Presentado por:JHON ALEXANDER BRICEÑO M.
CRISTHIAN ADOLFO HERNÁNDEZ P.WALDO DAVID SILVA S.
Grupo: D1 Subgrupo: 2Primer Semestre 2015
Presentado a:
MSc, ME. Samuel Fernando Muñoz Navarro
Monitoreo de inyección de agua, Diagrama de hall
AGENDA
1. Introducción
2. Generalidades, Puntos de monitoreo
4. Herramientas de monitoreo en subsuelo
6. Diagrama de Hall
3. Herramientas de monitoreo en superficie
7. Conclusión
8. Revisión bibliográfica
5. Técnicas de monitoreo
INTRODUCCIÓN
Las actividades de monitoreo constituyen medios adecuados para la captura de información que permita analizar el comportamiento del yacimiento en cualquier etapa de un proceso de extracción de hidrocarburos en cada una de las partes que conforman el sistema (pozos inyectores y productores, facilidades de superficie y yacimiento)
http://static.wixstatic.com/media/7caeb8_0d1ee3f9ef004828bee27c7d50401abd.jpg
GENERALIDADES
Fuente. Integrated Reservoir Management. Abdus Satter. SPE 22350
Proyecto de inyección de
agua
Ingeniería de Yacimientos
Ingeniería de Producción
Ingeniería de gas y
Química
Medio Ambiente y
Aspectos Legales
Economía y Dirección
Investigación y Servicios de Laboratorio
Operaciones de
Producción
Perforación
Geología y Petrofísica
PUNTOS DE MONITOREO EN LA INYECCIÓN DE AGUA
YacimientoPozos
Inyectores y Productores
Agua de Inyección y Producción
Facilidades de
superficie
http://www.google-earth.es/index.php?name=Forums&file=download&id=27083http://image.slidesharecdn.com/pruebasdeinyectividadenpozosinyectorespltimpresion-120928225609-phpapp02/95/pruebas-de-inyectividad-en-pozos-inyectores-plt-impresion-10-728.jpg?cb=1348873105
http://www.laboratorioaguas.com.ar/images/fisico-quimicos-agua.jpg http://www.monografias.com/trabajos72/facilidades-superficie-industria-petrolera/image020.jpg
DATOS PARA EL MONITOREO EN LA INYECCIÓN DE AGUA
http://www.google-earth.es/index.php?name=Forums&file=download&id=27083http://image.slidesharecdn.com/pruebasdeinyectividadenpozosinyectorespltimpresion-120928225609-phpapp02/95/pruebas-de-inyectividad-en-pozos-inyectores-plt-impresion-10-728.jpg?cb=1348873105
http://www.laboratorioaguas.com.ar/images/fisico-quimicos-agua.jpg http://www.monografias.com/trabajos72/facilidades-superficie-industria-petrolera/image020.jpg
• Tasas de Producción e Inyección• Volúmenes de Fluido• WOR y GOR• Muestras de Fluidos
Yacimiento
• Áreas Problemas• Pruebas de Inyección de Pozos• Cambios en los perfiles de Inyección• Limpieza regular de los Pozos• Completamiento y técnica de Workover
Pozos Inyectores y Productores
• Motores• Bombas de Inyección• Filtros• Torre desaireadora• Sistema de tratamiento de inyección – descarga• Líneas de transporte
Facilidades de superficie
PROGRAMA DE MONITOREO
● Monitoreo● Control● Seguimiento
Superficie Subsuelo
TAREAS DEL PROGRAMA DE MONITOREO EN LA INYECCIÓN DE AGUA
HERRAMIENTAS DE MONITOREO EN SUPERFICIE
HERRAMIENTAS DE MONITOREO EN SUPERFICIE
PRUEBA DE CALIDAD DEL AGUA● Incompatibilidad● Contenido de Aceite ● Contenidos de Gases O2,CO2,H2S● Contenido de Solidos: Disueltos, Dispersos● Población bacteria
PRUEBAS PARA DETERMINAR CORROSIÓN
● Cupones● Pruebas Electroquímicas● Probadores Galvánicos ● Ultrasonido
CALIDAD DEL AGUA
La calidad del agua se refiere a aquellas propiedades del agua que pueden causar efectos en el yacimiento, los pozos, y facilidades de superficie, no existe una guía definida o generalizada sobre los indicadores aceptables de calidad del agua para un proceso de inyección, esto varía con las características propias de cada yacimiento.
