UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA FACULTAD DE INGENIERÍA

Presentación del tema: "UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA FACULTAD DE INGENIERÍA"— Transcripción de la presentación:

1 UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE PETRÓLEO EVALUACIÓN DE LA OPCIÓN “THE POLYMER FLOOD MODEL” DEL SIMULADOR ECLIPSE 100 TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEO POR LOS BRS. VERA HELEN Y LOYO JAIRO TUTOR ACADÉMICO: MSc. PEDRO VACA Dr. FREDDY PAZ Caracas, Noviembre 2003

2 OBJETIVOS Objetivo General Objetivos Específicos
Evaluar el funcionamiento de la opción de inyección de polímeros disponible en el Simulador Eclipse 100. Objetivos Específicos Analizar el proceso de inyección de polímeros y establecer sus ventajas y limitaciones. Describir y entender la formulación matemática de la opción “The Polymer Flood Model”. Dominar el uso de la opción de inyección de polímeros del Simulador Eclipse 100 Discutir casos de interés que permitan ofrecer una evaluación del funcionamiento a esta opción.

3 Contenido de la presentación
Proceso de inyección de polímeros Simulación del proceso de inyección de polímeros Metodología Presentación y análisis de resultados Conclusiones Recomendaciones

4 Proceso de inyección de polímeros
Definición de polímero Es una molécula de cadena larga formada por grupos repetidos llamados monómeros. Inyección de polímeros para recuperación mejorada Es un proceso químico, el cual consiste en añadir al agua de inyección una cierta concentración de polímero, soluble en agua, con la finalidad de incrementar su viscosidad a fin de disminuir su movilidad.

5 Tipos de polímeros que se usan en Recuperación Mejorada
Las poliacrilamidas (sintéticos): CH2 C CH NH2 O OH n-x x Térmicamente estables hasta 250 °F. Relativamente inmunes a las bacterias. Sensibles a efectos de corte y a la salinidad Los Polisacáridos (naturales): Resistentes hasta 200 °F. Susceptibles al ataque bacterial Menos sensibles a la salinidad y a los efectos mecánicos de corte.

6 Aplicaciones de los polímeros en recuperación mejorada
Inyección de agua convencional Alta movilidad del agua en el medio poroso, por lo que tiende a rebasar al petróleo, originando un desplazamiento inestable. INYECCCIÓN DE AGUA Inyección de polímeros Disminuye la movilidad del agua Reduce el adedamiento viscoso. Mejora el barrido en las zonas de petróleo. w =Krw / w INYECCIÓN DE POLÍMERO

7 Mecanismos de reducción de la relación de movilidad
1. Aumento de viscosidad del agua al añadirle una concentración de polímero de alto peso molecular. 2. Reducción de la permeabilidad relativa al agua luego de pasar la solución polimérica a través de la roca. Polímero hidrodinámicamente atrapado en zona estancada Trayectoria de flujo a través del medio poroso Polímero atrapado mecánicamente en gargantas de poros estrechos Polímero adsorbido Retención de las moléculas Razón de movilidad

8 Proceso de inyección de polímero
Bache de polímero Zona de agua / petróleo Agua Bache de polímero 0.1 a 0.3 VP 200 a 1000 ppm

9 Criterios básicos para proyectos de inyección de polímeros
Condiciones favorables: Yacimientos costa adentro Inyección de agua eficiente Heterogeneidades moderadas cp > 25° Crudo: Gravedad API Viscosidad < 100 a C.Y. ) K ( Yacimiento: So móvil (% VP) > 10 Litología Areniscas preferiblemente mD entre 50 y 250 Temp . (°F) < 200 (evitar degradación) Rel . Movilidad a 40 Conds. desfavorables: Fracturamiento extensivo Acuíferos activos Presencia de capas de gas Alto contenido de arcillas Alta salinidad

10 Simulación del proceso de inyección de polímeros
Simulación de yacimientos: Técnica de ingeniería de yacimientos que se basa en la utilización de modelos matemáticos que simulan el flujo de fluidos multifásicos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento, resolviendo las ecuaciones mediante métodos numéricos. “The polymer flood model” del simulador ECLIPSE Es una de las opciones de los nuevos paquetes de simulación ECLIPSE en ambiente Office, para simular el proceso de inyección de polímeros en yacimientos de petróleo.

