respecto al tiempo, es

decir: Vt = ALSt = AL St La variacin del volumen de agua con respecto al tiempo, tambin puede calcularse si hacemos un

balance de materia para el elemento x de la formacin. As se tiene:

Gasto acumulativo de agua = Gasto de flujo que entra + Gasto de flujo que sale

Igualando ecuaciones, sustituyendo y fijando un valor de Sw, esto implica que dSw=0 y ademsconsiderando el flujo total constante, as el flujo fraccional no depende del tiempo, quedando la ecuacin:

V = dLdt =qAfS =

qA dfdSLa ecuacin anterior, es la ecuacin de la velocidad de un frente de saturacin constante, la cual

implica que, para un gasto constante de inyeccin de agua (qt), la velocidad de avance de un plano desaturacin de agua constante es directamente proporcional a la derivada de la ecuacin de flujo fraccionalevaluada a esa saturacin.

La frmula de la velocidad de avance del frente de invasin slo se aplica a la zona situada detrsdel frente que precisamente constituye la regin de inters, puesto que delante del frente se supone que lassaturaciones permanecen constantes.

El efecto del echado sobre la curva del flujo fraccional se ilustra en las Figuras - 47 y 48.. Como semencion anteriormente, estas figuras corresponden respectivamente, a un sistema de mojabilidadpreferente por agua y a un sistema de mojabilidad preferente por aceite.

Al calcular el flujo fraccional de agua que desplaza aceite echado arriba, es posible obtener valoresnegativos para fw. Desde luego, para la Ecuacin 2 se supone que el gradiente de presin capilar esdespreciable. El significado fsico de un valor negativo de fw es que en ausencia de un gradiente de


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presin capilar, la tendencia del agua existente a estas saturaciones es la de fluir hacia abajo-es decir, lafuerza de la gravedad segrega el aceite y el agua. Sin embargo, como veremos, cuando se incluyen lasfuerzas capilares, estos valores negativos calculados para fw no tienen efecto sobre el proceso dedesplazamiento.

Revisando el efecto cualitativo del gradiente de presin capilar sobre el flujo fraccional. Al separarel gradiente de presin capilar en sus dos componentes - la variacin de presin capilar con la saturacin

de agua y el gradiente de saturacin con la longitud =

debemos observar que el gradiente

de saturacin con la longitud siempre es negativo. Es decir, la saturacin de agua disminuye con ladistancia en el sentido del flujo. Por tanto, la variacin de presin capilar con la saturacin de agua paracondiciones en las que aumenta la saturacin de agua, siempre es negativa. Es decir, la presin capilardisminuye al aumentar la saturacin de agua. En esta forma, el gradiente de presin capilar dPc /dL tienesigno positivo y su efecto es el de incrementar el valor de la curva de flujo fraccional en la gama desaturaciones en la que los efectos capilares son significativos. Adems, de la ecuacin anterior puedededucirse que cuando el gradiente de saturacin es bajo, el gradiente de presin capilar ser tambin bajo.

Fig 47 Efecto del echado de la formacin sobre la curva delflujo fraccional; roca fuertemente mojada por agua o= 1 cp; w= 0 5 cp; k = 400 md; ut= 0 01 barriles/da/pie 2Fig 48 Efecto del echado de la formacin sobre la curvadel flujo fraccional; roca fuertemente mojada por aceite o=1 cp; w= 0 5 cp; k = 400 md; u t= 0 01 barriles/da/pie 2

Recuperacin de hidrocarburos a la surgencia del agua

El trabajo de 1942 de Buckley y Leverett2present la ecuacin del avance frontal. Considerando unpequeo elemento dentro de un medio poroso continuo, expresaron la diferencia entre el gasto del fluidodesplazante al entrar a este elemento y el gasto al salir de l, en funcin de la acumulacin del fluidodesplazante. Transformando esta ecuacin de balance de materia, puede obtenerse la ecuacin del avancefrontal: = ------ ---- ----- ---- 3


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Las nicas suposiciones necesarias son: 1.- no hay transferencia de masa entre fases y 2.- lasfases son incompresibles.

Esta ecuacin establece que la velocidad de avance de un plano de saturacin de agua fija es igual ala velocidad total del fluido multiplicada por la variacin de composicin de la corriente que fluye,producida por un pequeo cambio en la saturacin del fluido desplazante. Es decir, cualquier saturacinde agua, Sw, se mueve a lo largo de la trayectoria del flujo a una velocidad igual a:

qA fSAl aumentar el gasto total, qt, la velocidad del plano de saturacin aumenta proporcionalmente. Al

reducir el gasto total, la velocidad de la saturacin baja proporcionalmente.

La Ecuacin 3 puede integrarse para obtener:

L = ------ ---- ----- ---- 4donde L es la distacia local en la que se mueve en un plano de saturacin de agua dada con Swespecficaque ha avanzado en el medio poroso y W ies el volumen de agua inyectado.Buckley y Leverett2 indicaron que la Ecuacin 4 puede usarse para calcular la distribucin de

saturaciones existentes durante una inyeccin de agua. El valor de dfw /dSwes la pendiente de la curva delflujo fraccional contra la saturacin de agua. La mayora de las curvas de flujo fraccional indica dossaturaciones de agua con el mismo valor de dfw /dSw. La consecuencia de sto es que, de acuerdo con laEcuacin 3, dos diferentes saturaciones de agua tendran la misma velocidad, es decir, existiran en elmismo punto de la formacin y al mismo tiempo. Para hacer esta situacin todava ms absurda, si existeun gradiente de saturacin inicial arriba del contacto agua-aceite antes de la inyeccin de agua, ladistribucin de saturacin calculada tiene un triple valor para una parte de su longitud (Figura 49).Buckley y Leverett reconocieron la imposibilidad fsica de esta situacin. Observaron que lainterpretacin correcta es que una parte de la distribucin de las saturaciones calculadas es imaginaria yque la curva de saturacin contra distancia real es discontinua. En la Figura 49, la parte "imaginaria" de lacurva se indica como lnea punteada; la curva de distribucin "real" es una lnea continua, que se

interrumpe en L1. La posicin del plano en L1 queda determinada por balance de materia; las reassombreadas entre las curvas, "imaginaria" y "real," a la izquierda y a la derecha de L1 son iguales.Buckley y Leverett reconocieron que el gradiente de presin capilar, que se despreci al usar la curva delflujo fraccional, sera excesivamente grande en la discontinuidad de la saturacin. Como resultado desto, el plano de discontinuidad de la saturacin se convertira en una zona de transicin ms gradual de lasaturacin; el ancho de esta zona depende del gasto.

Figura 49 Distribucin de la saturacin de triple valor.


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Welge sigui adelante hasta deducir una ecuacin que relaciona la saturacin promedio del fluidodesplazante con las saturaciones en el extremo productor del sistema (demostr que la ecuacin 4 puedeser resuelta grficamente con las curvas de flujo fraccional) Por lo tanto, segn la terminologa de lainyeccin de agua:

S S = Qf ------ ---- ----- ---- 5S = S + Q f ------ ---- ----- ---- 6

S = S + WALSustituyendo y transformando:

S S = 1dfwdSw f= S Sfwf

Esta ecuacin indica que trazando una tangente a la curva de flujo fraccional desde Sw,correspondiente a la saturacin de agua comgnita y fwigual a cero, se obtiene en el punto de tangencia lasaturacin de agua en el frente Swf. Extrapolando esta tangente hasta el valor de fwigual a 1.0, se obtieneel valor de la saturacin promedio de agua a la surgencia.

Recuperacin de hidrocarburos despus de la surgencia del agua

Al continuar la inyeccin de agua despus de la surgencia, las ecuaciones desarrolladas por Welge 5

son:

S S = QfL W

L A df

dS

donde:S w = saturacin de agua promedio, fraccin del volumen de poros.Sw2 = saturacin de agua en el extremo productor, del sistema, fraccin del volumen de poros(salida).Qi = volmenes de poros del fluido inyectado acumulativo, indimensional.fo2 = fraccin del aceite que fluye en el extremo de salida del sistema.Wi = volumen de agua inyectada.L = Longitud del medio porosoA = rea de flujo = Porosidad del medio

Esta ecuacin es importante debido a que relaciona tres factores de inters primordial para lainyeccin de agua:

1.- La saturacin de agua promedio en el volumen poroso invadido y por lo tanto, la recuperacintotal de aceite puede ser calculada,

2.- El volumen acumulativo de agua inyectada y3.- La fraccin de aceite (fo2= 1- fw2) y por lo tanto, la fraccin de agua (fw2) y la relacin agua-

aceite producida (RGA) a la salida del medio poroso. Welge5tambin determin que:

La aplicacin de las Teoras de Flujo Fraccional y Avance Frontal, a la recuperacin de petrleo porinyeccin de agua a un yacimiento, contando con la informacin del volumen poroso (Vp) y el gasto deinyeccin de agua (Qi) en volmenes poroso (Vp) por unidad de tiempo, sera la siguiente:


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Q = 1dfdS Esta ecuacin corolario hace posible relacionar independientemente el agua acumulativa inyectada

con la saturacin de agua en el extremo productor.

