INTRODUCCION
Los adelantos científicos y tecnológicos asociados al petróleo, así como los avances estratégicos y productivos de la Corporación Petrolera Venezolana han sido amplios, diversos y Profundos. En la actualidad cerca de 95% de la producción mundial de petróleo se obtiene a través de métodos convencionales de recuperación (primaria y secundaria), con los que se garantiza un recobro promedio del 35% del crudo en sitio. Debido a que la mayor parte de petróleo queda atrapado en la roca, la industria del petróleo dedica gran esfuerzo al desarrollo de métodos y técnicas que permiten incrementar el factor de recobro. Muchas de estas consideraciones palpitan en el fondo de esta asignación.
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1. Factores de Recuperación, Desplazamiento Desplazamiento del Crudo.
Movilización
y
Partiendo de la definición de reserva como el producto del volumen original de hidrocarburos (N o G) por el factor de recuperación, R y una vez que se han establecido los métodos Volumétricos y de Balance de Materia para determinar los volúmenes originales de hidrocarburos, queda por discutir el establecimiento del Factor de Recuperación. El Factor de Recuperación de los yacimientos depende de muchas variables, entre las que destacan: - Grado de heterogeneidad y anisotropía de las propiedades de la roca. - Propiedades Físico-Químicas de los fluidos. -Tipo de empuje predominante en el yacimiento. - Proceso de Explotación: declinación natural, recuperación secundaria, recuperación mejorada, etc. - Ritmo de extracción. Algunos yacimientos son muy sensibles al ritmo de extracción. -Número de pozos y su localización. Sin embargo los factores de movilización a la fase desplazada es la permeabilidad efectiva y la viscosidad ya que de estas depende la fase desplazante como es el agua y el gas. Un aspecto importante de la razón de la movilidad es la evaluación de la permeabilidad efectiva a cada fase, la convención adopta con base en resultados experimentales es:
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La permeabilidad efectiva a la fase desplazante se evalúa a la saturación promedio de dicha fase en la zona del yacimiento invadida, esto es, detrás del frente de invasión. La permeabilidad efectiva a la fase desplazada se evalúa la saturación de dicha fase en la zona del yacimiento invadida, esto es, delante del frente de invasión. Mientras que los factores del desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no continuo, debido a que las saturaciones de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases. 2.
Análisis de Flujo Desplazamiento.
Fraccional
y
Eficiencia
del
Análisis 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 procedimientos analíticos. Dentro de los procedimientos analíticos se puede observar el el flujo fraccional de agua tiene tres fuerzas que lo controlan: capilares, gravitacionales y viscosas. Las fuerzas capilares aumentan el flujo fraccional, no obstante el flujo las fuerzas gravitacionales pueden disminuir o aumentar el flujo fraccional de la misma, dependiendo de si el agua se inyecta buzamiento arriba o buzamiento abajo. Mientras las fuerzas viscosas dependen de las viscosidades de los fluidos y de las permeabilidades efectivas al petróleo y al agua, las cuales deben evaluarse a las respectivas saturaciones
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de petróleo y agua en puntos dentro de la zona invadida, So + Sw = 1. Eficiencia del Desplazamiento.
La eficiencia del desplazamiento en la zona barrida del yacimiento cuando existe una saturación de gas inicial, se puede estimar por la siguiente ecuación: ED= Cambio en la Saturación de Petróleo en la Zona Saturación de Petróleo al Comienzo de la invasión
La saturación de Petróleo Inicial es: So = 1 ± Sw ± Sg Y la saturación promedio Sop = 1 ± Swp Por lo tanto: ED= (1 ± Swc ± Sg ) ± (1 ± Swp) 1 ± Swc ± Sg
Simplificando la ecuación: ED=Swp ±Swc ±Sg 1 ± Swc ± Sg
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So So
Antes de la ruptura del agua, Swp = (Swp). Después de la ruptura, Swp> (Swp) = (S´wp) y se calcula a partir de la teoría de avance frontal sustentada en la página 89 del libro de Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos de Magdalena Ferrer de Paris. 3.
Heterogeneidad y su Efecto de Recuperación de Hidrocarburos.
Todos los yacimientos varían areal y verticalmente en sus propiedades. En los cálculos de desplazamiento se debe tomar en cuenta la variación vertical de la permeabilidad. Law fue uno de los primeros en analizar esta variación y mostro que la permeabilidad tiene una distribución logarítmica que represento con la siguiente relación.