11 Ecuaciones fundamentales de simulación del poceso de inyección de polímero (The Polymer Flood Model)
Agua Polímero Sal

12 Tratamiento de la viscosidad de los fluidos
Parámetro de mezcla Viscosidad efectiva del polímero 0 - 1 Viscosidad parcialmente efectiva del agua Cp Cp,máx. Viscosidad efectiva del agua

13 Tratamiento de la adsorción del polímero
Especificar la adsorción isotérmica en forma de tablas Especificar adsorción máxima Cp (ppm) Ads. Ca,máx. Especificar el índice de adsorción 1: Ocurre desasorción 2: No ocurre desasorción

14 Tratamiento de la reducción de permeabilidad y volumen poroso muerto
Factor de resistencia residual Factor de resistencia real Factor de resistencia res. Medida en el laboratorio Espacio poroso muerto El modelo ECLIPSE asume que el espacio poroso muerto, para cada tipo de roca, no excede al valor de la saturación de agua irreducible.

15 Tratamiento de la reducción de viscosidad por corte
ECLIPSE asume que la tasa de corte es proporcional a la viscosidad del flujo Especificar valores de factores multiplicadores en función de la velocidad de flujo ECLIPSE calcula la velocidad de flujo a través de la siguiente ecuación: Tasa de agua Área transversal entre dos celdas Porosidad promedio de dos celdas ECLIPSE asume la viscosidad del polímero reversible y está dada por la siguiente ecuación: Multiplicador de reducción por corte Multiplicador sin asumir efectos de corte

16 Metodología Yacimiento homogéneo, sin acuífero y subsaturado
Revisión bibliográfica Uso de tutoriales para familiarización con la opción Definición del caso base Yacimiento homogéneo, sin acuífero y subsaturado I P Celdas: 1600 w : 0.3 cp Swc : 20% Cr : 3E-6 1/ lpc Cw : 3E-6 1/lpc Pi : 5000 lpc Pb : 3400 lpc 32 °API Prof : 4000 pies h: 30 pies  : 20% Tipo de roca: arenísca POES: 332 MBN K: 50 md T: 165 °F 20 Dy 37.5 pies Nx Dimensiones de la malla Tamaño de la celda Ny Nz Dx Dz 4 7.5 pies

17 Definición del caso base
Parámetros de la opción “The Polymer Flood Model” Qiny: 300 BN/D Qo, máx: 200 BN/D Piny, máx: 7000 lpc Cp: 800 ppm = 0.28 LB/BN Parámetro de mezcla (): 1 Índice de adsorción: 1 Bache de polímero inyectado: 0.1 VP Volumen poroso muerto: 0.16 RRF: 1.5 Ca,máx : LB/BN Concentración de sal: 0 LB/BN PLYVISC Cp (LB/BN) Fm 1 0.7 4 0.14 5 0.175 6 0.21 7 0.28 8 0.35 9 0.42 10 0.525 11 12 PLYADS Cp (LB/BN) Ca 0.7 0.14 0.175 0.21 0.28 0.35 0.42 0.525

18 Sensibilidades realizadas
Concentración de polímero (Cp) Factor de Resistencia Residual (RRF) Adsorción isotérmica (Ca) Parámetro de mezcla () Tamaños de bache de polímeros inyectados Completación P.I Concentración de polímero (Cp) ppm LB/BN 500 0.175 800 0.28 1500 0.525 2000 0.7 2500 0.875 3000 1.05 Adsorción (LB/BN) 0.0001 0.01 Bache de polímero inyetado Fecha Volumen poroso 01/01/83 – 31/01/83 0.016 01/01/83 – 20/02/83 0.025 01/01/83 – 20/07/83 0.1 01/01/83 – 01/01/84 0.2 01/01/83 – Fin Proy. 0.6 RRF 4 10  1 Completación del pozo inyector Número de celdas Longitud completada (pies) 1 - 2 15 3 - 4

19 Otros casos evaluados Evaluación del proceso de inyección de polímero considerando: Efecto salino SALNODE 1.75 0.7 0.35 Concentración de sal (LB/BN) Efecto de corte PLYSHEAR 0.3 2 0.4 1.5 0.6 0.5 1 M Vw (pies/día) Heterogeneidad en el yacimiento K= K=200 K=500 K=50 K= 50 K= 100 K= 200 Distribución de permeabilidades A. B. 2 1 3 4

20 DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDAD
Inyección de agua seguida por un bache de polímero 0.1 VP 800 ppm Caso especial K=50 K=100 K=200 K=400 DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDAD 1 2 3 4 RRF: 4 Ca,máx: LB/BN

21 Presentación y análisis de resultados
Comparación del modelo de inyección de agua convencional y el modelo de inyección de polímero (Caso Base) Fr = 66% Fr=61% El polímero mejora la eficiencia de barrido areal y vertical

22 Efecto principal que ocurre en un proceso de inyección de polímero
El efecto del aumento de la viscosidad del agua

23 Sensibilidades de parámetros del caso base
1. Concentración de polímero (Cp) Comportamiento del factor de recobro en función de las concentraciones de polímero Fr=70% La concentración permanece en condiciones estables para darle viscosidad a la solución