PARÁMETRO RANGO DE TOLERANCIA
O/W (Aceite en agua) < 5 ppm
SST (Sólidos totales suspendidos) 0,5 – 2,5 ppm
PH 6,5 – 9
Hierro 0,1 – 0,5 ppm
Velocidad de corrosión < 2 mpy (milímetros por año)
Oxígeno disuelto < 20 ppb (partes por billón)
SEGUIMIENTO
Incompatibilidad: los indicadores aceptables de calidad del agua para un proceso de inyección varían con las características propias de cada yacimiento
Contenido de Aceite: Las gotas de aceite se encuentran usualmente adheridas a los sólidos contenidos en el agua, disminución en la inyectividadContenido de Gases: formación de aguas corrosivas, también puede implicar precipitaciones de óxidos de hierro insolubles
Contenido de Sólidos: taponamiento y erosión en válvulas, bombas, líneas u otras facilidades de superficie
Contenido Bacterial: corrosión en los equipos y taponamiento en la formación y líneas de flujo
Fuente. https://nosedigamas.files.wordpress.com/2012/03/424484_10151376861940714_733980713_23521787_582424450_n.jpg
Fuente. http://static.consumer.es/www/imgs/2008/10/vaso-agua.art1.jpg
Fuente. http://www.abc.es/Media/201306/03/bacterias--644x362.jpg
Fuente. http://m1.paperblog.com/i/21/212503/eliminacion-turbidez-del-agua-tratamientos-ag-L-1.jpeg
Fuente: www.fotosdigitalesgratis.com/noticias/fotos/Agua-Vaso-FDG.jpg
CONTROL
Incompatibilidad: Pruebas químicas, titulación hidrómetro, temperatura, PH, mezcla directa, etc.
Contenido de Aceite: hidrómetro, filtrado, equipos de separación, rompedores de emulsión.
Contenido de Gases: titulación, métodos iodométrico, colorimétrico, medidores de oxigeno .
Contenido de Sólidos: análisis colorimétrico, fotómetro de filtro, filtración.
Contenido Bacterial: fotometría, titulación, etc.
PRUEBAS PARA DETERMINAR CORROSIÓN
El monitoreo de corrosión en los equipos que se encuentran en contacto con el agua se lleva a cabo utilizando pruebas denominadas Ensayos No Destructivos (END) y se realizan en puntos estratégicos de las facilidades de superficie.
Fuente. http://www.revensub.com/CRMdesarrollo/img/benefits-01-01.jpg
CONTROL
Cupones: Piezas de metal de varios tamaños, formas y son insertadas en las líneas de flujo con el fin de evaluar la corrosividad del sistema
Pruebas Electroquímicas: utiliza picos de prueba para medir resistencia eléctrica en un alambre expuesto al agua, comparado con un alambre idéntico pero sin exposición a ella
Probadores Galvánicos: mide la cantidad de flujo de corriente entre dos alambres inmersos en agua
Ultrasonido: El uso de velocidades ultrasónicas en los materiales permite determinar los espesores de sus paredes
Fuente. http://www.alspi.com/cpndisplay.jpg
Fuente. Oilfield Water Systems. Charles C. Patton. Oklahoma. 1981.
Fuente. Oilfield Water Systems. Charles C. Patton. Oklahoma. 1981.
Fuente. http://img.directindustry.es/images_di/photo-g/aparato-inspeccion-pnd-por-ultrasonidos-tubos-21671-2292007.jpg
HERRAMIENTAS DE MONITOREO EN SUBSUELO
HERRAMIENTAS DE MONITOREO EN SUBSUELO
PRUEBA DE PRESIÓN● Ascenso de Presión● Fall Off● Step Tare test: SRT● Interferencia y Pulso
PERFILAJE ● Registros de producción● Registros de inyección
TRAZADORES ENTRE POZOS
PRUEBAS DE PRESIÓN
Tipo de prueba
• PBU• Falloff• Step-Rate• Pulso• Interferencia
Datos obtenidos
• Volúmenes de Fluido ( Tasas, WOR, GOR)
• Presiones (Superficie, Fondo, de Yacimiento)
• Permeabilidad Efectiva de la Formación
• Existencia de Fracturas Naturales
Fuente. Weltest 200. Schlumberger. 2001
REGISTROS DE PRODUCCIÓN
Son aquellos registros de pozo que se toman para establecer la productividad de los pozos y el avance de un proceso de recobro secundario o terciario.
