Eficiencia Areal de Barrido A La Ruptura

DOCENTE: ING.
Laura Sanchez
INTEGRANTES: IBARRA SOTO MILTON JESÚS
GUZMÁN POZO GERSON DAVID
LECOÑA HIDALGO BORIS GABRIEL
VASQUEZ CARLA NICOLE
GONZALES FRANZ
GISBERT CRISTIAN
INTRODUCCIÓN
Un factor predominante que controla las operaciones de
inyección de agua es la localización de los pozos inyectores con
respecto a los productores y a los límites del yacimiento.
La eficiencia de desplazamiento es un factor microscopio

determinado usualmente mediante pruebas de laboratorio de
desplazamiento en sistemas lineales, y se calcula para
determinar la saturación del petróleo residual que queda detrás
del frente de invasión.
• Razón entre la movilidad de la fase desplazante (agua o gas)
y la movilidad de la fase desplazada (petróleo).
• Puede relacionarse con la conductancia en términos de la
permeabilidad efectiva y de la viscosidad de los fluidos
desplazantes y desplazados.
SI EL AGUA DESPLAZA AL PETRÓLEO
SI EL PETROLEO DESPLAZA AL GAS

ARREGLO DE POZOS
La reparación o la
estimulación de un pozo de
producción existente con el
fin de restaurar, prolongar o
mejorar la producción de
hidrocarburos.
Diferentes arreglos de Pozos

Arreglo irregular de Pozos
PRINCIPALES PARAMETROS QUE
CARACETRIZAN LOS ARREGLOS DE POZOS.
Relación D/A: • La razón pozos de inyección a
D=La distancia más corta entre líneas de pozos de producción, (Rpupp):
pozos de distinto tipo, situadas a Esta razón se calcula dividiendo el
continuación de la otra de la misma número de pozos inyectores que afectan
columna. directamente a cada productor, entre el
número de pozos productores que
reciben el efecto directo del inyector.
A=distancia más corta entre pozos del
mismo tipo que se encuentran en una
misma fila, uno a continuación del otro.
• La unidad de arreglo:
Es la mejor porción del arreglo que lo
representa. También se conoce como
elemento de la simetría del arreglo por su
simetría en el flujo y debe incluir al menos
un pozo productor y un inyector.
EMPUJE EN LINEA EMPUJE EN LINEA
DIRECTA RECTA
Se debe inyectar el fluido sobre un Se origina al desplazar los pozos

plano vertical, esto no es físicamente inyectores a lo largo de su línea de
posible, pero se puede aproximar a distancia igual a A/2, de esta manera, un
un arreglo donde los pozos inyectores pozo productor es ubicado al centro de un
y productores directamente se rectángulo con inyectores en los vértices
balanceen uno con otros.
ARREGLOS DE 5 POZOS
El arreglo de 5 pozos es altamente

conductivo, ya que la vía de flujo más corta,
es una línea recta entre el inyector y el
productor. La perforación de un arreglo
cuadrado es muy flexible, pues permite
generar otros arreglos simplemente
reorientando la posición de los pozos
inyectores. La capacidad de flujo continuo
para un arreglo de 5 pozos, si se considera la
razón de movilidad igual a uno, es la
siguiente:
ARREGLOS DE 7 POZOS
ESTE TIPO DE ARREGLO TIENE 2 POZOS INYECTORES POR CADA POZO

PRODUCTOR Y SE UTILIZA CUANDO LA INYECTIVIDAD DE LOS POZOS ES BAJA. EL
PATRÓN DEL MODELO ES UN TRIÁNGULO EQUILÁTERO (FIGURA 5.7) O PUEDE
CONSIDERARSE UN ARREGLO EN LÍNEA ALTERNA CUYA RELACIÓN D/A= 0 .866.
SI EL CAMPO NO HA SIDO DESARROLLADO SEGÚN ESTE PATRÓN, SE RE QUIEREN
VARIOS POZOS INTERESPACIADOS PARA HACER POSIBLE EL MODELO.
LA CAPACIDAD DE FLUJO CONTINUO PARA UN ARREGLO DE 7 POZOS, SI SE

CONSIDERA LA RAZÓN DE MOVILIDAD IGUAL A UNO, ES LA SIGUIENTE:
EL ARREGLO DE 4 POZOS
TAMBIÉN LLAMADO ARREGLO TRIANGULAR O DE 7 POZOS