Concepto de zona estabilizadaTerwilliger y otros,4 en un trabajo de importancia fundamental, estudiaron la aplicacin de las

ecuaciones de flujo fraccional y de avance frontal al comportamiento del drene por gravedad de gas-aceite. Descubrieron que para la gama inferior de saturaciones del fluido desplazante (gas) todas estassaturaciones se movieron descendentemente a la misma velocidad, con el resultado de que la forma de ladistribucin de saturaciones en esta gama de saturacin result constante con el tiempo. Llamaron a estadistribucin de saturaciones la "zona estabilizada."

Zona estabilizada: intervalo de saturacin en la que todos los puntos de saturacin se mueven a lamisma velocidad.

Zona no estabilizada: intervalo de saturacin donde todos, los puntos de saturacin siguen

separndose.Efectos de la zona estabilizada

Como resultado de los anlisis tericos y experimentales del desplazamiento de aceite por un fluidoinyectado, ya sea agua o gas, se reconoci en general que dos distintas bandas de saturacin se mueven atravs del yacimiento. La primera es una zona o banco de alto gradiente de saturacin existente a bajassaturaciones del fluido desplazante. Se ha denominado "zona estabilizada" o "fase primaria." Est seguidapor un desplazamiento gradual de aceite-es decir, por una regin con un gradiente de saturacin muchoms bajo-a veces llamada la fase "subordinada" de la inyeccin. Se reconoci que la zona estabilizadarepresenta una cierta forma del equilibrio dinmico entre los efectos capilar y viscoso. Algunos autoressugieren algunas evidencias conflictivas sobre la importancia de la longitud de la zona estabilizada.

La ecuacin de flujo fraccional para una formacin horizontal preferencialmente mojada por agua,se toman en cuenta las fuerzas capilares y se expresa como sigue:

F = 1+1.127 kAq pS Sx

1 + kk

Esta ecuacin indica que el flujo fraccional de agua es una funcin de la saturacin de dicha fase, la

que a su vez lo es de la distancia, as que la influencia del trmino que contiene depender de la saturacin.

La consideracin anterior, as como los resultados del laboratorio, han permitido llegar a laconclusin de que el frente de invasin no es plano, tal como se ha venido considerando hasta ahora,como una zona de extensin y forma definida que se mantiene con el tiempo. Esta zona o regin seestabiliza al poco tiempo de comenzar la inyeccin y se le denomina zona estabilizada.

La existencia de dicha zona permite llegar a la conclusin de que algunas de las ecuaciones oprocedimientos descritos hasta ahora deben modificarse para tomarla en consideracin y estudiar suefecto sobre la recuperacin.


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Como su forma no cambia con el tiempo (dx/dt) sw es constante para todo Sw comprendida entreSwcy Swf y (dx/dt) sw es proporcional a (fw/tw) sw, esta derivada debe tambin ser constante para elmismo intervalo de saturaciones.

Para que (fw/tw)sw sea constante para Swcomprendida entre Swcy Swf, es necesario que la curvade fwvs. Swsea recta en ese intervalo, Fig.- 50.

Fig.- 50 Representacin de la curva de flujo fraccional considerando o no los efectos capilares.

Experimentalmente se ha comprobado que cuando exista zona estabilizada la distribucin de lasaturacin de agua ser como se indica en la Fig.-51.

Fig.- 51 Distribucin de saturacin con distancia cuando existe zona estabilizada

Longitud de la zona estabilizada

Considerando que el desplazamiento se est llevando a cabo en una arena horizontal, representadopor las ecuaciones anteriores y dividiendolas entre si, as como las saturaciones de la zona estabilizadavaran entre Swf y Swc, puede obtenerse su longitud por integracin entre tales lmites. o sea , la longitudde la zona estabilizada, Lze, ser igual a:

LZ = 1.127Aq k PSFf 1

dS


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No es posible resolver analticamente la integral de la ecuacin anterior y por lo tanto, debenutilizarse mtodos numricos o grficos. Fig.- 52. Est figura puede utilizarse para obtener la distribucinde saturacin en la zona estabilizada; en tal caso, la longitud a la cual se encuentra un plano de saturacinSw, medida a partir del punto de la zona estabilizada ms lejano del extremo de inyeccin, viene dadopor:

LZ = 1.127Aq k P

S

Ff 1 dS

La Fig.- 53, muestra como se mide (LZE)sw

Fig.- 52 Utilizada en la solucinfrente de invasin de la ecuacin de

la integral.

Fig.- 53 Distribucin de saturacin en la zonaestabilizada mostrando la posicin de un frente de

saturacin constante para (Swc


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X = qtA dfdS,Simplemente calculando la pendiente a la curva de flujo fraccional de agua ,, para cada

saturacin.

De acuerdo con la ecuacin anterior la distancia X recorrida por un frente de saturacin constante

en el intervalo de tiempo t, es proporcional a la pendiente de la recta tangente a la curva de flujofraccional a esta saturacin , . Por consiguiente si se construye la grfica de la pendiente a lacurva de flujo fraccional a varias saturaciones, es posible determinar la distribucin de saturacin en elyacimiento en funcin del tiempo.

Sin embargo, existe una dificultad matemtica cuando se aplica esta tcnica, al compararla con lacurva tpica de flujo fraccional, Fig.- 54, en conjunto con la ecuacin anterior.

Como generalmente existe un punto de inflexin en la curva de flujo fraccional, entonces larepresentacin grfica de (dfw/dSw) t, Sw vs. Swpresentar un punto mximo, Fig.- 55, donde se observaentre las dos saturaciones existen dos valores de Sw para los cuales la derivada es nica. Luego, ladistribucin de saturacin con distancia, presentar una forma similar a la de la Fig.- 56. Aunque este

perfil es fsicamente imposible, ya que indica que en un determinado punto del yacimiento pueden existirmltiples saturaciones, Buckley- Leverett, Calhoun y Welge, presentaron soluciones a este problema.

Fig.- 54 Pendiente a la curva de flujo fraccionala diferentes saturaciones de agua

Fig.- 55 Derivada del flujo fraccionalen funcin de la saturacin de agua


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Fig. 56 Distribucin de saturacin de agua a diferentes tiempos

Solucion de Buckley y Leverett

La distrbucin de saturacin que proponen Buckley y Leverett parte de la distribucin de saturacinde la Fig.- 56.Para ubicar el frente de saturacin, consideran que en la curva de distribucin existe unaporcin imaginaria (rea A) y que la curva de distribucin verdadera tiene una discontinuidad en el frente.

El mtodo consiste en trazar una vertical de manera que las reas encerradas a la derecha (rea A) y a laizquierda de ella (rea B), sean iguales, como se muestra en la Fig.- 57.As se llega a un punto dondeexiste una cada brusca de Swhasta el valor inicial Swc. La saturacin correspondiente a ese punto es lasaturacin del frente de invasin, Swf. Este procedimiento no considera los efectos capilares, por lo que nomuestra una situacin real del proceso, como ya se mencion el frente de invasin no existe como unadiscontinuidad, sino como una zona estabilizada de longitud finita con un alto gradiente de saturacin.

Fig.- 57 Distribucin de saturacin con distancia segn Buckley y Leverett

Solucin de Calhoun

Se basa en la distribucin de saturacin propuesta por Buckley y Leverett pero requiere que ladistribucin inical de saturacin sea uniforme, Fig.- 58.


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Fig.- 58Distribucin de saturacin con distancia, (segn Calhoun).