Fuente. http://www.ep-weatherford.com/Solutions/Images/Consult/PLT_Spinner_Plot.gif
PERFILES DE INYECCIÓN
Conociendo la ubicación de las perforaciones y los perfiles de inyección, se pueden identificar los sitios en los cuales no se ha realizado la inundación, además los perfiles revelan los contrastes de inyectividad dentro de un intervalo perforado.
Fuente. http://www.monografias.com/trabajos44/antecedentes-polimeros/Image5922.gif
TRAZADORES ENTRE POZOS
Los trazadores son compuestos de propiedades químicas específicas que disueltos en agua, gas o incluso vapor son inyectados en los pozos inyectores o productores con el fin de obtener una mejor descripción de las características de los yacimientos
Fuente. http://www.ai.org.mx/ai/archivos/coloquios/5/Pruebas%20de%20Trazadores%20en%20la%20Recuperacion%20de%20Hidrocarburo.pdf
TÉCNICAS DE MONITOREO
Las técnicas de monitoreo del proceso de inyección de agua son un conjunto de sistemas matemáticos disponibles para realizar un estudio detallado del desarrollo de la inyección de agua en el yacimiento.
Por medio de ellas se puede establecer:
• Eficiencia de la inyección• Comprobar su avance • Tomar decisiones acerca de los
posibles cambios que se deben realizar en el proceso.
http://www.arqhys.com/articulos/fotos/articulos/Ingeniero-inspector.png
CURVAS DE DECLINACIÓN
Estimación del desempeño futuro de un pozo o yacimiento por medio de la extrapolación de las tendencias pasadas.
0 1 2 3 4 5 6 71
10
100
1000
Armónica
Hiperbólica
Exponencial
tiempo (años)
Tasa
de
acei
te (B
/dia
)
CURVAS DE DECLINACIÓN
Curvas de Declinación
Armónica Exponencial Hiperbólica
La mayoría de las inyecciones de agua usualmente presentan una declinación hiperbólica, especialmente en la vida tardía del proyecto.
CURVAS DE PRODUCCIÓN
La construcción de las curvas requiere datos periódicos, provenientes de pruebas de producción en las etapas tempranas del proceso de flujo y durante toda la vida del proyecto.
% de la vida de la Inyección de Agua
Prod
ucci
ón d
e Ac
eite
Fluido total
Agua
Aceite Secundario
Aceite Primario
LlenadoPeriodo de
Ascenso Periodo de DeclinaciónIn
icio
de
la In
yecc
ión
MÉTODO DE HEARN
Fuente: JARRELLAND, P.M , STEIN, M. H. Maximizing Injection Rates in Wells Recently Converted to Injection Using Hearn and Hall Plots.
Método aplicable durante las etapas tempranas de inyección de agua.
Cambios en la pendiente revelan cambios en las condiciones del yacimiento, tales como: Taponamiento, fracturamiento, presiones de interferencia.
MAPAS DE BURBUJA
Permite observar y analizar la distribución de los frentes de flujo de aceite y de agua, permitiendo establecer cualitativamente las áreas del yacimiento que no han sido barridas por el agua inyectada.
Fuente. Schlumberger, OFM Manual Advanced Training Course. 2002.