INVERTIDO, SE DIFERENCIA DEL ANTERIOR EN LA POSICIÓN
QUE OCUPAN LOS PRODUCTORES E INYECTORES.
EN ESTE CASO, LOS POZOS DE INYECCIÓN SE COLOCAN EN
EL CENTRO DEL HEXÁGONO Y LOS DE PRODUCCIÓN EN LOS
VÉRTICES, ESTE ARREGLO PUEDE TAMBIÉN CONSIDERARSE
FORMADO POR TRIÁNGULOS EQUILÁTEROS CON 3 POZOS
DE INYECCIÓN EN LOS VÉRTICES Y UNO DE PRODUCCIÓN
EN EL CENTRO.
LA CAPACIDAD DE FLUJO CONTINUO PARA UN ARREGLO DE
4POZOS, SI SE CONSIDERA LA RAZÓN DE MOVILIDAD IGUAL
A UNO, ES IGUAL A LA DEL ARREGLO DE 7 POZOS NORMAL.
LA ECUACIÓN ES:
Arreglos de 9 pozos
Este tipo de arreglo puede desarrollarse con pozos perforados formando un
cuadrado, con los pozos de inyección en los vértices y puntos medios de los
lados del cuadrado y con el productor ubicado en el centro de éste, tal como lo
muestra la Figura 5.9.
En este caso, los pozos inyectores sobrepasan los productores por un factor
de 3.
los pozos de los vértices reparten lo inyectado en ellos entre 4 pozos de

producción, o sea, una cuarta parte para cada uno; en cambio, los pozos
situados en los puntos medios de los lados lo reparten únicamente entre dos, es
decir, la mitad para cada uno, y como existen cuatro de cada tipo, resulta 𝑅𝑃𝑡𝑃𝑃 =
3
1 𝐵
𝑞𝑢 = 3 𝑞𝑜 = 𝐵𝑜
𝑢
Según Smith y Cobb3, una de las mayores ventajas del arreglo de 9 pozos es su
flexibilidad. La dirección del movimiento del agua y la ruptura prematura y llevar a la
necesidad de cambiar el arreglo existente. Por el contrario, el arreglo de 9 pozos
invertido puede cambiarse a un arreglo en línea directa o de 5 pozos sin mucho
esfuerzo.
La capacidad de flujo continuo para un arreglo normal de nueve pozos, si se considera
la razón de movilidad igual a 1, es la siguiente:
Dónde:
D= distancia entre el pozo del vértice con un pozo de lado
𝐴𝑃𝑖.𝑐 = diferencia de presión entre el pozo inyector y el pozo productor situado en los
vértices del arreglo
𝐴𝑃𝑖.𝑠 = diferencia de presión entre el pozo inyector y el productor situado en los lados
del arreglo
R= cociente entre las tasas de producción de los pozos de los vértices y de los lados
Eficiencia de barrido areal,𝑬𝑨
La eficiencia de barrido areal, 𝐸𝐴 , se define como la fracción del área horizontal del
yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria. Es decir:
𝑎𝑟𝑒𝑎 ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎

𝐸𝐴 =
𝑎𝑟𝑒𝑎 ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑏𝑙𝑒
Métodos para estimar la eficiencia de
barrido areal
El propósito de esta sección es
presentar correlaciones que permitan
determinar la eficiencia de barrido areal,
a la ruptura y después de la ruptura, en
función de los factores más importantes
que la afectan: la razón de la movilidad y
los diferentes arreglos de los pozos.
Se ha visto que la cantidad de petróleo que puede ser desplazada por inyección
de agua es directamente proporcional a la eficiencia de barrido areal.
Con el fin de distinguir la eficiencia de desplazamiento de la eficiencia de
barrido areal, discutida en las secciones anteriores, generalmente, se supone
que detrás de frente no ocurre desplazamiento adicional.
Eficiencia areal de barrido a la ruptura
La velocidad con la que viajan los fluidos a través de las líneas de flujo en particular es, de acuerdo con la
ley de darcy, proporcional al gradiente de presión a lo largo de la línea de flujo.
Relación D/A:
D=La distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo,
A=distancia más corta entre pozos del mismo tipo que se encuentran en una misma fila,
Eficiencia areal de barrido después de la
ruptura
el incremento de la eficiencia areal después de la
ruptura será una función de la cantidad de agua
inyectada dentro del sistema, y es primordial que
durante la planificación de un proyecto se conozca la
relación entre estas dos variables.
volumen poroso desplazable , Vd, volumen poroso desplazable igual
al fluido inyectado acumulativo como una fracción del producto del
volumen poroso del arreglo y la eficiencia del desplazamiento.
Wi = agua inyectada acumulada, bls.