Calhoun considera que a un determinado tiempo antes de la irrupcin, la cantidad de agua inyectadaes igual a la cantidad de agua acumulada en el estrato, As tenemos:

Agua inyectada: qtt

Agua acumulada en el estrato: A XS S + X dS De acuerdo con la ecuacin = , Igualando las ecuaciones, sustituyendo y resolviendo se tiene:

S = S + , - - - - - - - - - - 7

S = S +

- - - - - - - - - - 8

donde: Swf, puede obtenerse por ensayo y error, o sea, se suponen diferentes saturaciones de Swfy

se deteminan los valores de,hasta que la ecuacin anterior se cumpla.Swbt= Saturacin promedio de agua durante la surgenciaSwf = Saturacin de agua a la surgenciaSwc = Saturacin de agua irreductiblefwf = Flijo fraccional de agua a la salida

Solucin de WelgeWelge finalmente llega a una solucin en 1952, considerada como la ms sencilla y lgica y es la

que se utiliza en la prctica. A partir de la ecuacin anterior se despeja la derivada de flujo fraccional enfuncin de la saturacin , por lo tanto:

fwSw, =fS S


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Esto significa que la pendiente de la recta tangente a la curva de flujo fraccional a la saturacin de aguadel frente pasa por el punto (Swc, 0), puesto que el frente es un plano de saturacin constante que semueve a mayor velocidad, se deduce que tal pendiente ser la mxima que pueda trazarse a la curva deflujo fraccional por el punto mencionado, como se muestra en las Figs.- 59, 60, 61 y 62.

Fig.-61 Curva de flujo fraccional, roca mojadapor aceite. o= 1cp; w= 0.5 cp. Fig.-62Grfica de dfw/dSwpara una rocamojada por aceite, o= 1cp; w= 0.5 cp.

Con respecto a la Fig.- 59 y 61, se deben tomar en cuenta dos puntos importantes:

1. La lnea tangente a la curva de flujo fraccional [fw(Sw)] debe siempre trazarse desde el punto quecorresponde a la saturacin de agua inicial (fw= 0, Swc). En algunos casos, la saturacin de agua inicial esmayor que la saturacin de agua irreductible y la lnea tangente no se origina en el extremo de la curva deflujo fraccional, se obtienen los valores de Sws y fwf, mientras que Swbt se lee de la interseccin de la

Fig.-59 Determinacin grfica de la saturacin de agua en

el frente de invasin

Fig.-60 Construccin de la tangente cuando la saturacin de

agua inicial es mayor que la saturacin del agua connata.


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tangente con fw= 1. Por otra parte, (dfw/dSw) se obtiene de la curva de la derivada de flujo fraccional,como se ilustra en la Fig.- 62,para un valor de Sw = Swf. Con estos resultados se puede obtener lasiguiente informacin a la surgencia de agua del medio poroso (Sgi = 0).

Qwi = l /(dfw/dSw) = Swbt- Swc : volmenes porosos de agua inyectada.NPo = Qwi: : volmenes porosos de aceite producido.NPw = 0 : volmenes porosos de agua producida.RGA= fwf /(l - fwf) : relacin agua-aceite.

Ed = NPo/(1 - Swc) : eficiencia del desplazamiento.qw = qt x fwf : gasto de produccin de agua.qo = qtx (1 - fwf) : gasto de produccin de aceitet = Qwi /qt : tiempo.

Momentos antes de la surgencia de agua, qw = 0 y qo = qt, mientras que a la surgencia qw y qoasumen los valores dados en la tabla anterior.

2. La saturacin del frente, Swf, es constante desde el momento que comienza la invasin hasta laruptura. En el instante de la ruptura, la saturacin de agua del pozo productor aumentar subitamente, lasaturacin de agua congnita, Swc, hasta Swf. A medida que se contina con la inyeccin, la saturacin deagua en el pozo productor continuar aumentando hasta alcanzar un valor mximo, S wmx el cual es

equivalente a 1Sor.APLICACIONES DE LA TEORA DE DESPLAZAMIENTO

Determinacin de la distribucin de saturacin con distancia

Conocida la saturacin en el frente, se puede obtener la distribucin de saturacin mediante laaplicacin de la ecuacin de la velocidad de avance del frente. El procedimiento ser como sigue:considrese el frente de invasin en el extremo de salida del estrato a un tiempo tbt, cuando se produce laruptura o irrupcin del frente de invasin. En este caso se escribe:

=qtA

fS

A este tiempo, un frente de saturacin Swmayor que Swfse encontrar a una distancia X dada por:

X = Dividiendo X entre L , resultar la ecuacin :

X =L

Con esta ecuacin puede utilizarse para determinar la distribucin de saturacin a diferentestiempos.

Una vez determinado se eligen saturaciones mayores que Swf y menores que Swmx ytrazando la tangente a la curva de flujo fraccional que pasa por ese punto S wse encuentra la derivada. Sise aplica la ecuacin anterior se obtienen las distancias X, medidas a partir del punto de inyeccin dondese encuentra el plano de saturacin Sw.


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Este procedimiento se repite para diferentes tiempos y se construye la grfica de distribucin desaturacin en funcin de la distancia y del tiempo Fig.- 63. La que muestra la saturacin de agua en tresperidos diferentes, t1, t2 y tbf. Se observa que en cada tiempo, Swf y Swp son constantes y permanecenconstantes hasta la ruptura, por ello usualmente se denotan como (Swf) bfy (Swp) bf.

Fig.- 63 Distribucin de saturacin entre inyector y productora tres tiempos diferentes incluyendo la ruptura de agua

Clculo de la saturacin promedio de agua en el estrato en el momento de la ruptura, Swp

A partir de la grfica Fig.- 63, considrese el caso que corresponde a la ruptura y se representa en laFig.- 64.

Fig.- 64 Determinacin de la saturacin promediode agua en el momento de la ruptura

Fig.- 65 Determinacin grfica de lasaturacin promedio de agua Swp

Se observa en la Fig.- 64,que la cantidad de agua que se ha inyectado a la ruptura, es igual a lacantidad de agua acumulada en el medio poroso hasta este tiempo. Haciendo este balance, se tiene:

AX(S S) = A [ X SS + XdS. ]Despejando, resolviendo la integral y simplificando, se obtiene:


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=1

De donde se deduce que la Swppuede determinarse directamente mediante la interseccin de la rectatangente a la curva fwvs. Sw, donde fw es igual a 1, sabiendo que la recta debe pasar por los puntos(Swf,fw) y (Swp, 1), tal como se muestra en la Fig.- 65.

As la eficiencia de desplazamiento, ED, se define:ED = Cambio de la saturacin de aceite en la zona barridaSaturacin de aceite al comienzo de la invasin , ED = SS Tambin el tiempo de ruptura puede calcularse como la razn que existe entre el volumen de agua

inyectada acumulada a este tiempo y el gasto de inyeccin, es decir:

= = 5.615

Arreglos de pozos y eficiencia de barrido

Un factor predominante que controla las operaciones de inyeccin de agua es la localizacin de lospozos inyectores con respecto a los productores y a los lmites del yacimiento.

La eficiencia de desplazamiento es un factor microscpico determinado usualmente mediantepruebas en el laboratorio de desplazamiento en sistemas lineales y se calcula para determinar lasaturacin de aceite residual que queda detrs del frente de invasin. Se supone que el frente de invasinavanza como un plano y cuando llega al extremo de salida se considera que el 100% del volumen porosoha sido contactado por el fluido inyectado. Sin embargo para que esto ocurra, el frente debe avanzar comoun plano horizontal cuando las fuerzas gravitacionales segregan los fluidos, o como un plano verticalcuando estas fuerzas son de poca importancia. Pero en la prctica esta condicin de desplazamiento linealno sucede por la accin combinada de la gravedad y capilaridad, pero al presentarse sta, se puedeminimizar, cuando se aplica el concepto de eficiencia de barrido volumtrico en los clculos derecuperacin de aceite por efecto de la inyeccin de agua. Dicha eficiencia es un factor macroscpico y sedefine como el producto de la eficiencia de barrido areal por la eficiencia de barrido vertical.

En general, el barrido de una invasin se define como la fraccin del volumen total barrida por elfluido inyectado a determinado tiempo. Si el barrido es horizontal, esta fraccin se le conoce como:Eficiencia de barrido areal, EAy si es vertical Eficiencia de barrido vertical, EVy siempre se interpretarcomo la eficiencia a la ruptura, a menos que se indique lo contrario.