= log¥2 k 10
En un trabajo que describe el uso del análisis de núcleos para determinar el efecto de la estratificación de la permeabilidad en predicciones de inyección de agua Dykstra y Parsons definen un coeficiente de variación de permeabilidad, V, que mide la heterogeneidad del yacimiento. Para determinar V, las permeabilidades se regulan en orden decreciente. El porcentaje del número de valores de permeabilidad K que exceden cada valor tabulado se calcula dividiendo por n + 1, donde n es el número de muestras. Los porcentajes representan en un papel log-probabilísticos y la mejor línea recta que se traza a través de los puntos se pasa de tal forma que los puntos entre 20 y 80% se toman más en cuenta que los puntos más distantes. La variación de la permeabilidad se calcula mediante: V
= K 50%- K84,1%
K50% 5
Dykstra y Parsons escogieron esta definición de manera que V varie entre cero y uno. Un yacimiento uniforme tendrá un valor de V= 0. Un yacimiento heterogéneo altamente estratificado tendrá V cercano a 1, la k50% es la k media, km, con 50% de probabilidad. La k84,1% es la permeabilidad de 84,1% de las muestras acumuladas. El 84,1% se escogió debido a que en una distribución normal la desviación estándar es tal que el 84,1% de las muestras tienen valores mayores que el valor medio más . La relación entre V y la desviación estándar log K está dada por:
V = 1- 10 ^- logK
Figura 1. Distribución de la Permeabilidad K en un Yacimiento Heterogéneo según Dyksktra y Parsons.
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Comentario: La figura representa un gráfico típico de distribución logarítmica normal de la permeabilidad en función del factor de variación. 4.
Consideraciones Prácticas del Agua y Gas
Recientemente Thakur y Satter y previamente Ferrer y Rojas señalan algunas consideraciones relacionadas con el tiempo óptimo para el inicio de la inyección, la selección de los fluidos, los esquemas de inyección, los pozos inyectores y productores, la infraestructura para la inyección y el tratamiento de los fluidos, el monitoreo de los proyectos de inyección, los problemas más frecuentes que se presentan y sus posibles soluciones, los aspectos económicos y los casos de campo. A continuación se describen los tópicos más relevantes expuestos a estas consideraciones, los cuales son de gran utilidad práctica. y
Tiempo Óptimo para el Inicio de un Proceso de Inyección de Fluidos.
Los yacimientos de petróleo y gas son como los seres humanos: cada uno es diferente con sus características particulares. En relación con el inicio de las operaciones de inyección, hay que tratar de evitar retrasar el tiempo óptimo para el comienzo físico de la inyección. En todos los casos es necesario reconocer lo más temprano posible en la vida productiva de un yacimiento la necesidad de inyección para lograr los objetivos específicos. La planificación temprana, aun cuando no sea en detalle, hará posible la toma de datos básicos en el momento más adecuado para el análisis de la ingeniería requerida. Esto puede conducir a la modificación del programa de desarrollo a fin de que los pozos puedan ser perforados con la máxima eficiencia para el programa de inyección y un costo mínimo de reperforación y reparaciones.
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El inicio del proyecto del proyecto de inyección de agua y gas es una función de diferentes variables de los yacimientos, entre las cuales pueden citarse los mecanismos de producción y presión inicial, la presencia y tamaños de acuíferos y/o una capa de gas, y las propiedades de los fluidos, en particular, la presión de burbujeo, entre otros. Al respecto Craig recomienda para maximizar el recobro del petróleo, la presión óptima en el yacimiento a la cual se debe invadir es la del punto de burbujeo. En este caso, la presión de inyección debe estar entre 200 y 300 lpc por encima de la presión de burbujeo. Las
ventajas de este procedimiento son:
- El petróleo remanente tiene la máxima cantidad de gas en solución, lo cual genera un factor volumétrico máximo y un volumen mínimo de barriles normales. - Como se observa en la figura 2, a esta presión, la viscosidad del petróleo es mínima, por lo cual mejora la razón de movilidad y las eficiencias del desplazamiento y del barrido. - Los pozos productivos tienen el máximo índice de productividad. - No hay retaso en la respuesta del yacimiento a la invasión debido a que se encuentra lleno de líquido.