CURVAS DE DIAGNÓSTICO
Una gráfica aislada no puede representar correctamente el comportamiento del proceso, es por esta razón que se deben combinar varias gráficas con el fin de lograr un mayor entendimiento
1953 1964 1975 1986 19970
5000
10000
15000
20000
25000
Tasas de líquido y aceite vs tiempo
LiquidoAceite
Tiempo (años)
Tasa
s (M
3/di
a)
1953 1964 1975 1986 19970
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
Tasas Acumuladas de Aceite y Agua
Agua acumuladaAceite acumulado
Tiempo (años)
103
m3
1953 1964 1975 1986 19970
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
Tasa de Inyección
tiempo (años)
m3
/dia
Demora en la implementación de la
inyección de agua
Alta Saturación de Gas
Cierre de pozos con alta producción de
gas.
PROBLEMAS EN EL YACIMIENTO
Flujo de agua debido a un acuífero
Alta Saturación de Agua
Evitar zonas de alta saturación de agua.
Permeabilidades direccionales Baja ED Realineación del
patrón de inyección
PROBLEMAS EN LAS FACILIDADES DE SUPERFICIE
Diseño inadecuado de las facilidades
Capacidad de inyección limitada
Buena comunicación entre disciplinas del
proyecto
Incompatibilidad en el agua de formación
Depositación de escamas y corrosión Adición de inhibidores
Sistema de Filtración Agua con calidad pobre
Mantenimiento al sistema de filtración.
PROBLEMAS EN LOS POZOS INYECTORES
Parafinas, Asfáltenos. Daño en la Formación Inhibidores, solventes químicos.
Agua con alto contenido de O2 Corrosión Adición de
inhibidores.
Estratos de alta permeabilidad Uniformidad Aislamiento químico /
mecánico
PROBLEMAS EN LOS POZOS PRODUCTORES
CAUSAS PROBLEMAS SOLUCIONES
MÉTODO DE HALL
http://www.textoscientificos.com/imagenes/petroleo/recuperacion-asistida.gif
El Método de Hall es una herramienta simple que se usa para evaluar por medio de graficas el desempeño de pozos de inyección de agua (en estado estable).
https://www.testwells.com/wp-content/uploads/2014/10/pressure-gauge.jpg
DATOS REQUERIDOS
Presión promedio en fondo
convertida de la presión cabeza
Presión promedio de yacimiento.
Volúmenes inyectados
mensualmente.
Días de inyección en el mes.
Consideraciones
ANTECEDENTES TEÓRICOS
qw = Caudal de inyección (STB/dia)pw = Presión del pozo (psi)Pe = Presión promedio de la formación (psi)re = Radio de la zona de influencia (ft)rw = Radio del pozo (ft)B = Factor volumétrico de la formación (RB/STB) µ = viscosidad (cP)S = Daño
𝑞𝑤= 1141,2
∗𝑘h (𝑃𝑤−𝑃𝑒 )
𝐵𝜇 ln( 𝑟 𝑒
𝑟𝑤 a )
Ley de Darcy
Donde
𝑟𝑤𝑎=𝑟𝑤 𝑒− 𝑠
ANTECEDENTES TEÓRICOS
𝑞𝑤=𝑘h
141,2𝐵𝜇 ln( 𝑟𝑒𝑟𝑤 a)∗ (𝑃𝑤−𝑃 𝑒)
A=𝑘h
141,2𝐵𝜇 ln( 𝑟 𝑒
𝑟𝑤 a )
(𝑃𝑤−𝑃𝑒 )= 1𝐴∗𝑞
𝑤
ANTECEDENTES TEÓRICOS
Al integrar
El término del lado derecho corresponde al agua inyectada acumulada (Wi)
INTEGRAL DE HALLVARIABLE DEPENDIENTE (EJE Y)
AGUA INYECTADAVARIABLE INDEPENDIENTE (EJE X)
∫0
𝑡
(𝑃𝑤−𝑃𝑒 )𝑑𝑡= 1𝐴∫0
𝑡
𝑞𝑤𝑑𝑡
FORMAS DE GRÁFICAR
1
2
3
𝑃𝑤=𝑃 h𝑤 −𝑃 𝑓 +𝑔h
∫0
𝑡
𝑃𝑤 h𝑑𝑡 −∫0
𝑡
(𝑃 ¿¿𝑒+𝑃 𝑓 −𝑔 h)𝑑𝑡=1𝐴∗𝑊 𝑖¿
RELACIÓN ENTRE Pw Y Pwh
FORMAS DE GRÁFICAR
1
2
3
∫𝟎
𝒕
𝑷𝒘𝐝𝐭
∫𝟎
𝒕
𝑷𝐰𝒉𝐝𝐭
∫𝟎
𝒕
(𝑷 ¿¿𝒘 −𝑷 𝒆)𝐝𝐭 ¿
INYECCIÓN CUMULATIVA (Bls)
INTE
GRA
L D
E H
ALL
FUENTE: D.B.Silin, R.Holtzman y T.W.Patzek, J.L.BrinkMonitoring waterflood Operations Hall’s Method Revisited.