Movilidad del agua congnita

En las operaciones de inyeccin de agua se han presentado ciertas dudas sobre el grado en que elagua congnita del yacimiento hace contacto y es desplazada por el agua de inyeccin. En 1957, Brown 32

present un informe sobre un estudio de las rocas preferentemente mojadas por agua. Descubri que es elagua congnita del yacimiento la que realmente desplaza al aceite y que el agua congnita a la vez esdesplazada por el agua inyectada. Este descubrimiento fue confirmado33para las rocas preferentementemojadas por agua.

Desafortunadamente, no existen resultados similares realizados en rocas mojadas preferentementepor aceite. Sin embargo, es probable que, puesto que el agua congnita de las rocas mojadas por aceite noafecta las caractersticas de permeabilidad relativa agua-aceite, el agua inyectada no entra en contacto conel agua congnita en un grado importante.

Una ramificacin de este inters sobre la movilidad del agua congnita es el hecho de que esposible determinar la mojabilidad del yacimiento a partir del comportamiento del campo. Si el agua


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producida a la surgencia de agua en los pozos productores tiene una composicin mineral igual a la delagua congnita, es probable que el yacimiento sea mojado por agua. Si el agua producida a la surgenciaes agua inyectada, hay dos posibilidades: 1.- el yacimiento es mojado preferentemente por aceite y 2.- elagua inyectada se mueve a travs de zonas porosas delgadas o fracturadas y debido a esto, no tieneoportunidad para hacer contacto con volmenes importantes de agua congnita.

Movilidad

Se representa por la letra y es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento. Se

calcula como la relacin entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad de ste.Por ejemplo:

= , = , g = Son las movilidades del aceite, agua y gas, respectivamente.

Relacin de movilidad

La razn de movilidad, M, con dos subndices que indican la fase desplazante y la fase desplazada yse define como la movilidad D= k/ , donde k es la permeabilidad efectiva y , la viscosidad de la fasedesplazante: agua o gas, dividida por la movilidad ddel fluido desplazado: aceite.

En inyeccin de agua:MD = M = En inyeccin de gas: MD = Mg =

Un aspecto importante en la definicin de la razn de movilidad es la evaluacin de lapermeabilidad efectiva a cada fase. La convencin adoptada con base en resultados experimentales es:

La permeabilidad efectiva a la fase desplazante se evala a la saturacin promedio de dicha fase enla zona del yacimiento invadida, esto es, detrs del frente de invasin.

La permeabilidad efectiva a la fase desplazada se evala a la saturacin promedio de dicha fase enla zona delante del frente de invasin.

Una de las caractersticas ms importantes de la inyeccin de fluidos es la razn de movilidad, M, lacual se define como la razn entre la movilidad de la fase desplazante (agua o gas) y la movilidad de lafase desplazada (aceite),y se relaciona con la conductancia en trminos de la permeabilidad efectiva y dela viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado As se tiene:

, = =

=

Si el agua desplaza al aceite:

, = =

= =

en la cual (w) Swfes evaluada en el banco estabilizado de agua inyectada y (o) Swien el banco de aceiteadelante del frente de inyeccin.


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Por tanto, se observa que las permeabilidades relativas al agua y al aceite, estn definidas con baseen dos puntos diferentes en el yacimiento, krw, zona invadida y kro, zona no invadida, dicha ecuacintambin nos muestra que est en funcin de las permeabilidades efectivas, las que a su vez estn enfuncin de las saturaciones de los fluidos,por tanto krwy krodeben evaluarse a la saturacin promedio deagua a la ruptura (krw) y (kro) en el banco de aceite formado delante del frente de invasin, es decir, a lasaturacin de agua congnita, Swc.

Por tanto:

, = La saturacin promedio de agua detrs del frente permanece constante hasta la ruptura, por tanto la

Movilidad ser tambin constante hasta la ruptura. M, se designa como favorable o no favorable,dependiendo si es mayor o menor que 1. Cuando M = 1, las movilidades del aceite y del agua sonidnticas y los fluidos encuentran la misma resistencia al moverse dentro del yacimiento. Cuando M< 1,el aceite fluye ms que el agua y es muy fcil para el agua desplazar el aceite, por tanto se tendrn altaseficiencias de barrido. Por el contrario, cuando M > 1, el agua se mueve ms que el aceite y no es muyefectiva para desplazarlo, por tanto la eficiencia de barrido y la recuperacin de aceite tienden a disminuira medida que la Movilidad aumenta.

Como la viscosidad del agua depende de su salinidad y de la temperatura se estima un valor dentrodel rango de 0.4-0.8 cp. y al respecto Smith y Cobb sugieren un valor de 0 .6 y si la saturacin de aguacongnita es inmvil o cas (kro) Swcse aproxima a 1 o depende de la grfica de flujo fraccional, de lasviscosidades de los fluidos y de la mojabilidad de la roca, pero vara en el rango de 0 .1 a 0.3, por lo quepara muchas invasiones, (krw) Swppuede ser aproximada a 0.2, esto lleva a los siguientes clculos:

0.60 0.201 M 0.333

Est ecuacin se puede utilizar cuando se desee una rpida estimacin de M. El uso ms importantede M, consiste en determinar la eficiencia de barrido areal.

Si existe una saturacin de gas antes de comenzar la inyeccin de agua, se desarrolla un banco deaceite que desplaza todo ( o una porcin ) del gas libre que existe en el yacimiento. En este caso laMovilidad entre el aceite y el gas est dada con las siguientes aproximaciones: (kro)Swc 1 ; (krg)Sg0.1 y g 0.02 cp. Por lo tanto:

. . o M .Por consiguiente, la Movilidad entre el banco de aceite desplazante y el gas desplazado depende

fuertemente de la viscosidad del aceite y la del gas, como se indica en la tabla siguiente:

o(cp.) M0.501.0010.00

0.400.200.02

Los valores de M, comunmente encontrados, estn en el rango de 0.02 a 2.0.Debido a la influenciade M sobre las eficiencias de barrido areal y vertical, donde a bajos valores de M se obtienen mejoresresultados que a altos.

Se denomina la razn de movilidad favorable la que es menor de la unidad y no favorable la que esmayor de la unidad.

Es decir, si M 1, la razn de movilidad es desfavorable.


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Estos resultados indican que en yacimientos que contienen aceite con una moderada viscosidad, enla mayora de las inyecciones de agua, M, ser menor de 0.2. As en ambos casos la Movilidad se usa paraestimar la eficiencia de barrido areal para ciertos arreglos. La M, tambin afecta el gasto de inyeccin ycumple un papel importante en los clculos de eficiencia de barrido areal y en la recuperacin de aceite.

Eficiencia de Barrido Areal y Vertical

Durante la recuperacin secundaria, el agua es inyectada por algunos pozos, y los fluidosrecuperados son producidos por otros. Debido a las heterogeneidades de la formacin productora, las

diferencias de densidad de los fluidos residentes y al hecho de que arealmente la inyeccin y produccinde fluidos es puntual, diversos sectores del yacimiento no son contactados o barridos con igual intensidadde flujo por el agua de inyeccin. Este efecto es considerado en el concepto de eficiencia de barridovolumtrico Ev, el cual a su vez puede descomponerse en areal Eay vertical. La eficiencia del barridoareal depende fundamentalmente del arreglo geomtrico de los pozos, mientras que la eficiencia delbarrido vertical est asociada a variaciones verticales de permeabilidad y segregacin gravitacional.

Eficiencia de Barrido Areal (Ea)

Se define como la fraccin del rea horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso derecuperacin secundaria, es decir:

E = rea horizontal invadidarea horizontal total invadible

La Fig.- 66 permite definirla y muestra la posicin del frente de invasin en sucesivos perodoshasta la ruptura, para un arreglo de 5 pozos. La eficiencia de barrido areal se relaciona con factores que sedan en la naturaleza y por lo tanto son incontrolables; entre ellos: las propiedades de las rocas (porosidad,permeabilidad, conductividad, otros) y las propiedades del sistema roca fluidos (ngulo de contacto,permeabilidades relativas, presiones capilares, otros), las cuales tienen una influencia directa sobre elvolumen de roca invadida por el fluido inyectado, as como tambin sobre la direccin y velocidad delmovimiento de los fluidos.