𝑾𝒊
𝑽𝒅 = (Vp) arreglo = volumen poroso en el arreglo, barriles.
𝑽𝒑 𝒂𝒓𝒓𝒆𝒈𝒍𝒐 ∗ 𝑬𝒅
Ed = eficiencia de desplazamiento
2. Flujo fraccional de la región barrida ψs .
ψs = fracción del flujo total que viene de la región barrida, este será igual a Fw, si
solamente agua esta fluyendo en la zona barrida. Otra correlación muy usada para la
eficiencia areal después de la ruptura en arreglos de 5 pozos se representa en la figura
10.
Otros factores que afectan la eficiencia
areal
fracturas
de barrido
permeabilidad direccional
variación areal de permeabilidad- ángulo de buzamiento
pozos situados fuera del arreglo
área barrida de los pozos que están fuera del arreglo
arreglos aislados
saturación de gas inicial
pozos espaciados irregularmente
Eficiencia vertical de desplazamiento
La eficiencia de desplazamiento vertical es una medida del efecto bidimensional (en la sección
transversal vertical) de la falta de uniformidad del yacimiento. La eficiencia vertical de
desplazamiento se complica por los siguientes factores:
influencia de la relación de movilidad
influencia de las fuerzas de gravedad
influencia de las fuerzas capilares
flujo cruzado entre capas

Efecto de la tasa de flujo
La eficiencia de barrido está influenciada por las fuerzas viscosas,

capilares y gravitacionales. Las primeras resultan del gradiente de
presión y, por lo tanto, son proporcionales a la tasa de flujo.
Eficiencia volumétrica de desplazamiento
Un término estrechamente relacionado con la inyección de agua es la eficiencia

volumétrica de desplazamiento, Ev , que es la medida del efecto tridimensional
de las heterogeneidades del yacimiento .Es equivalente al producto del área
barrida del arreglo por el desplazamiento vertical
La eficiencia de desplazamiento volumétrico puede definirse como el volumen

de poros que hace contacto con el fluido inyectado, dividido entre el producto
total de poros del arreglo o porción de interés del yacimiento.
INYECCIÓN DE GAS
• la inyección del gas es un

método de recobro del
petróleo
• Se encarga de aumentar la
energía del yacimiento
• Tiene como objetivo
principal evitar las caídas
de presión.
INYECCIÓN DE GAS EXTERNA
Se refiere a la inyección de
gas en la cresta de la
estructura donde se
encuentra la capa de gas.
Por lo general, se lleva a
cabo en yacimientos donde
ocurre segregación debido a
la influencia de las fuerzas
de gravedad.
INYECCIÓN DE GAS INTERNA
Este proceso se refiere a la inyección

de gas dentro de la zona de petróleo.
Se aplica, por lo general, en
yacimientos con empuje por gas en
solución, sin capa de gas inicial, y
donde no hay tendencia a
desarrollarse una capa de gas
secundaria. El gas inyectado emerge
junto con el petróleo al poco tiempo
de haberse inyectado.
MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO
Reducción de la viscosidad
Aumento de la energía de
yacimiento
Eliminación de depósitos sólidos
Vaporización
Eliminación de
REDUCCIÓN DE LA depósitos solidos
VISCOSIDAD
 La tasa de flujo de
El gas inyectado se disuelve petróleo aumentara al
eliminar del pozo inyector
en el petróleo crudo y
Aumento de ola
de las zonas adyacentes
reduce su viscosidad y, del yacimiento, los vaporización
por lo tanto la resistencia energía deldepósitos sólidos de
al flujo cerca del pozo de yacimientohidrocarburos, como  Unalosporción del petróleo
inyección también se asfáltenos. contactado por el gas
reduce.  El gas inyectado aumenta inyectado seco se
la energía del yacimiento, vaporiza y se mueve hacia
efecto transitorio que dura los pozos productores en
solo un corto tiempo. la fase de vapor.
ECUACIONES FUNDAMENTALES
se aplica al desplazamiento de petrolero por empuje de gas, debido a las altas razones de
viscosidades petróleo-gas a las altas relaciones de permeabilidades relativas gas-petróleo para
bajas saturaciones de gas, la eficiencia del desplazamiento por gas generalmente es mucho
menor que la eficiencia del desplazamiento por agua
El efecto de segregación gravitacional en yacimientos de petróleo con empuje hidrostático es de
ordinario de mucha menor importancia, debido a mayores eficiencias de desplazamiento y a
menores diferencias en las densidades petróleo-agua
ECUACIÓN DE FLUJO FRACCIONAL
Al igual que en los desplazamientos por agua, la ecuación de flujo fraccional para un desplazamiento de petróleo
por gas se determina usando los procedimientos analíticos desarrollados originalmente por Buckley y Leverett.
Esta ecuación fue desarrollada con base en las siguientes suposiciones:
Inyección de agua y gas en yacimiento petrolíferos
g = aceleración de la gravedad, cm/seg2
q = tasa de expansión de la capa de gas, (=q. + q°), BYPD
La densidad del gas en condiciones de superficie se calcula por:
El peso de un barril de agua es 350,4 lb, entonces la gravedad especifica del gas
relativa al agua es:
Si el petróleo en el yacimiento contiene cierta cantidad de gas en solución, entonces:
Donde B° es el factor volumétrico del petróleo en la formación en BY/BN y R es la relación gas-petróleo en solución,
PCN/BN.
Se convierte en:
Si existe suficiente información del yacimiento se puede usar según el caso para generar una
curva de flujo fraccional de gas en función de saturación.
SATURACIÓN DE GAS INICIAL
Si la excede el valor crítico determinado de la curva de flujo fraccional, no se formará un banco de