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Figura 2 Efecto de la presión sobre las propiedades PVT del petróleo. Las
desventajas podrían ser:
- Requerimientos de altas presiones de inyección que incrementan los costos - Exigencias de grandes inversiones al comienzo de la vida productiva del yacimiento, cuando seríamás económico producir el yacimiento por su propia energía. La generalización del tiempo óptimo para el inicio del proyecto de mantenimiento por inyección tiene un sentido práctico limitado por el excesivo número de variables que se deben considerar, tanto desde el punto de vista económico como de las características del yacimiento. y
Selección del Fluido de Inyección
La selección del fluido apropiado para inyectar en un determinado yacimiento es quizás la parte más difícil de cualquier operación de 9
inyección, generalmente el agua y el gas son los materiales menos costosos y están disponibles en cantidades suficientes para el desplazamiento de petróleo. En esta actividad es donde el conocimiento, la imaginación y el ingenio del ingeniero de yacimiento permiten desarrollar programas de inyección que mejoren apreciablemente el recobro y los beneficios económicos de la mayoría de los yacimientos. En general el agua es más eficiente que el gas en desplazar el petróleo porque tiene la mayor viscosidad, menor movilidad y porque la roca representan menor permeabilidad efectiva al agua que al gas. Esto produce la razón de movilidad agua-petróleo menor que la de gas-petróleo y, por lo tanto, la eficiencia del barrido areal y volumétrico y la del desplazamiento son mayores. En yacimientos totalmente fracturados e hidrófilos, el agua desplaza el petróleo de las fracturas por empujes viscosos; y de la matriz, por imbibición. El avance macroscópico del frente del agua está dominado por las fuerzas gravitacionales. y
Esquemas de Inyección
La experiencia de campo ha demostrado que en muchos yacimientos homogéneos y continuos, la recuperación adicional de petróleo por inyección de agua es más efectiva cuando se mantiene la presión por inyección en la periferia. Cuando la inyección periférica falla por falta de la continuidad entre la periferia y el centro del yacimiento, por la heterogeneidad y por la baja permeabilidad, es conveniente inyectar y producir los fluidos en arreglos o patrones de pozos. En general se recomienda lo siguiente: - Usar la inyección de arreglos 5,7 y 9 pozos en yacimientos con poco buzamiento y cierto grado de heterogeneidad, 10
pues han resultado más beneficiosos que los arreglos en línea. - Utilizar arreglos en líneas en yacimientos inclinados, pues permiten lograr un buen control del frente de barrido. - De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazados, resulta preferible:
Un arreglo de 7 pozos invertido, si la movilidad del fluido desplazante es mayor que la del petróleo.
Un arreglo de 7 pozos normal, si es menor que la del petróleo.
Un arreglo de 5 pozos, si es igual a la del petróleo.
- Preferir el arreglo el uso de los arreglos de 7 pozos a los 5 pozos por las razones siguientes:
Mayor eficiencia de barrido areal.
Menor número de pozos inyectores.
En la práctica la selección del tipo de arreglos depende de la distribución geométrica de los pozos existentes, y finalmente, de los análisis económicos de los planes de explotación, los cuales se realizan con modelos analíticos o numéricos de los yacimientos. Sin embargo, hay que tomar en cuenta que el númeroóptimo de pozos para desarrollar un yacimiento es proporcional a la cantidad de petróleo in situ ya que la productividad por pozo individual, razón por la cual los yacimientos de mayor espesor deben desarrollar con espaciamiento menor que los delgados. Mientras 11
más adversa sea la razón de movilidad (M > 1), más pequeño que el espaciamiento para incrementar la eficiencia de barrido. La perforación interespaciada tiene diferentes propósitos de acuerdo con las características del yacimiento. La ubicación de los pozos interespaciados se decide con base al comportamiento de inyección/producción, la descripción del yacimiento, las predicciones del modelo analítico o numérico y la evaluación económica. Este método de desarrollo da muy buenos resultados cuando la inyección de fluidos es muy eficiente. Así, en yacimientos lenticulares con poca continuidad lateral de las arenas como, se ilustra en la siguiente figura 3, los pozos interespaciados ayudan a drenar petróleo que no se ha producido por falta de pozos que lo capturen.
Figura 3. Pozos interespaciados en yacimientos lenticulares según (Rojas) En yacimientos heterogéneos con grandes contrastes areales de permeabilidad, el pozo interespaciado se justifica si puede drenar un volumen grande de petróleo que compense económicamente su costo. Se recomienda orientar los pozos inyectores y
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productores preferiblemente en la dirección de los canales ubicar los pozos productores en las regiones de mayor permeabilidad. En los yacimientos uniformes la explotación con un espaciado óptimo solo contribuye a acelerar la producción y no a aumentar las reservas o el recobro final. En yacimientos inclinados, se recomienda inyectar agua en la parte inferior de la estructura, y gas en la parte superior, con el fin de aprovechar la segregación gravitacional, tal como se observa en la figura 4.