Existen otros factores que se pueden modificar, los que se relacionan con la localizacin de lospozos inyectores y productores, con las densidades y viscosidades de los fluidos.

Entre estos factores los ms importantes son:1. Geometra de los pozos de inyeccin y produccin: Se refiere a la configuracin areal existenteentre los pozos productores e inyectores.

2. Relacin de movilidad: En general, la eficiencia areal disminuye cuando la relacin de movilidadaumenta, Fig.- 67.

3. Volumen de fluidos inyectados: La eficiencia areal aumenta con el volumen de fluidosinyectados y por lo tanto con el tiempo. Por lo que se tiene eficiencia areal en el momento de la ruptura ydespus de la ruptura, relacionndola con determinado volumen de fluidos inyectados.

Fig.- 66 Muestra el rea horizontal barrida a diferentes

tiempos para un arreglo de 5 pozos (segn Smith y Cobb)

Fig.- 67 Eficiencia de barrido areal en el momento de la

ruptura para un arreglo de 5 pozos (segn Willhite)


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En un sentido areal o superficial, los fluidos son inyectados y producidos puntualmente. Enconsecuencia, entre pozo inyector y productor se establecen lneas de corriente o flujo y distribucin depresiones de diferente intensidad y magnitud. Para un yacimiento homogneo, la lnea recta que une alpozo inyector con el productor presentar los mximos gradientes de presin y mayor intensidad de flujo.El agua que fluye a lo largo de esta lnea de corriente, alcanza al pozo productor ms rpidamente, que lasfracciones de agua que se desplazan por otras lneas de corriente. Por lo anterior, al tiempo de lasurgencia de agua, solo una fraccin del rea del yacimiento entre pozo inyector y productor ha sidocontactada por el agua de inyeccin. Esta fraccin contactada se denomina eficiencia de barrido areal a lasurgencia, Eabt. Si se contina inyectando agua, mayor porcin del yacimiento entra en contacto con elagua de inyeccin, por lo que la eficiencia de barrido areal aumenta.

En la prctica se han utilizado una gran diversidad de arreglos para proyectos de inyeccin de agua.Los arreglos de 2 y 3 pozos se han utilizado bsicamente para pruebas de campo. Mientras que losrestantes, en forma repetida, para la explotacin de los campos. Entre los ms populares se tienen losarreglos de 5 y 7 pozos. Estos arreglos se muestran en la figura- 68 c y d.. Las eficiencias areales debarrido, en principio pueden ser evaluadas a partir de las ecuaciones de cambio (Ecuacin de Darcy y deContinuidad), para flujo agua-aceite y en dos dimensiones. Sin embargo su solucin numrica requiere decomputadoras rpidas con gran capacidad de memoria. En el pasado se ha preferido el uso de modelos delaboratorio del tipo potenciomtrico, electroltico y celdas de escalamiento con rayos X, para evaluar las

eficiencias de barrido para diversos arreglos .de pozos.Invariablemente, en estos estudios se ha encontrado que la eficiencia de barrido areal, E aadems de

depender de la cantidad de agua inyectada, tambin es funcin del valor de la relacin de movilidad M.Este parmetro ha sido definido como, la relacin de movilidades ():

Eficiencia de Barrido Areal a la Surgencia del Agua (o ruptura)

Valores para Eaa la surgencia de agua (Eabt) han sido publicados para una gran variedad de arreglos.Entre los ms comunes, por su uso prctico se tienen para el arreglo de 5 y 7 pozos. Estos resultadosgrficos se muestran en la figura- 68 a, b, c y d. De estas grficas se puede observar queindependientemente del arreglo, las eficiencias de barrido disminuyen cuando aumenta el valor de larelacin de movilidad M. En general se considera que el desplazamiento es eficiente para valores de M

menores a la unidad lo contrario sucede para M >>1. En general M aumenta con la viscosidad del aceitepor lo que la recuperacin de crudos pesados por inyeccin de agua tiende a ser deficiente. Otro aspectoimportante es que para valores de M = 0.1,el desplazamiento tiende a ser flujo "tapn" con Ea= 100%.

De acuerdo con la Teora de Flujo Frontal la Recuperacin de Petrleo a la surgencia del agua, consaturacin de gas inicial Sgi= 0 ser:

(N Po)bt= (Swbt- Swc) - - - - - - - - - - 9

Considerando la eficiencia de barrido areal se tiene:

(N Po)bt= Eabt(Swbt- Swc) - - - - - - - - - 10

Por lo tanto y dependiendo del tipo de arreglo (Eabt


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Fig.-68 a. rea barrida a la surgencia, pilotos deun solo pozo de inyeccin (5 pozos, invertido) ysencillo de cinco pozos (normal de cinco pozos).

Fig.-68 b. Eficiencia de rea barrida a lasurgencia, arreglo de 7 pozos normaldesarrollado.

Fig.-68 c. Eficiencia de rea barrida a la surgencia,arreglode7 pozosinvertido desarrollado.

Fig.-68 d.Eficiencia de rea barrida a lasurgencia de agua, arreglo de 5 pozos.

La eficiencia de barrido areal se ha estudiado por mtodos matemticos y por modelos. Entre stostenemos: a.- Anliticos (Muskat, Prats), b.- Movimiento de iones en un medio gelatinoso o modelo del

papel secante, para cuando M=1 (Muskat, Ramey y Nabor) c.- Modelo Potenciomtrico (Aronofsky,Bradley y col.) d.- Empaques de vidrio o medios porosos usando rayos X (Slobod y Caudle, Dyes y col.,Craig y col., Habermann) e.- Modelo (Hele.Shaw /Cheek y Menzie). f.- Modelo de resistencias (Nobles yJansen) g.- Modelos digitales (Fay y Prats, Douglas y colabs., Morel-Seytoux).

Todos los mtodos mencionados han sido utilizados para obtener la eficiencia areal a la ruptura,cuando M es la unidad. La tabla 3 compara la eficiencia areal a la ruptura para diferentes tipos de arreglosde pozos. Se observa en la siguiente tabla, que para los de empuje en lnea dicho factor es mayor con elaumento de la relacin d/a.

Tabla 3 Eficiencia areal a la rupturaEficiencias que dependen de la relacin d/a

Arreglo Investigadord/a

0.5 1 2 3Empuje en lnea DirectaEmpuje en lnea Alterna

MuskatPrats

0.370.72

0.570.79

0.780.88

0.860.93

Eficiencias que no dependen de la relacin d/a5 pozos7 pozos4 pozos9 pozos

MuskatMuskatMuskat

Kimbler y Col.

0.7150.7230.740.74

0.52 (ruptura en pozos de lado)


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0.79 (ruptura en pozos de vrtices)La eficiencia de barrido areal para arreglos de empuje en lnea directa y lnea alterna, depende de la

relacin d/a, las Figs.- 69 y 70,ilustran esta relacin cuando d/a = 1

Fig.- 69 Eficiencia de barrido areal a la ruptura para un arreglo

de empuje en lnea directa, donde d/a = 1 (segn Smith y Cobb)

Fig.- 70 Eficiencia de barrido areal a la ruptura, para un arreglo

de empuje en lnea alterna d/a = 1 (segn Smith y Cobb)

Eficiencia de barrido areal despus de la surgencia de agua (o ruptura)

La eficiencia de barrido Eaaumenta con la inyeccin de agua despus de la surgenca. Lo anterior

ha sido demostrado para arreglos de 4, 5, 7 y 9 pozos y desplazamiento lineal. Algunas grficas de esteefecto se muestran en la Figura-71 y 72.

Fig.- 71 Eficiencia de rea barrida, arreglo de cuatro pozos en

lnea oblicua.1 Vdes el volumen desplazable, igual al fluido inyectado

acumulado, como fraccin del producto del volumen de poros del

arreglo, por la eficiencia de desplazamiento.

Fig.- 72 Efecto del volumen de fluido inyectado sobre el

incremento de rea barrida, despus de la surgencia de agua.