PRESIÓN DE YACIMIENTO
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 18000
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Pe = 1250 psi Pe = 1300 psi Pe = 1400 psi
AGUA INYECTADA (Bls)
INTE
GRA
L D
E H
ALL
Errores en el valor de Pe pueden generar cambios significativos en la pendiente.
FUENTE: D.B.Silin, R.Holtzman y T.W.Patzek, J.L.BrinkMonitoring waterflood Operations Hall’s Method Revisited.
INTEGRAL DE HALL
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 40
200
400
600
800
1000
1200
Presión Promedio de Yacimiento (Pe)Presión de Inyección en Fondo (Pw)Linear (Presión de Inyección en Fondo (Pw))
Tiempo (años)
Pres
ión
(Psi
a)
Fuente. Waterflood Surveillance. W. M. Cobb.
∫0
𝑡
(𝑃 ¿¿𝑤 ¿−𝑃𝑒)𝑑𝑡∑𝑝∗𝑡 ¿¿
𝑊 𝑖 total=∑𝑊 𝑖∗𝑡
GRÁFICA DE HALL (HALL PLOT)
C
B A
ab
Wi (Bbl)Fuente. Waterflood Surveillance. W. M. Cobb.
Fracturamiento Skin < 0
Taponamiento
Skin > 0
• Pobre calidad del agua
Comportamiento normal y estable
TRANSMISIBILIDADES
Transmisibilidad
𝑇𝑚=Kw∗h𝑤
=
141,2𝐵𝑤 ln( 𝑟𝑒𝑟𝑤 a)
29.2∗m
m=1𝐴
=
141,2𝐵𝑤𝜇𝑤 ln( 𝑟𝑒𝑟𝑤a)
𝑘𝑤 h
Pendiente
Tma= transmisibilidad de la zona sin daño
Tmavg=promedio de transmisibilidad de la zona dañada y sin daño
1 Tm1 (hallada de m1)= Tma
2 Tm2 (hallada de m2)= Tmavg
TRANSMISIBILIDADES Y SKIN
𝑆=(𝑇𝑚1−𝑇𝑚𝑎)
𝑇𝑚𝑎∗ ln ( 𝑟𝑎𝑟𝑤 )
Tma=Tm2∗Tm 1∗ ln ( ℜ
rw)
Tm1∗ ln( ℜra )−Tm2∗ ln( rarw )
FUENTE: HAWE, D.E.Direct Approach through hall plot evaluation improves the accuracy of formation damage calculations and eliminates pressure fall off testing
EJEMPLO
Durante los últimos 9 meses se han registrado los datos de la tabla en un pozo inyector de agua. Se requiere realizar un grafico de Hall para determinar el comportamiento de la inyección
MES Pw (psia) Pe (psia) Δt (Días) Wi (Bbl/mes)
1 2.240 1.300 11 11.0002 2.270 1.302 28 28.0003 2.285 1.304 30 30.0004 2.290 1.306 16 16.0005 2.298 1.308 31 31.0006 2.312 1.310 28 28.0007 2.321 1.312 22 22.0008 2.911 1.314 17 17.0009 3.235 1.316 10 10.000
Re: 700 ftRw:0,3 ft:1 Rb/STB
EJEMPLO
MES Pw (psia)
Pe (psia) ΔP (psia) Δt (Días) Δt*Δp ΣΔt*Δp
1 2.240 1.300 940 11 10.340 10.3402 2.270 1.302 968 28 27.104 37.4443 2.285 1.304 981 30 29.430 66.8744 2.290 1.306 984 16 15.744 82.6185 2.298 1.308 990 31 30.690 113.3086 2.312 1.310 1.002 28 28.056 141.3647 2.321 1.312 1.009 22 22.198 163.5628 2.911 1.314 1.597 17 27.149 190.7119 3.235 1.316 1.919 10 19.190 209.901
EJEMPLO
MES Δt (Días)
Δt (MESES)
Wi (Bbl/mes) Wi*Dt Σiw*Dt
1 11 0,37 11.000 4.033 4.0332 28 0,93 28.000 26.133 30.1673 30 1,00 30.000 30.000 60.1674 16 0,53 16.000 8.533 68.7005 31 1,03 31.000 32.033 100.7336 28 0,93 28.000 26.133 126.8677 22 0,73 22.000 16.133 143.0008 17 0,57 17.000 9.633 152.6339 10 0,33 10.000 3.333 155.967