Figura 4. Inyección de agua y gas en yacimientos inclinados según (Rojas) En yacimientos con empuje hidráulico se requiere un adecuado número de pozos para asegurar una buena eficiencia de barrido, lo cual se traduce en un espaciado pequeño de los pozos. En estos casos no es recomendable ubicar los pozos inyectores muy 13
adentro en el acuífero (lejos del contacto agua-petróleo), ya que se pierde una cantidad sustancial de agua sin obtenerse su efecto positivo en la zona de petróleo. En general, los proyectos de inyección de agua con empuje hidráulicos se inician con arreglos periféricos; sin embargo, a medida que se obtiene una mejor descripción del yacimiento se cambia a inyección por arreglos y luego, para controlar la heterogeneidad, se procede a la perforación interespaciada, que mejora la eficiencia de barrido y vertical, el balance de inyección y la continuidad lateral del barrido, y reduce el límite económico. La figura 6 muestra como mediante la perforación interespaciada, se convierte en arreglos de 5 pozos en arreglos de 9 y arreglos de 7 pozos en arreglos 13. y
Pozos Inyectores y Productores
Los pozos de inyección y producción requieren de consideraciones particulares en proyectos de inyección de fluidos. En éstos suelen presentarse varios problemas como: altas tazas de producción de agua y gas en los pozos de inyección, roturade revestidores, fallas mecánicas, perforaciones, conificacion de agua y gas y fallas del cemento que originan baja eficiencia de barrido y alta producción de los fluidos inyectados.
Figura 6. Perforación de pozos interespaciados en arreglos 5 y 7 pozos según (Rojas) 14
Para subsanar esos problemas se utilizan métodos mecánicos, químicos y/o de cementación, pero hay que tomar en cuenta el tipo de yacimiento. Así, para formaciones estratificadas resultan más adecuados la cementación y los sistemas mecánicos, pero estos no son tan efectivos en yacimientos homogéneos, para los cuales se pueden utilizar barrenas químicas a fin de crear cierres a la producción de agua y/o gas. En los pozos inyectores se usan herramientas mecánicas colocadas en el fondo para controlar la inyección en las zonas de interés; las empacaduras y válvulas reguladas se utilizan, pero tienen la desventaja de un alto costo de inversión inicial y pueden originar problemas de pesca. Estos pozos requieren de controles superficiales para fijar las tazas de inyección. Generalmente se usan reguladores y válvulas que actúan a través de una restricción dentro de la válvula. Estos equipos son, en general, poco costosos en comparación a los equipos de fondo. Muchos operadores consideran los pozos inyectores como de importancia secundaria y prefieren convertir en pozos productores viejos en lugar de perforar pozos inyectores nuevos. La decisión más conveniente debe pasar por un análisis económico, pues es necesario considerar aspectos tales como el tamaño y la condición del revestidor, la técnica de completación y localización del fondo del pozo en el yacimiento, factor muy importante. La conversión del pozo productor a inyector puede ser un factor decisivo en la economía de un proyecto de inyección. Dependiendo del tipo de fluido de inyección y de su calidad, pueden ocurrir problemas de incompatibilidad y/o precipitación de sólidos que originan la reducción de permeabilidad y disminución de inyectividad de los fluidos. Los casos de expansión de arcillas, floculación de asfáltenos y formación de emulsiones son los más frecuentes. Para identificar estos problemas se utilizan gráficos de 15
Hall, a partir de los cuales es posible deducir si los pozos se están comportando normalmente, si existe daño o estimulación, o si el agua está dirigiendo fuera de la zona de interés, tal como se observa en la figura 7.