Si despus de la ruptura contina la inyeccin, la eficiencia de barrido areal desarrollada en undeterminado arreglo seguir aumentando hasta alcanzar un mximo de 100%. La relacin agua-aceiteproducida tambin aumentar rpidamente, pero el aumento de la eficiencia areal ser una funcin de la

cantidad de agua inyectada en el sistema, por lo que se recomienda que al planificar una inyeccin deagua se conozca la relacin entre estas dos variables. La mayora de los datos publicados sobre eficienciaareal despus de la ruptura se han obtenido de modelos empacados con arena sin saturacin de gas inicial.El arreglo de 5 pozos es uno de los ms estudiados y uno de los mejores trabajos ha sido el de Dyes y col.En la Fig.-73, se presentan correlaciones de Eaen funcin de la razn de movilidad para un arreglo de 5pozos en lnea directa, las cuales son aplicables para despus de la ruptura. La eficiencia areal mostradaen estas curvas es funcin del volumen de fluido inyectado.


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Estas correlaciones utilizan dos factores: elvolumen poroso desplazable, VD, y la fraccin deflujo de la zona barrida S, los cuales sedeterminaron experimentalmente.

De estos resultados es aparente que laeficiencia de barrido aumenta logartmicamentehasta alcanzar un 100%, con el volumen de agua

inyectada. De la correlacin de estas eficiencias,Craig encontr la siguiente ecuacin para el arreglode 5 pozos:

E = E + 0.274 ln QiQbAparentemente este tipo de ecuacin es

adecuada para cualquier arreglo de pozos, e inclusopara desplazamiento lineal.

Volumen poroso desplazable, VD: = () = ()1

donde:Wi = agua inyectada acumulada , Bls.(Vp)arreglo = volumen poroso del arreglo, Bls.(So)mx = saturacin de aceite mxima desplazable

Inyectividad de Agua

La gran mayora de los procesos de inyeccin de agua operan a presin constante y no a gastoconstante. Dado que el rea de flujo en el frente de desplazamiento depende de la eficiencia de barrido E a(variable), correspondiente a un arreglo en particular, es de esperarse que el gasto o inyectividad del agua

cambie durante el proceso.La saturacin de agua Sw, atrs del frente de desplazamiento, aumenta constantemente con la

recuperacin. Por lo anterior, Kro (Sw) disminuye y M aumenta, lo que necesariamente producemodificaciones en la inyectividad de agua. Caudle y Witte propusieron una correlacin, basada en trabajoexperimental, que toma en cuenta estos efectos.

Se ha encontrado que para desplazamientos favorables (M < 1) la inyectividad disminuye cuando Eaaumenta, mientras que para el caso contrario (M > 1) la inyectividad aumenta con E a.

Eficiencia de barrido Vertical, E

Debido a las variaciones verticales de permeabilidad y a la segregacin gravitacional por ladiferencia de densidades de los fluidos, el agua inyectada se desplaza en un frente irregular a lo largo dela formacin invadida. En primer trmino el agua fluye ms rpidamente a travs de las zonas mspermeables. Por otra parte, y debido a que el aceite es ms ligero que el agua, esta tiende a fluir por laseccin baja de la formacin. Estos aspectos se muestran en la Figura 74.

Una medida de estas irregularidades en el desplazamiento es la eficiencia de barrido vertical, E , lacual se define como la fraccin del rea transversal de flujo, a lo largo de la formacin, que ha sidocontactada por el agua de inyeccin.

Otros aspectos que han recibido atencin son las fuerzas capilares y el flujo vertical, que de algunamanera podran afectar la eficiencia de barrido, E v. En primer trmino y por capilaridad se puede producir

Fig.- 73 Efecto de la relacin de movilidad y los volmenes de

fluidos inyectados sobre la eficiencia areal para un arreglo de 5

pozos (segn Lake)


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un efecto de imbibicin de agua de las zonas ms permeables a las menos permeables, tendiendo auniformizar el flujo de agua horizontal en la formacin (Ev> 100 %). Por otra parte, el flujo vertical esgenerado por las diferencias de presin entre capas o zonas. No obstante, la imbibicin slo es importanteen sistemas prefereneialmente mojables por agua, y an as el gasto de imbibicin es varias veces menoren magnitud que el gasto de inyeccin de agua. Generalmente en yacimientos homogneos, lapermeabilidad horizontal es 100 o ms veces mayor que la permeabilidad vertical, por lo que el flujovertical normalmente es despreciable.

Trabajos experimentales de Craig, con un arreglo de 5 pozos estratificado, demostraron queindependientemente de la distribucin vertical de permeabilidades, el agua de inyeccin fluye por la zonams permeable. Los resultados demostraron que preponderantemente son las variaciones verticales de lapermeabilidad horizontal, y en mucho menor medida la segregacin gravitaciona1, las que definen laeficiencia de barrido vertical.

Los estudios para evaluar Ev en diferentes arreglos, han sido relativamente pocos, sin embargo ydado que Evdepende fundamentalmente de las variaciones verticales de permeabilidad, alternativamenteeste efecto puede ser tomado en consideracin en estudios de inyeccin de agua, dividiendo el espesor dela formacin productora en varias capas o intervalos. A cada capa se le asignan propiedades petrofsicaspromedio y son tratadas independientemente como estratos sin comunicacin vertical. La prctica hademostrado la utilidad de este procedimiento.

Law demostr que si el nmero de muestras de ncleos de un pozo, es graficado contra el logaritmode su permeabi1idad correspondiente se obtiene una distribucin log-normal. Al graficar esta informacinen papel probabilstico, permeabilidad vs fraccin acumulada de muestras se obtiene una lnea recta parala mayora de los yacimientos homogneos, Figura 74. Dykstra y Parsons propusieron que el dividir lafraccin acumulada de muestras, de la grfica en papel probabilstico, en varios intervalos con suscorrespondientes permeabilidades era equivalente a dividir el espesor de la formacin en varias capas.Este es el procedimiento generalmente usado para asignar 1as propiedades petrofsicas a cada capa enestudios de inyeccin de agua.

En figura 75, se muestra el nmero de capas ptimo en funcin de la relacin de movilidad M y elcoeficiente de variacn de permeabilidad definido como:

V = K KK donde K= permeabilidad media (50 %) K= permeabilidad al 84.1%

Fig.- 74 Distribucin de las permeabilidades,yacimiento hipottico.Media geomtrica de

permeabilidad


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Fig. 75Distribucin logartmica normal de la permeabilidad.Debido, principalmente a la heterogeneidad del yacimiento, slo una fraccin del rea vertical del

yacimiento es contactada por el fluido desplazante. Esta fraccin, referida al rea vertical total delyacimiento, se denomina eficiencia de barrido vertical.

La eficiencia de barrido vertical tambin se denomina eficiencia de conformacin o intrusinfraccional, en la Fig.- 76, se ilustra este concepto.

Fig.- 76 Eficiencia de barrido vertical (segn Lake) Fig.-77 Eficiencia de barrido vertical en funcin de la variacin de permeabilidad y

de la M para una RAP = 25, en un sistema lineal (segn Dykstra y Parsons)

Entre los factores que afectan la eficiencia de barrido vertical se tienen:

a.- Heterogeneidad del yacimiento: Para estudiar este efecto sobre la eficiencia del barrido vertical,

se utiliza el parmetro estadstico V definido por Dykstra y Parsons , = 8. , el cual asigna a laspermeabilidades dentro de cada estrato una distribucin log-normal; as k50 es la permeabilidad alporcentaje de 50% y k84.1 es la permeabilidad al 84.1%, un yacimiento homogneo tiene una variacin depermeabilidad igual a cero, mientras que cuando es heterogneo tendr una variacin de 1. Si no existen


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datos disponibles se supone un valor tpico de V= 0.7 para muchos yacimientos Entre mayor sea laheterogeneidad de los estratos del yacimiento, menor ser la eficiencia de barrido vertical.

b.- Relacin de movilidad: Al aumentar la relacin de movilidad disminuye la eficiencia de barridovertical, Fig.- 77.

c.- Volumen de fluido inyectado: La eficiencia de barrido vertical aumenta con el volumen defluidos inyectados y por lo tanto, con el tiempo.

d.- Flujo cruzado entre capas: Goddin y col. llevaron a cabo un estudio numrico sobre el flujocruzado entre capas. Analizaron los efectos de las fuerzas viscosas y capilares en un sistemabidimensional de dos capas, preferentemente mojado por agua. Variaron M entre 0.21 y 0.95 yconcluyeron que la recuperacin de aceite, para el caso de flujo cruzado, es intermedia entre lacorrespondiente a un yacimiento uniforme y la de un estratificado sin flujo cruzado, Fig.- 78.

Fig.-78 Efecto del flujo cruzado y de la heterogeneidad del yacimiento sobre la recuperacin de aceite.