petróleo y la producción de petróleo estará acompañada por la producción inmediata y continua
del gas inyectado.
SATURACIÓN DE AGUA INICIAL
La saturación de agua inicial afecta la cantidad de petróleo sometido a desplazamiento por gas y
aparentemente no tiene influencia en la ruptura del gas, las ecuaciones de desplazamiento no
son válidas.
Otros factores que afectan el flujo fraccional cuando se inyecta gas son: el ángulo de buzamiento,
la tasa de inyección, la presión de inyección, la viscosidad del gas y del petróleo, la humectabilidad y
presión capilar y el fenómeno de contraflujo.
TASA DE INYECCIÓN
Cuando el gas se inyecta por el tope de la estructura, se mueve buzamiento abajo y el recobro de
petróleo se favorece si se inyecta el gas a bajas tasas, ya que en este caso se dispone de más
tiempo para que ocurra una eficiente segregación entre las fases, lo cual se traduce en un
aumento en la recuperación.
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
A mayor viscosidad del petróleo, el contraste entre el fluido desplazante y desplazado es mayor, lo
cual contribuye a la interdigitación viscosa del fluido desplazante a través del petróleo, este
problema es mayor en la inyección de gas que en la de agua.
Viscosidad del gas.- El aumento de la presión de inyección genera un aumento moderado de la

viscosidad del gas y permite un desplazamiento más efectivo del petróleo.
Este fenómeno se presenta cuando las fuerzas gravitacionales son mayores que las viscosas y, por lo tanto, el flujo
fraccional de gas es menor que cero.
FENÓMENO DE CONTRAFLUJO
CONCLUSIÓNES
• Mediante los presentes puntos de arreglo de pozos y eficiencia de barrido
concluimos que la eficiencia areal de barrido a la ruptura es parte
fundamental para la recuperación de los fluidos entrampados en el
reservorio y todo ello mediante diferentes técnicas de eficiencias.
• Lo más importante en la producción del hidrocarburo es mantener la
presión constante el tiempo más largo posible y para esto se tiene la
recuperación secundaria. Uno de los principales métodos son la inyección
de gas el cual se va encargar de optimizar los yacimientos que estén en
decadencia.
• Realizar de forma eficaz y eficiente el comportamiento del gas respecto a
la producción ya sea GOES o POES.

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La eficiencia de desplazamiento es un factor microscopio

SI EL AGUA DESPLAZA AL PETRÓLEO

SI EL PETROLEO DESPLAZA AL GAS

Diferentes arreglos de Pozos

Se debe inyectar el fluido sobre un Se origina al desplazar los pozos

El arreglo de 5 pozos es altamente

ESTE TIPO DE ARREGLO TIENE 2 POZOS INYECTORES POR CADA POZO

LA CAPACIDAD DE FLUJO CONTINUO PARA UN ARREGLO DE 7 POZOS, SI SE

TAMBIÉN LLAMADO ARREGLO TRIANGULAR O DE 7 POZOS

los pozos de los vértices reparten lo inyectado en ellos entre 4 pozos de

𝑎𝑟𝑒𝑎 ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑎𝑑𝑖𝑑𝑎

Wi = agua inyectada acumulada, bls.

influencia de la relación de movilidad

influencia de las fuerzas de gravedad

influencia de las fuerzas capilares

flujo cruzado entre capas

La eficiencia de barrido está influenciada por las fuerzas viscosas,

Un término estrechamente relacionado con la inyección de agua es la eficiencia

La eficiencia de desplazamiento volumétrico puede definirse como el volumen

• la inyección del gas es un

Este proceso se refiere a la inyección

Si la excede el valor crítico determinado de la curva de flujo fraccional, no se formará un banco de

Viscosidad del gas.- El aumento de la presión de inyección genera un aumento moderado de la

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