Figura 7. Gráfico de Hall para varias condiciones de inyección según (Smith y Cobb). El análisis del gráfico Hall permite realizar cambios en las prácticas operacionales o la adición de nuevos pozos. En yacimientos fallados es recomendable colocar los pozos inyectores retirados de la falla y los productores cerca de la misma, para reducir el riesgo de perder zona productiva. y
Infraestructura para la Inyección y Tratamientos de los Fluidos
Las operaciones de campo dependen de los sistemas de inyección, de la compatibilidad y tratamientos de los fluidos, de los pozos nuevos. En Thakur y Satter se describen detalles relativos a los tres primeros aspectos para el caso de inyección de agua. 16
Los equipos de inyección son un elemento de gran importancia económica en la selección final del fluido de inyección, así por ejemplo, se sabe que las bombas de inyección de agua son menos costosas que los compresores requeridos para elevar la presión de gas, pero el costo de tratamiento de agua es mayor. Las instalaciones de producción, los tipos de inyección, la presión y la taza de inyección son variables muy importantes. La presión de inyección debe ser inferior a la presión de fracturamiento de la formación y algunos autores recomiendan calcular máxima presión de inyección basándose en un gradiente de presión hidrostática de 0,75 lpc/pie, lo cual da un margen de seguridad para no fracturar la formación. Los problemas que origina la inyección de un fluido de baja calidad son:
Elevadas presiones de inyección
Reducción de eficiencia de barrido y, por lo tanto, del recobro de petróleo
Corrosión en los pozos de inyección
Taponamiento de la formación y reducción de la inyectividad
Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección
A continuación se presentan los tratamientos que se deben realizar al gas y al agua de inyección para mejorar su calidad.
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El control de la corrosión es de gran importancia en la operación de procesos de inyección de fluidos para el recobro de petróleo, si se quiere evitar la reducción de la vida útil de los equipos y el taponamiento que producen en los pozos inyectores los residuos de la corrosión, los cuales disminuyen la inyectividad y originan la necesidad de mayores presiones. El mantenimiento inadecuado también puede conducir a la necesidad de mayores presiones para alcanzar las tasas deseadas. Por otra parte el diseño, construcción y monitoreo de las facilidades de inyección reducen los costos de tratamiento de los fluidos, las reparaciones y estimulaciones de los pozos, con lo que se disminuyen los costos de operación y mantenimiento, y se reduce la perdida de producción de petróleo. En cuanto al diseño de las instalaciones de producción este depende del tipo de fluido que se inyecta y se produce: en el caso de inyección de agua se deben planificar instalaciones para desmulsificar y deshidratar el crudo; y en el caso de gas, el tratamiento y la deshidratación son frecuentes.
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y
Monitoreo de los Proyectos de Inyección
El monitoreo de los proyectos de inyección de fluidos como agua y gas es vital para asegurar el éxito de los mismos y para ellos se usan procesos computarizados cada vez más sofisticados. Aplicaciones como Oíl Field Manager, OFM, para gerenciar información de los yacimientos o simuladores numéricos como Eclipse son de uso cada vez más frecuente para tales propósitos. Así mismo es necesario determinar durante el seguimiento de proyectos de inyección de fluidos aspectos tales como: los problemas de los pozos, las canalizaciones detrás de las tuberías de producción, zonas comunicadas indeseables, los trabajos de reacondicionamiento de pozos por estimulación, geles, químicas diversas, taponamientos mecánicos y químicos, y las recompletaciones entre otros. También, pueden usarse trazadores y registros de diversos tipos y, en el futuro, se estima que es posible detectar con mediciones continuas las posiciones de los frentes para una mejor definición de monitoreo de los proyectos. Los pozos de observación y monitoreo se han utilizado en varios proyectos de campo con éxito para un mejor compresión y control del proceso de inyección en el yacimiento. y
Problemas que se Presentan y Posibles Soluciones
Los que se presentan durante la inyección de fluidos son muy diversos y sería prácticamente un análisis exhaustivo. Además, como se ha referido, cada yacimiento y cada proyecto es particular, por lo cual requieren consideraciones y soluciones particulares. En general, los problemas y su posible solución están relacionados con algunos factores que se describen a continuación:
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Taza de inyección
En yacimientos inclinados y en los naturalmente fracturados es recomendable inyectar a tasas bajas por las siguientes razones: - Favorecen la segregación gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa del frente de invasión. - Favorecen la imbibición del agua en la matriz y su segregación gravitacional en las fracturas. Sin embargo debe tenerse presente que las tasas bajas de inyección pueden afectar negativamente la economía de un proyecto porque retardan la recuperación de la inversión. arrido de un yacimiento
B
En la selección de un fluido para inyectar se debe considerar cuál de las opciones disponibles genera un mejor barrido del yacimiento. A tal efecto, se deben tener presentes las heterogeneidades del yacimiento, la razón de movilidad y la segregación gravitacional de los fluidos.