Eficiencia de barrido Volumtrico,EV

Se define como la fraccin del volumen total del yacimiento (o del arreglo) que es invadido o queentra en contacto con el fluido desplazante. Esta eficiencia se calcula a partir de la cobertura con la cualocurre la invasin vertical (debido a la estratificacin) y del rango areal (debido bsicamente al arreglo yespaciamiento de los pozos). As tenemos:

E = volumen invadidovolumen total invadibleLa eficiencia de barrido volumtrico tambin se expresa como: Ev = Ea x Ev

Adems de la movilidad de los fluidos del yacimiento existen otros factores que afectan laeficiencia de barrido :

a.- Indice de inyectividad: Muskat en sus estudios de variacin de la inyectividad para un sistema

radial, observ que existe una relacin funcional entre la inyectividad, M, y la posicin del frente deinvasin Fig.- 79, donde se observa que al principio de una inyeccin de agua y antes de que ocurra elllenado, ambos, la zona de agua y de aceite alrededor del pozo de inyeccin, son radiales, hasta que losradios de los bancos de aceite alcancen una distancia cercana al 70% de la distancia entre inyector yproductor, y define el ndice de inyectividad como: =


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En la Fig. 80, se observa que el ndicede inyectividad, II, decrece rpidamentehasta el momento en que ocurre el llenado.Despus del llenado, la inyectividadpermanecer constante si M = 1, aumentarsi M>1 o disminuir si M


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vertical en el flujo del fluido, an cuando la principal direccin de flujo sea un plano horizontal; por ello,cuando se inyecta un fluido ms denso que el aceite como es el caso del agua,sta tiende a moversepreferncialmente en la base de la formacin. Al estudiar este factor se concluy que la recuperacin deaceite est afectada en mayor grado por la estratificacin que por las fuerzas de gravedad.

c.- Efecto del gasto de flujo: La eficiencia de barrido volumtrico est influenciada por las fuerzasviscosas, capilares y gravitacionales. Las primeras resultan del gradiente de presin y por lo tanto sonproporcionales al gasto de flujo.En una roca preferencialmente mojada por agua, las fuerzas capilares

producen imbibicin en los poros ms pequeos o estratos menos permeables dentro del yacimiento. Congastos de inyeccin reducidos, se dispone de mayor tiempo para la imbibicin en el frente de invasin ydetrs de l, as como tambin depender directamente del grado de preferencia de mojabilidad de la roca.En rocas preferentemente mojadas por aceite, las fuerzas capilares aceite-agua, tienden a repeler el aguainyectada de los poros ms pequeos llenos de aceite.

Durante la etapa de llenado, las zonas menos permeables se resaturan de aceite, como resultado delas fuerzas capilares gasaceite y tambin por el aumento de la presin en la zona de aceite. Enyacimientos donde la permeabilidad no es uniforme, el agua inyectada se mueve por las zonas de ms altapermeabilidad.

El grado de segregacin por gravedad depende del gasto, mientras sea menor, ms severa ser la

tendencia del agua a correr por debajo del aceite y se produce una ruptura temprana del agua por lo que serequerir un mayor volumen de agua inyectada para producir el aceite recuperable y como consecuenciauna relacin aguaaceite de produccin ms elevada. Hay que considerar adems, que la permeabilidad yel movimiento vertical de los fluidos tambin influyen sobre el grado de segregacin por gravedad.

Arreglo de pozos

Muchos de los campos maduros que luego han sido sometidos a invasin por recuperacinsecundaria, se desarrollaron inicialmente bajo un espaciamiento irregular de los pozos, por ello seconsider el uso de arreglos y espaciamientos uniformes en los pozos perforados en los campos.

Esto significa que en el momento de planificar el proceso de recuperacin secundaria el campoestar desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos productores e inyectores forman

figuras geomtricas conocidas y muy variadas que se ilustran en la Fig.- 82.


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Fig.- 82 Diferentes tipos de arreglos de pozos (segn Craig).

Los factores que ms influyen en la seleccin del tipo de arreglo son: la forma original en que hasido producido el yacimiento, la permeabilidad, la viscosidad de los fluidos, la relacin de movilidad, larelacin de pozos inyectores a pozos productores, la estructura del yacimiento y las caractersticasgeolgicas del mismo; por ello, algunas veces se utilizan arreglos irregulares en los yacimientos, Fig.-83.


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Fig.- 83 Arreglos irregulares (segn Rose y col.) Fig.- 84 Arreglos de empuje enlnea directa (segn Craig)

En la tabla siguiente (4) se presentan algunas caractrsticas de estos arreglos de inyeccin.

TABLA 4

Caractersticas de los arreglos de pozos

Tipo de arreglo RPI/PP Elemento del arreglo

Empuje en lnea directa

Empuje en lnea alterna

5 pozos

7 pozos

7 pozos invertido o arreglo de 4 pozos

9 pozos9 pozos invertido

1

1

1

2

1/2

31/3

Rectngulo

Lneas desfasadas de pozos

Cuadrado

Tringulo equiltero

Tringulo equiltero

CuadradoCuadrado

Todos los arreglos individuales, suelen ser repetidos para formar un arreglo regular de pozos, conexcepcin de los arreglos irregulares y del invertido de 5 pozos que siempre se utiliza como un sloarreglo en el yacimiento.

Principales parmetros que caracterzan los arreglos de pozos, se ilustran en la Fig.-84. Entre ellosse tienen:

La relacin d/a, donde:

d: Distancia ms corta entre lneas de pozos de distinto tipo.situadas una a continuacin de la otra

en una misma columna.a: Distancia ms corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila, uno a

continuacin de otro.

Relacin de pozos de inyeccin a pozos de produccin, R pi/pp:Se calcula dividiendo el nmero de pozos inyectores que afectan directamente a cada productor,

entre el nmero de pozos productores que reciben efecto directo de un inyector Fig.- 84, esta relacin esuno, puesto que la inyeccin de un pozo se reparte hacia 6 pozos productores, mientras que a cadaproductor lo afectan 6 pozos inyectores.


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La unidad del arreglo:Es la menor porcin del arreglo que lo representa. Tambin se conoce como elemento delarreglo. ste tiene simetra en el flujo con los otros y debe incluir al menos un pozo inyector yun productor. Todos los estudios se realizan sobre este elemento; as por ejemplo, si paradeterminadas condiciones se encuentra que la eficiencia de barrido areal es 72%, eso significaque este valor ser vlido para todo el arreglo.

Empuje en lnea directa

Como se mencion antes, para alcanzar una eficiencia de barrido del 100% en el momento de laruptura, debemos inyectar el fluido sobre un plano vertical. Esto fsicamente no es posible, pero se puedeaproximar a un arreglo donde los pozos productores e inyectores directamente se balanceen unos conotros, Fig.84. La eficiencia de barrido en este modelo se mejora a medida que la relacin d/a aumenta. LaR pi/pp = 6/6 = 1.

Empuje en lnea alterna

Este tipo de arreglo es una modificacin del arreglo de empuje en lnea directa. Se origina aldesplazar los pozos inyectores a lo largo de su lnea una distancia igual a: a/2. De esta manera un pozoproductor es ubicado en el centro de un rectngulo con inyectores en los vrtices, Fig.- 85.

Fig.- 85 Arreglos de empuje en lneaalterna (segn Craig)

Fig.- 86 Eficiencia de barrido areal para arreglos en lneadirecta y alterna en funcin de d/a (segn Smith y Cobb)

En la Fig.- 86. Se observa que el efecto del arreglo de empuje en lnea alterna es el de aumentarsignificativamente la eficiencia areal a la ruptura. Si se compara con el de empuje en lnea directa,especialmente para valores bajos de la relacin d/a. De acuerdo con esto, si el patrn de invasin lopermite, este tipo de arreglo es preferible al de empuje en lnea directa.

Arreglo de 5 pozos

El arreglo de 5 pozos se muestra en la Fig.- 87, que es un caso especial del empuje en lnea alterna,

cuando d/a = 0. Este arreglo es el ms usado, obsrvese que el modelo requerido necesita perforar pozosformando un cuadrado y que la relacin pozos inyectores a pozos productores es la unidad, o sea, Rpi/pp=4/4 = 1.

