Inyección de Agua: Predicciones de Desempeño y Control

Del 25 al 29 de agosto de 2008
Horario: El horario será de 9 a 12:30 y de 14 a 18hs horas.
Lugar: El curso se desarrollará en la Sede Central del IAPG, Maipú 639).
Instructores: William Cobb
Precio:
Antes del 23/05/08
Socios US$ 2.200 - No Socios US$ 2.400

Después del 23/05/08
Socios US$ 2.400 - No Socios US$ 2.600
Objetivos

Este curso de cinco días cubre distintos aspectos de la ingeniería de reservorios en el proceso de inyección de agua. El seminario combina geología, propiedades de las rocas y de los fluidos, y la teoría del desplazamiento inmiscible, a efectos de desarrollar técnicas de predicción y evaluación de performance de la inyección. Se incluyen también técnicas para realizar predicciones detalladas de producción de petróleo y agua, niveles de inyección de agua y eficiencia de recuperación (areal, vertical y de desplazamiento), y un análisis de otras variables que controlan la eficiencia de recuperación. Se tratan también las técnicas de control de la inyección tales como gráficos de producción, análisis del WOR, volumen poral inundable versus volumen poral por agotamiento primario, perfil de inyección, ensayos transientes de presión, ”step-rate”, gráficos de Hall, balance de fluidos, mapas de burbujas, evaluación de barrido volumétrico y determinación de la eficiencia de inyección.  Estas técnicas de control brindan al ingeniero los datos necesarios para un manejo eficiente de los proyectos, nuevos y maduros, de recuperación secundaria por inyección de agua. Se analizan varios casos de estudio de tal proceso.
A quién está dirigido

El curso es ideal para ingenieros y geólogos con varios años de experiencia en inyección de agua. Sin embargo, el curso se presenta de forma tal que, tanto el personal experimentado como el principiante, lo aprovechará plenamente. Tanto el contenido como los problemas que se presentan como ejemplo han sido elegidos para enseñar e ilustrar conceptos relevantes. Un día de clase típico incluirá alrededor de seis horas de exposición e ilustración de casos y alrededor de dos horas de trabajo dirigido sobre problemas y debate.
Programa

I. FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCION DE AGUA

Petróleo inicial “in situ”, eficiencia de desplazamiento, eficiencia de barrido areal, eficiencia de barrido vertical.

 II. REVISIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA Y DEL  FLUJO DE LOS FLUIDOS.

Mojabilidad. Imbibición y drenaje. Presión capilar. Permeabilidad al aire, permeabilidad absoluta, permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa.

 III. DETERMINACIÓN DEL PETROLEO IN SITU

Saturación actual de petróleo versus saturación inicial, saturación de gas, “cut offs” de permeabilidad y porosidad, determinación del espesor útil, calibración de porosidad, calibración del perfil de porosidad con porosidad de testigos, continuidad de la roca y espesor inundable, volumen poral inundable versus volumen poral total.

 IV. MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE

Ecuaciones fraccionales de flujo, teoría de avance frontal, teoría de Buckley-Leverett, distribución de la saturación del agua, desempeño antes de la irrupción, desempeño después de la irrupción, efectos de la saturación del gas, tiempo de llenado.

 V. ESQUEMAS DE INYECCIÓN DE AGUA. INYECCION Y EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL

Relación de movilidades, esquemas básicos de inyección (line drive, five-spot, nine-spot, etc.), esquemas irregulares, esquemas periféricos, líneas iso-potenciales, líneas de flujo, eficiencia de barrido areal, selección de esquemas

 VI. HETEROGENEIDAD DEL RESERVORIO

Variación de la permeabilidad vertical, variación de permeabilidad areal, detección de estratificación, selección de capas, coeficiente de Dykstra-Parsons efecto de flujo cruzado, eficiencia de barrido vertical.

 VII. NIVELES DE INYECCIÓN Y PRESIONES

Inyectividad del fluido, efecto de la relación de movilidades, saturación del gas, esquemas y daño de formación, inyectividad del “pattern” antes y después del llenado.

 VIII. PREDICCIÓN DE DESEMPEÑO DE LA INYECCIÓN DE AGUA

Método Dykstra-Parsons (DP); Método Stiles; Método Craig-Geffen-Morse (CGM); comparación de DP, Stiles, y CGM; modelos numéricos, modelos empíricos.

 IX. CONTROL DE LA INYECCION DE AGUA

Pruebas de producción, ploteos de datos de producción, gráficos “% de agua vs acumulada”, factor de recuperación versus inyección neta, volumen poral inundable versus volumen poral de producción primaria, ensayos transientes de presión, “step-rate”, gráficos de Hall, manejo del perfil de inyección, balance de fluidos, determinación del volumen barrido, calidad del agua de inyección.

 X. PLANIFICACION DE LA INYECCION DE AGUA

Tiempo de inicio, descripción del reservorio, datos PVT, producción primaria, saturación de gas, esquemas, disponibilidad de inyección de agua y compatibilidad con futuras operaciones de recuperación terciaria.
 
Metodo de Instrucción

El curso se dicta utilizando recursos audiovisuales que están relacionados con el manual del curso. Tanto el manual como los recursos visuales fueron diseñados específicamente para el curso y todo el material se presenta en el mismo orden en que aparece en el manual. Este método efectivo elimina el tomado de apuntes, permite la mayor cobertura del material y permite a los participantes concentrarse en la exposición de la clase y en las discusiones. Además ofrece a los participantes una referencia permanente.
Idioma

El curso se dictará en inglés, con traducción simultánea al español.
Libro de Texto

Se proveerá un manual detallado del curso con problemas y ejemplos, escrito por los Dres. William Cobb y. James T. Smith. Este texto está en inglés.
Instructor:
William Cobb

Bill Cobb es un consultor de ingeniería en petróleo que se especializa en inyección de agua, ensayos transientes de presión y administración de yacimientos. Cobb tiene 33 años de experiencia en la industria del petróleo que incluye trabajos de investigación, posiciones staff, posiciones de distrito para ARCO Oil and Gas. Tiene experiencia concreta en el diseño, implementación, control y administración de trabajos de inyección de agua en varias zonas de Estados Unidos, Australia, África, Medio Oriente, el Mar del Norte, Sudamérica y el Sudeste Asiático.  Llevó adelante operaciones de gas y petróleo para Cornell Oil Company, una compañía independiente de gas y petróleo. Durante los últimos 19 años, Cobb ha dirigido una firma consultora de petróleo en  Dallas.

Cobb trabajó en el staff de ingeniería en petróleo del Estado de Mississippi, donde dio cursos de ingeniería de reservorios. Ha dictado numerosos cursos de una semana sobre inyección de agua, análisis de presión transitoria y economía del petróleo. Es también Profesor Adjunto de Ingeniería en Petróleo en la universidad Texas A &M University.

Cobb ha participado en numerosas comisiones para la SPE, incluyendo el Reservoir Engineering Program Committee, el Publications Review Committee, el Distinguished Author Series Committee, y ha sido presidente del Formation Evaluation Committee. El Dr. Cobb es actualmente Vicepresidente de Finanzas y miembro del Directorio de la SPE. Previamente, participó como Disertante Distinguido de la SPE en 1995. En 1999, recibió el Premio de Ingeniería de Reservorios de la SPE. Cobb recibió los Títulos B.S y M.S de la Mississippi State University y un  Ph.D. de la Standford University, todos en Ingeniería en Petróleo.