EJEMPLO
0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 120,000 140,000 160,000 180,0000
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
f(x) = 3.40516725071678 x − 324533.176807899
f(x) = 1.09241947735799 x + 4646.01984523155
HALL PLOT
Σiw*Dt
ΣΔt*
Δp
EJEMPLO
𝑇𝑚=
141,2𝐵𝑤 ln( 𝑟 𝑒
𝑟𝑤 a )29.2∗m
m2 = 3,4052
m1 = 1,0924 Tm1 = 34,3285 mD-ft/cp
Tm2 = 11,0127 mD-ft/cp
Re: 700 ftRw:0,3 ft:1 Rb/STB
EJEMPLO
Tma=Tm 2∗Tm1∗ ln( ℜ
rw )Tm1∗ ln( ℜ
ra )−Tm2∗ ln( rarw )
𝑆=(𝑇𝑚1−𝑇𝑚𝑎)
𝑇𝑚𝑎∗ ln ( 𝑟𝑎𝑟𝑤 )= (34,3285−12,0715 )
12,0715∗ ln( 2,50,3 )=3,91
Tma=11,0127∗34,3285∗ ln (
7000,3
)
34,3285∗ ln ( 7000,3 )−11,0127∗ ln( 2,50,3 )=12,0715𝑚𝐷 𝑓𝑡 /𝑐𝑝
CONCLUSIONES
• Un eficiente monitoreo de una inyección de agua requiere de un trabajo de equipo interdisciplinario desde el yacimiento hasta las facilidades de superficie.• Debido a que la inyección de agua es un proceso cíclico, en los programas de
monitoreo se deben establecer pasos cíclicos adecuados a cada etapa de la inyección, que permitan controlar específicamente el punto de desarrollo afectado durante la inyección de agua.• La grafica de Hall puede ser usada para interpretar cualitativamente qué es lo que
está pasando en el yacimiento cuando se presentan los cambios en la cuesta de la curva.• La adquisición de los datos para la gráfica de Hall es relativamente sencilla y
económica, ya que todo lo requerido simplemente es el registro almacenado de la inyección cumulativa y las presiones en superficie.
• SPE Paper Number 93879. Monitoring Waterflood Operations: Hall’s Method Revisited.• RINCON Carlos. Creación y desarrollo de la base de datos para el monitoreo de la
inyección de agua en el campo caño limón- Arauca. 2005.• BLANCO Johanna, DELGADILLO Claudia. Metodología integrada para el diseño de
un monitoreo de inyección de agua desarrollado en un campo petrolero. 2006.• CANCINO Fabio, GOMEZ Jorge, DE LA CRUZ Wilfrido Monitoreo del Proceso de
Inyección de Agua• HAWE, D.E.Direct Approach through hall plot evaluation improves the accuracy of
formation damage calculations and eliminates pressure fall off testing
REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA
• SILLIN, D.B. Monitoring Waterflood Operations: Hall’s Method Revisited. SPE 93879, 2005.
• SILLIN, D.B. Waterflood Surveillance and Control: Incorporating Hall plot and Slope Analysis. SPE 95685, 2005.
• THAKUR, G.C. Waterflood Surveillance Techiques – A Reservoir Management Approach. Chevron U.S.A. Inc. Paper SPE 23471, Octubre 1991
REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA
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