Este arreglo es altamente conductivo, ya que la va de flujo ms corta es una lnea recta entre elinyector y el productor, adems el modelo proporciona una buena eficiencia de barrido. La perforacin deun arreglo cuadrado es muy flexible, pues permite generar otros arreglos simplemente reorientando laposicin de los pozos inyectores. Ejemplos de stos son el asimtrico de 4 pozos, el de 9 y el invertido de9 pozos.


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Fig.- 87 Arreglos de 5 pozos (segn Ferrer) Fig.-88 Arreglos de 7 pozos (segn Smith y Cobb)

Arreglo de 7 pozos

Este tipo de arreglo tiene 2 pozos inyectores por cada pozo productor y se utiliza cuando lainyectividad de los pozos es baja. Muy raras veces encontramos un campo perforado siguiendo este tipode arreglo. El patrn del modelo es un tringulo equiltero Fig.- 88, o puede considerarse un arreglo enlnea alterna cuya relacin d/a = 0.866. Si el campo no ha sido desarrollado segn este patrn, serequieren varios pozos interespaciados para hacer posible el modelo. En este caso la R pi/pp= 6/3 = 2.

Arreglo de 4 pozos

El arreglo de 4 pozos, tambin llamado arreglo triangular o de 7 pozos invertido, se diferenca delanterior en la posicin que ocupan los productores e inyectores. En este caso, los pozos de inyeccin secolocan en el centro del hexgono y los de produccin en los vrtices, Fig.- 89.

Este arreglo tambin se considera formado por tringulos equilteros con 3 pozos de inyeccin enlos vrtices y uno de produccin en el centro. La Rpi/pp es , ya que cada productor es afectadodirectamente por la inyeccin de 3 pozos y 6 productores reciben el efecto directo de cada inyector.

Fig.- 89 Arreglos de 4 pozos (segn Smith)

Arreglo de 9 pozos

Este arreglo puede desarrollarse con pozos perforados formando un cuadrado, con los pozos deinyeccin en los vrtices y puntos medios de los lados del cuadrados y con el productor ubicado en elcentro, Fig.- 90. En este caso, los pozos inyectores sobrepasan los productores por un factor de 3.


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Fig.- 90 Arreglos de 9 pozos (segn Smith y Cobb)

Esto quiere decir que si se considera el flujo continuo y el gasto de inyeccin igual en todos lospozos, los de produccin tendrn un gasto igual al triple de la inyeccin en cada pozo; por lo tanto:

= 13 Una de las mayores ventajas del arreglo de 9 pozos es su flexibilidad. La direccin del movimiento

del agua y la ruptura prematura en ciertos pozos lleva a la necesidad de cambiar el arreglo existente; peroesto a veces es difcil y costoso y puede requerir muchas perforaciones interespaciadas.

Por el contrario, el arreglo de 9 pozos invertido puede cambiarse a un arreglo en lnea directa o de 5pozos, sin mucho esfuerzo.

Para todos los arreglos se calcula el gasto o la capacidad de flujo continuo, considerando lamovilidad igual a 1.

Tipos de inyeccin

De acuerdo con la posicin de los pozos inyectores y productores, la inyeccin de agua se puedellevar a cabo de dos formas diferentes:

Inyeccin perifrica o externa

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona impregnada con hidrocarburos, en los flancos delyacimiento. Se conoce tambin como inyeccin tradicional y en este caso, como se observa en la Fig.- 91,el agua se inyecta en el acufero cerca del contacto agua-aceite.

Caractersticas

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripcin del yacimiento y/o la estructura del mismofavorece la inyeccin de agua.

2. Los pozos de inyeccin se colocan en el acufero, fuera de la zona de hidrocarburos.


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Ventajas

1. Se utilizan pocos pozos.

2. No requiere de la perforacin de pozosadicionales, ya que se pueden usar pozos productoresviejos como inyectores. Esto disminuye la inversin enreas donde se tienen pozos perforados en formairregular o donde el espaciamiento de los pozos es muygrande.

Fig.-91 Inyeccin de agua externa o perfrica.

3. No se requiere buena descripcin del yacimiento para iniciar el proceso de inyeccin de agua.

4. Proporciona una recuperacin alta de hidrocarburos con un mnimo de produccin de agua. Eneste tipo de proyecto, la produccin de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la ltima filade pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de produccin de superficie para laseparacin agua-aceite.

Desventajas

1. Una parte del agua inyectada no se utiliza para desplazar el aceite.

2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasin, como es posible hacerlo enla inyeccin de agua en arreglos.

3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presin de la parte central del mismo y esnecesario hacer una inyeccin en arreglos en esa parte de los yacimientos.

4. Puede fallar por no existir una buena comunicacin entre la periferia y el centro del yacimiento.

5. El proceso de invasin y desplazamiento es lento y por lo tanto, la recuperacin de la inversin esa largo plazo.

Inyeccin en arreglos o dispersa

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de aceite. El aguainvade esta zona y desplaza los fluidos (aceite y gas) del volumeninvadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyeccin se conocecomo inyeccin de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zonade aceite a travs de un nmero apreciable de pozos inyectores queforman un arreglo gemetrico con los pozos productores, como seobserva en la Fig.- 92.

Fig.-92 Inyeccin de agua de 5 pozos


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Caractersticas

1. La seleccin del arreglo depende de la estructura y lmites del yacimiento, de la continuidad delas arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad () y del nmero y posicin de los pozos existentes.

2. Se emplea particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensin areal.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozosproductores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos

inyectores interespaciados. En ambos casos, el propsito es obtener una distribucin uniforme de lospozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recuperacin.

Ventajas

1. Produce una invasin ms rpida en yacimientos homogneos, de bajos buzamientos y bajaspermeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor espequea, Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.

2. Rpida respuesta del yacimiento.3. Elevadas eficiencias de barrido areal.4. Permite un buen control del frente de invasin.5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre la recuperacin.

6. Rpida respuesta en presiones.7. El volumen de la zona de aceite es grande en un perodo corto.

Desventajas

1. En comparacin con la inyeccin externa, este mtodo requiere una mayor inversin, debido alalto nmero de pozos inyectores.

2, Es ms riesgosa.

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

Es importante sealar que la prctica de arreglos geomtricos regulares para ubicar los pozosinyectores es algo que cada da se usa menos, ya que con los avances en descripcin de yacimientos, al

tener una mejor idea de las caractersticas de flujo y de su sedimentologa, es posible ubicar productores einyectores en forma irregular, pero aprovechando al mximo el conocimiento de las caractersticas delyacimiento y optimizando el nmero de pozos.

Tipos de inyeccin

Las operaciones de inyeccin de gas se clasifican en dos tipos: Inyeccin de gas interna o dispersa einyeccin de gas externa.

Inyeccin de gas interna o dispersa

Este proceso se refiere a la inyeccin de gas dentro de la zona de aceite. Se utiliza generalmente enyacimientos con empuje por gas en solucin, sin casquete de gas inicial y sin tendencia a formarse uncasquete de gas secundario. El gas se produce junto con el aceite al poco tiempo de haber sido inyectado.

Caractersticas

1. Se utiliza en yacimientos homogneos,con poco buzamiento y relativamente delgados.

2. Generalmente, se requiere un nmero elevado de puntos de inyeccin, los que se localizanformando un cierto arreglo geomtrico con el fin de distribuir el gas inyectado a travs de la zonaproductiva del yacimiento, como se muestra en la Fig.93.


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Fig.93 Seleccin de diferentes patrones de 5 pozos, para la inyeccin de gas dispersa.

La seleccin de dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de la configuracin del yacimiento, conrespecto a la estructura, al nmero y a la posicin de los pozos existentes, de la continuidad de la arena yde las variaciones de porosidad y permeabilidad.

3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser baja.Ventajas

1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas ms apropiadas.

2. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la produccin e inyeccinde gas.

Desventajas

1. Generalmente la eficiencia de la recuperacin mejora muy poco o nada como consecuencia de laposicin estructural o drene por gravedad. Sin embargo, en algunos yacimientos (12-14 API), hanmostrado que la segregacin gravitacional ha sido el principal mecanismo de recuperacin (20-30%).

2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyeccin externa.

3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo, originan que la eficiencia de larecuperacin sea inferior a la que se logra por la inyeccin externa.

4. La cantidad de pozos de inyeccin requeridos aumentan los costos de operacin y de produccin.

Inyeccin de gas externa

recuperación secundaria pp 41 - 80

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