Eficiencia del desplazamiento
Para un proyecto de recuperación mejorada de petróleo genere mejores resultados, es necesario que el fluido de inyección produzca una elevada eficiencia de desplazamiento, para lo cual se deben tener en cuenta los siguientes factores: la mojabilidad con respecto al fluido de inyección, la tensión interfacial fluido desplazante/desplazado, las viscosidades de los fluidos, la transferencia de masa entre los fluidos y otros.
Propiedades petrofísicas
En yacimientos con bajas permeabilidad (< 100 md) y porosidad (< 15%) es preferible la inyección de gas, ya que la inyectividad 20
del agua en estos yacimientos es baja. En yacimientos con altas permeabilidad (> 100 md) y porosidad (> 15%) se pueden inyectar agua sin dificultades.
Saturación de agua connata
La inyección de agua en yacimientos con alta saturación de agua connata (> 30%) rinde bajos recobros de petróleo. El agua inyectada tiende a fluir por los canales más pequeños donde está acumulada el agua connata, canalizándose rápidamente hacia los pozos de producción.
Zonas de altas permeabilidad
La presencia o estratos de altas permeabilidad en un yacimiento es más favorable en proyectos de inyección de agua que de gas, ya que para recuperar el petróleo es necesario producir grandes cantidades de agua. En la inyección de gas, su arribo prematuro a los pozos productores no representa mayores problemas de operación; por el contrario, altas relaciones gas-petróleo ayudan al levantamiento del petróleo, producir un reciclaje de gas sin mayor beneficio para el proyecto y el consecuente desperdicio en capacidad de compresión. y
Profundidad del yacimiento
En yacimientos profundos (> 10.000 pies) puede resultar más económica la inyección de agua que la de gas. Esto se debe a la menos presión del cabezal que se requiere inyectar agua, por cuanto al peso de la columna de los fluidos ayuda a alcanzar las altas presiones de fondo exigidas en los pozos inyectores. y
Resaturación
Estas porciones no barridas pueden ser de baja permeabilidad o zonas sin drenajes adecuados. 21
De acuerdo con Craig, las condiciones necesarias para que ocurra la resaturación y disminuya significativamente el recobro del petróleo son:
Que exista una saturación de gas libre previa a lla inyección de agua.
Que el yacimiento sea heterogéneo.
Que exista una porción grande del yacimiento sin drenaje detrás de la última fila de los pozos productores.
y
Presencia de los acuíferos
Cuando un yacimiento tiene un acuífero pequeño, de energía limitada, se recomienda aumentar por medio de inyección de agua en los flancos. Pero si es grande, un proceso de inyección sería contraproducente para el yacimiento, puesto que la inyección interna limita la acción del acuífero y se corre el riesgo de obtener recobros muy pocos atractivos. y
Presencia por capa de gas
En yacimientos con capas de gas se recomienda aprovechar la eficiencia del barrido de la capa de gas, inyectando no solo el gas producido sino también volúmenes adicionales provenientes de otros yacimientos. y
Segregación gravitacional
En la figura 8 se ilustra el efecto de esta variable en yacimientos horizontales e inclinados. En general, la segregación gravitacional es mayor en la inyección de gas que en la de agua debido a que la diferencia de densidad gas-petróleo (g ± o) es alrededor de cinco veces mayor que la del agua-petróleo (w ± o), lo cual, en algunos casos, beneficia la inyección de gas y en otros, la 22
perjudica. Comúnmente, los mejores resultados de los proyectos de inyección de gas se han obtenido en yacimientos con buena segregación gravitacional.
En yacimientos horizontales cuando se inyecta y se produce por todo el espesor de la formación, el efecto negativo sobre la segregación gravitacional sobre la eficiencia del barrido vertical es mayor en la inyección de gas que en la de agua.
Figura 8. Efecto de la segregación vertical sobre el desplazamiento del petróleo (según Rojas)
En yacimientos inclinados debido a la segregación gravitacional, es más eficiente el desplazamiento buzamiento debajo de petróleo por gas que es el desplazamiento buzamiento arriba de petróleo por agua.
En los yacimientos humectados porpetróleo en este caso el petróleo ocupa los canales porosos más pequeños y moja la superficie de los granos, mientras que el agua ocupa los canales porosos más grandes, tal como se observa en la figura 9, por esta razón la inyección de agua es menos 23
efectiva que la de gas en la recuperación de yacimientos subsaturados y humectados por petróleo.
