Recobro. TTHW para Caso base

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La inyección de agua se está convirtiendo cada vez más importante en la recuperación de petróleo pesado. En el oeste de Canadá, 5201 millones de m3 de OOIP hay en Alberta y Saskatchewan, y más de 200 operaciones de inyección de agua que recuperan más del 24% de que el aceite in situ. Esos yacimientos de petróleo del oeste de Canadá representan la mayor fuente de datos para la recuperación de petróleo pesado que en la encontrada en Alaska.

¿Hacer inyección de agua en crudos más pesados difiere de hacerla en crudos livianos? La literatura está llena de manuales, libros y cursos sobre el diseño, el seguimiento y la gestión de inyección de agua en crudos ligeros, con muy poca aplicación a los aceites pesados. Las pocas excepciones incluyen siete estudios de casos de inyección de agua en crudo pesado. (Adams4, Kasraje5, Ko and Domier6, Forth et al.7, Hanafy8, Miller9, Choudhuri and Al-Rawahi10). Otros autores señalaron muchos de los desafíos únicos en la inyección de agua en crudos pesados, más importante, otros dos estudios han postulado que al menos algunos de los mecanismos implicados en la inyección de agua de aceite pesado difieren de la teoría del flujo fraccional convencional.

A la hora de aplicarse una inyección de agua convencional a crudos pesados se encontrarán muchos problemas; con el fin de superar estas dificultades, un proceso novedoso, has sido desarrollado, este proceso es llamado Toe-to-heel Waterflooding (TTHW), siendo este una forma alternativa de enfrentar los problemas ocasionados por bajas eficiencias de barrido volumétricas en la inyección de agua mediante pozos verticales, de una manera diferente. Tanto los efectos de heterogeneidad, segregación gravitacional y desfavorable relación de movilidades se ven mitigados debido principalmente a dos factores: primero es un procedimiento SDOD y segundo al involucrar pozos horizontales.

La técnica emplea un pozo horizontal ubicado cerca del tope de la formación con su punta ubicada cerca al pozo inyector vertical, en el cual sus perforaciones se encuentran en la base de la formación. Gracias a que es un procedimiento tipo Short Distance (corta distancia), se pueden minimizar las consecuencias producidas por la conificación del agua, puesto que se está aprovechando el efecto de la segregación gravitacional.

Generalidades de la técnica Toe to Heel Waterflooding

La palabra TTHW se deriva de sus siglas en ingles Toe to Heel Waterflooding, en español inundación de agua del pie al talón, haciendo referencia al pie y talón de un pozo horizontal. La tecnología TTHW es un nuevo proceso de desplazamiento basado en los métodos térmicos TTH Y THAI (Toe to Heel Air Injection) y CAPRI (Controlled Atmospheric Pressure Resin Infusion). Este se puede clasificar como un desplazamiento de aceite short distance (corta distancia), el cual es aplicable a yacimientos de aceite pesado. El método TTHW utiliza un pozo horizontal productor, ubicado en el tope de la formación y un pozo vertical inyector, el cual es perforado en la parte inferior de la formación. [pic 4]

Como resultado se tiene que la caída de presión entre el pozo productor horizontal y el inyector vertical es reducida, haciendo las fuerzas de gravedad más relevantes. El agua inyectada bajo la fuerza de gravedad va a la base de la formación. Esta se extiende horizontalmente en la base, el aceite es lentamente empujado hacia arribe y se produce a lo largo del pozo productor. [pic 5][pic 6]

Crudo pesado

El petróleo pesado generalmente se deja de lado como recurso energético debido a las dificultades y costos asociados con su producción. Pero existen más de 6 trillones de barriles de petróleo en sitio atribuidos a los hidrocarburos pesados –equivalente al triple de reservas combinadas de petróleo y de gas convencionales del mundo- que merecen una atención más esmerada.

Si bien otros factores tales como la porosidad, la permeabilidad y la presión determinan cómo se comportará un yacimiento, la densidad y la viscosidad del petróleo son las propiedades que dictan el enfoque de producción que tomara una compañía petrolera. Los petróleos densos y viscosos, denominados petróleos pesados, presentan retos de producciones especiales, pero no insuperables.

Los petróleos crudos naturales exhiben un amplio espectro de densidades y viscosidades. La viscosidad a la temperatura de yacimiento es generalmente la medida más importante para un productor de hidrocarburos porque determina cuan fácil fluirá el petróleo. La densidad es más importante para el refinador de petróleo porque es un mejor indicador de los derivados de la destilación. Desafortunadamente, no existe correlación clara entre las dos. Un crudo de mediana, o baja densidad, con alto contenido de parafina en un yacimiento frio y somero puede presentar una viscosidad más alta que un petróleo crudo pesado, libre de parafina, en un yacimiento profundo y con alta temperatura. La viscosidad puede variar en gran medida con la temperatura. La densidad varía poco con la temperatura, y se ha convertido en el parámetro estándar del campo petrolero más comúnmente utilizado para categorizar los petróleos crudos.

La densidad se define usualmente en términos de grados API y está relacionada con la gravedad especifica; mientras más denso es el petróleo, más baja es la densidad API. Las densidades API del crudo varían desde los 4° para el bitumen rico en brea hasta los 70° para los condensados. El petróleo pesado abarca un vasto rango a lo largo de este espectro que existe entre el petróleo ultrapasado y el petróleo liviano. El Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica define el petróleo pesado como aquel que presenta densidades API de entre 10° y 22.3°. Sin embargo, la naturaleza no reconoce tales límites. En algunos yacimientos, el petróleo con una densidad tan baja como 7 u 8° API se considera pesado más que ultrapasado, porque puede ser producido mediante métodos de producción de petróleo pesado.

Características de un Patrón de inyección de 9 puntos

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- Es el segundo patrón más usado en inyección de agua.

- En patrones invertidos, la diferencia en la distancia de los pozos esquineros al inyector, causa dificultades con la ruptura pues el fluido llega en menor proporción del pozo inyector.

- Se prefiere el patrón invertido pues hay más pozos productores que inyectores.

- Se genera un espaciamiento uniforme pues la forma es un