24 Sensibilidades de parámetros del caso base
2. Adsorción isotérmica (Ca) Fr=69% Fr=60% Alta adsorción disminuye la viscosidad de la solución

25 Sensibilidades de parámetros del caso base
Efecto de la adsorción isotérmica sobre la viscosidad efectiva del agua 0.3000 0.8250 1.3500 1.8750 2.400 VISCOSIDAD EFECTIVA DEL AGUA Ca a LB/BN (Caso Base) 15/04/1986 1.0000 1.7000 2.4000 Visc. Efect. Agua (cp) B. Ca a LB/BN A. Ocurrió menor adsorción Ocurrió mayor adsorción

26 Sensibilidades de parámetros del caso base
3. Factor de resistencia residual (RRF) PERME. RED Rk FACTOR DE REDUCCIÓN DE Krw RRF= 4 15/04/1986 RRF= 10 1.0 1.1 1.2 1.3 1.6 1.9 Distribución del factor de reducción de la Krw para diferentes valore de RRF Krw se redujo 22% Krw se redujo 47% El mayor efecto beneficioso del polímero permanece por mucho tiempo después de que haya cerrado la inyección del bache de polímero

27 Sensibilidades de parámetros del caso base
4. Parámetro de mezcla de Todd-Longstaff () Factor de recobro afectado por el parámetro de mezcla Todd-Longstaff Fr=66% Fr=62% Hubo total segregación entre el agua y el polímero cuando = 0

28 Sensibilidades de parámetros del caso base
5. Tamaños de baches de polímero Fr=67.6% No se necesita inyectar grandes tamaños de baches para incrementar el factor de recobro 6. Completación del pozo inyector Fr=66% El espesor del yacimiento es muy delgado

29 Análisis del modelo considerando el efecto salino
Se altera la forma de las moléculas, ocasionando una reducción de la viscosidad Fr= 64%   Análisis del modelo con efecto de corte El polímero se degrada por efectos mecánicos Fr=63%

30 Inyección de polímero en yacimiento heterogéno
1. Distribución de permeabilidad creciente desde la capa superior a inferior Fr=58% El agua irrumpe más rápido al pozo productor Fr=48% 2. Distribución de permeabilidad decreciente desde la capa superior a inferior. Fr=70% Fr=68% Se debe al efecto de gravedad sobre el agua

31 No se recomienda inyectar polímero después de haberse inyectado agua
Caso con proceso de inyección de agua convencional seguido por un bache de polímero No se recomienda inyectar polímero después de haberse inyectado agua Fr=48% Fr=50% Caso especial de inyección de polímero 1 1.375 1.75 2.125 2.5 PERME RED Rk FACTOR DE REDUCCIÓN DE LA Krw 15/ 04/1986 P I Corte de agua vs. Tiempo Se redujo la Krw aprox. 50%

32 Conclusiones Se corrobora que la opción “The Polymer Flood Model” del ECLIPSE 100 es una herramienta que arroja resultados confiables al compararse con lo dicho en la literatura sobre el proceso de inyección de polímero. 2. La simulación comprobó que existe una concentración “óptima” y un volumen de bache “óptimo” de polímero que obtiene incrementos de aproximadamente 10% del factor de recobro comparado con un proceso de inyección de agua convencional. 3. La adsorción fue uno de los factores que más negativamente afectó el proceso de inyección de polímero, resultando bajo el factor de recobro para alto grado de adsorción.

33 4. La degradación del polímero por efectos de alta concentraciones de sal y por efectos de corte considerables fue poco significativa. ECLIPSE arroja un recobro adicional bajo, lo cual se estima confiable. 5. Se determina que el uso de una solución polimérica incrementa el factor de recobro sobre un 10% en yacimientos heterogéneos con buenas propiedades roca-polímero. Se establece que la inyección de polímero posterior a una inyección de agua, es poco eficiente.

34 Recomendaciones Utilizar esta opción con datos de propiedades del polímero obtenido en el laboratorio, para una evaluación más realista de ésta. 2. Realizar la simulación utilizando un caso real de yacimiento con posible éxito en la aplicación de este proceso. 3. Se recomienda adicionar, si es posible, a la ecuación de difusividad términos relacionados con otras sustancias como surfactantes o soluciones alcalinas, las cuales podrían disminuir los requerimientos económicos del polímero y aumentar el factor de recobro. Realizar un manual técnico de simulación del proceso de inyección de polímero para facilitar el uso de la opción.

35 MUCHAS GRACIAS “El temor de Jehová es el principio de la sabiduría, y el conocimiento del Santísimo es la inteligencia” Pr. 9:10