Figura 9. Yacimientos humectados por petróleo según(Craig) y
Vaporización
de Hidrocarburos
Esta consiste en una porción de petróleo en contacto con el gas inyectando se vaporiza y se desplaza hacia los pozos de producción en forma de gas. En crudos livianos, volátiles y condensados, este fenómeno es muy importante y se debe tener en cuenta en la predicción del comportamiento del yacimiento, ya que el gas producido al enfriarse rinde en superficie los líquidos vaporizados que originalmente formaban parte del petróleo líquido del yacimiento y
Petróleo del ático
Si el petróleo está localizado por encima de la última fila de pozos productores (áticos) como se ilustra en la figura10, es mejor inyectar gas, ya que debido a las fuerzas gravitacionales este se desplaza buzamiento arriba y forma una capa de gas secundaria que empuja buzamiento abajo el petróleo del ático, lográndose de esta manera su recuperación.
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Figura 10. Recuperación de petróleo del ático por inyección de gas y
Saturación de gas inicial
Estudios realizados por Land comprueban que la presencia de una saturación de gas inicial al inicio de una inyección de agua reduce la saturación de petróleo residual (Sor) y aumenta la eficiencia de desplazamiento, tal como se muestra en la figura 11.
Figura 11. Efecto de la saturación de gas sobre la saturación de petróleo residual según (Rojas). 25
y
Contenidos de Arcillas
La presencia de arcillas en yacimientos constituye un factor crítico en la decisión de implementar un proyecto de inyección de agua, pues la inyectividad en estas formaciones petrolíferas se reduce por expansión y/o dispersión de arcillas. Este problema no presenta en la inyección de gas. y
Altas Relaciones Agua -Petróleo
Son muchos los problemas que se presentan por alta producción de agua de los pozos. A continuación se mencionan los más importantes:
y
Rápida declinación de la producción de pozo. Aumento de los costos del manejo de agua producida Aumento de los problemas de deshidratación del petróleo Deterioro de la productividad de los pozos por la migración de finos. Arenamiento de los pozos. Producción de arena que deteriora las instalaciones de producción. Cierre prematuro de los pozos que convierte en antieconómica su producción. Altas Relaciones Gas -Petróleo
Las elevadas relaciones gas-petróleoque se tienen luego que ocurre la irrupción del gas, no generan tantos problemas como las altas relaciones agua-petróleo. Por lo contrario, la presencia de gas en los pozos gasifica la columna de petróleo y se puede lograr que el pozo vuelva a fluir naturalmente. Si luego de la irrupción del gas la presión de los pozos de inyección no cambia, la presión de fondo fluyente de los pozos de producción aumenta, debido a la menor caída de presión.
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y
Fracturas Artificiales Profundas
Estas son menores 250pies de extensión lateral inducidas por altas presiones de inyección, producen bajas eficiencias de barrido, ya que el fluido de inyección tiende a canalizarse rápidamente a través de las fracturas hacia los pozos de producción, como se ilustra en la figura 12.
Figura 12. Efecto de la fractura sobre la eficiencia de barrido (según Rojas). y
Corrosión de Tuberías
Este problema se debe por la presencia de oxígeno y sales en el agua. Por esta razón es necesario usar sulfito de sodio, 27
bactericidas e inhibidores de corrosión para aumentar la vida útil de estos pozos. y
Aspectos Económicos
Para que un proyecto de inyección sea económicamente viable debe generar ganancias que satisfagan las metas de la empresa. Por esa razón, la gerencia de los proyectos de inyección de agua y gas requiere de la evaluación económica, para lo cual, los ingenieros de producción y yacimientos deben trabajar en equipo a fin de fijar los objetivos económicos. y
Caso Históricode Venezuela
Según Ferrer en el Lago de Maracaibo también se han obtenido excelentes resultados en proyectos de inyección de agua en arenas saturadas de gas. En yacimientos donde Sg = 5 ± 10%, se ha observado aumento de la tasa de producción de petróleo, reducción de la relación gas-petróleo, aumento de la presión del yacimiento y resaturación del crudo con gas. 5.
Cálculo de Influjo del Agua
Un acuífero se define como estrato o formación geológica que almacena y transmite agua (permite la circulación de agua a través de sus poros o grietas) permitiendo que pueda ser explotado en cantidades económicamente apreciables. Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa alguna, o pueden tener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía expulsiva. Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a éstos cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier
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manera, estos constituyen una fuente de energía natural para los yacimientos. En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y las densidades agua/petróleo pueden generar la existencia de amplias zonas de transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales. Se definen como yacimientos volumétricos aquellos que no tienen entrada natural de fluidos. Generalmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensa inmediatamente en agua ya que comúnmente este fluido es el que entra en el volumen control del yacimiento (volumen bruto), que inicialmente está ocupado por la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin embargo, hay casos en los cuales una acumulación inicialmente volumétrica puede recibir fluidos de otra acumulación, de manera accidental o no deliberada en este caso se pueden dar mediante la inyección planificada de fluidos. La presencia de un acuífero asociado a un yacimiento puede ser detectada de las siguientes maneras: -Por perfilaje. -Por producción de agua. -Por balance de materiales.
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Np = Petróleo producido N= Petróleo original in-situ Bt=Factor de volumen total de formación. Bti=Factor de volumen total de formación para un momento i. Bgi= Factor de volumen de gas de formación para un momento i. m=Relación entre el volumen inicial de gas libre en el yacimiento y el volumen inicial de petróleo en el yacimiento. Bg=Factor de volumen de gas de formación. Wp=Agua acumulada producida. Bw=Factor de volumen del agua de formación. Bo = Factor volumétrico de formación del petróleo We=Influjo acumulado de agua (Intrusión). Rp=Relación gas-petróleo acumulada. Rsi=Relación gas-petróleo en solución para un momento i. Rs=Relación gas-petróleo. Sw = Saturación de agua, fracción. Cw, Co, Cg=Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas. Cf=Compresibilidad del volumen poroso P=Presión estática del yacimiento
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P= Pi ± P i = inicial En la aplicación de balance de materiales, se sugiere un procedimiento para detectar y cuantificar la presencia de un acuífero activo asociado a un yacimiento aunque no necesariamente haya producido agua, el cual se basa en suponer que no existe influjo de agua (We=0) y calcular el volumen de petróleo original en sitio (N), empleando un cálculo repetitivo que utiliza la historia de presión/producción. Si con esta historia se obtiene un valor relativamente constante de N, se puede afirmar que en efecto el yacimiento no está asociado a un acuífero activo; y si de lo contrario los valores de N son cada vez mayores a medida que avanza en producción, se puede afirmar que el yacimiento está asociado a un acuífero activo. Si el valor de N es confiable, se puede utilizar la EBM para calcular los valores de agua de intrusión (We) a medida que ha pasado el tiempo, partiendo de la historia de presión/producción. El estudio de la presencia de influjo de agua en un yacimiento puede efectuarse relacionándolo con otros dos parámetros, el estado de agotamiento y el tiempo: y
Influjo de agua vs. estado de agotamiento: El concepto de balance de materiales descrito por su ecuación (EBM) contempla la posible entrada progresiva de agua (We) al volumen de control, de manera natural, para esto es necesario que se cumplan dos condiciones:
1. Que la acumulación de hidrocarburos esté en contacto directo con el acuífero. 2. La existencia de un diferencial importante de presión entre el cuerpo de agua y la acumulación de hidrocarburos. Se requiere que a nivel del contacto agua/petróleo se reduzca la presión estática (Pe) de la zona de hidrocarburos para que sólo luego el
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cuerpo de agua cualquiera que este sea, reaccione con su entorno para esta caída de presión. El acuífero aporta a la acumulación un volumen de agua (We) que se puede relacionar con cuatro factores: -El tamaño del acuífero y/o sus características para rellenarse. -La caída de presión estática en el contacto agua/petróleo (Pi-Pe). -Las propiedades de la roca, particularmente en el acuífero. -El tiempo durante el cual se ha aplicado o sostenido la caída de presión en el contacto agua/petróleo. y
Influjo de agua vs. tiempo: El influjo de agua (We) depende del tiempo que ha estado activo en el contacto agua/petróleo cada paso o caída de presión. Sin embargo, en la EBM el influjo acumulado de agua a una presión dada (Pe) sólo representa un volumen que se traduce a masa, sin importar como ni cuánto tiempo se ha requerido para alcanzarlo, de esta manera We se expresará en términos de balance de materiales como función de Pe promedio del yacimiento al cual entra y del cual se produce Wp. Para convertir We vs. Pe a We vs. t, solo se requerirá disponer de Pe vs. t. Por otra parte definen el influjo de agua como unagran cantidad de yacimientos de petróleo y gas tienen un acuífero asociado que representa una fuente importante de energía de yacimiento, dicha energía provee un mecanismo de empuje para la producción de fluidos cuando los yacimientos son sometidos a producción, esto se conoce como influjo de agua.
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