Inyección de Agua en Yacimientos

1

Introducción a la Recuperación Adicional de Petróleo

1.1. Introducción

Los procesos de inyección de agua y gas han sido los métodos convencionales de recuperación más utilizados en los yacimientos de petróleo y gas con el fin de aumentar su energía. Estos procesos también se conocen como métodos de recuperación secundaria de petróleo. De acuerdo con los resultados obtenidos en varios proyectos exitosos, la inyección de gas actúa mejor en yacimientos subsaturados y humectados por petróleo. En yacimientos que contengan petróleo saturado, es preferible la inyección de agua, si la permeabilidad del yacimiento es suficientemente alta. Sin embargo, en yacimientos que contengan petróleos volátiles se pueden aplicar otros métodos como la inyección de gas miscible. En yacimientos heterogéneos humectados por agua es más eficiente la inyección de agua debido a la imbibición espontánea del agua, lo cual no ocurre con la inyección de gas. Entre estos fluidos, el agua ha sido la que tiene más ventajas y aún cuando se han desarrollado otras técnicas de recuperación secundaria, continúa siendo el método más atractivo para obtener cantidades adicionales de petróleo debido a su alta disponibilidad y bajo costo. 1.2. Localización de los Pozos de Inyección y Producción

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y MSc. Eduardo E Ríos

1 -1

Introducción a la Recuperación de Petróleo por Inyección de Agua y Gas

Capitulo 1

productores, la inyección de agua o de gas se puede llevar a cabo de dos formas diferentes : •

Inyección periférica o central e

•

inyección en arreglos.

1.2.1. Inyección Periférica

En este proceso los pozos inyectores están agrupados en la parte central del yacimiento, y los productores en la periferia. Este tipo de inyección ocurre en los siguientes casos: •

Yacimiento con una capa de gas en la cual se inyecta gas: Si el

yacimiento es una estructura anticlinal regular, los pozos de inyección se agrupan en la parte alta de la estructura (cresta), o tope del anticlinal.

•

Figura 1.1. Inyección de Gas en la Cresta •

Yacimiento anticlinal con un acuífero en el cual se inyecta agua: En este caso los pozos inyectores forman un anillo

© MSc. Eduardo E. Ríos

1- 2


Capitulo 1

alrededor del yacimiento :

Figura 1.2. Inyección periférica de agua. •

Yacimiento monoclinal con una capa de gas o acuífero donde se inyecta agua y/o gas

Figura 1.3. Inyección en un monoclinal con capa de gas o acuífero.

En este caso, los inyectores están agrupados en una o más líneas localizados hacia la base del yacimiento, en el caso de inyección © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 3


Capitulo 1

de agua (los flancos), o hacia el tope, en el caso de inyección de gas. 1.2.2. Inyección en arreglos

Este tipo de inyección se emplea particularmente en yacimientos con bajo buzamiento y una gran extensión areal. Para obtener un barrido uniforme del yacimiento, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores. Esto se lleva a cabo convirtiendo los pozos productores existentes a inyectores o perforando pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, se desea obtener una distribución uniforme de los pozos similar a la utilizada en la fase primaria de recobro. Los arreglos más conocidos son: línea directa, línea alterna y arreglos de 5 pozos.

1.3. Consideraciones Teóricas de la Inyección de Agua

La inyección de agua como un método de recobro secundario se descubrió accidentalmente en el año 1870, en la ciudad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, cuando una fuga en una formación acuífera redujo la producción del pozo afectado, pero aumentó la producción de los pozos vecinos. Hoy en día es el principal y más conocido de los métodos convencionales de recobro secundario de petróleo, habiéndose constituido hasta esta fecha en el proceso que más ha contribuido a la recuperación extra de petróleo. Se caracteriza por la eficiencia del agua para desplazar a los hidrocarburos del medio que invade, y porque aumenta rápidamente la presión del yacimiento. © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 4


Capitulo 1

Figura 1.4. Tipos de Arreglos

Los conceptos de los arreglos de pozos se analizarán con más detalle en el capítulo 3. En general, se considera que después de una invasión con agua, todavía queda en el yacimiento más del 50% de petróleo original en sitio. •

Definición

Es un mecanismo secundario de recobro mediante el cual los fluidos del yacimiento son desplazados hacia los pozos productores por © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 5


Capitulo 1

la acción del agua inyectada. La figura 1.5 muestra el proceso de desplazamiento por inyección de agua.

Figura 1.5. Proceso de Desplazamiento por Inyección de Agua •

Mecanismos de Desplazamiento

El 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. El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua en un yacimiento homogéneo, se puede presentar en cuatro etapas: 1. Condiciones iniciales (antes de la inyección). 2. La invasión por agua de la formación productora. 3. Irrupción de agua en los pozos (ruptura). 4. Etapa posterior a la ruptura del agua. •

Condiciones Iniciales

Considérese un yacimiento homogéneo en el cual los fluidos se mueven horizontalmente. Supóngase que a través del yacimiento la saturación es constante y que al momento de iniciarse la inyección de agua, se tiene un yacimiento que ha sido © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 6


Capitulo 1

producido por agotamiento natural durante la primera fase de su producción primaria. Supóngase también que como sucede a menudo, la presión en el yacimiento sea menor que la presión de burbujeo del petróleo y menor que la original en el yacimiento. Existirá, pues, una fase de gas presente, la cual de acuerdo con las suposiciones, también será uniforme a través del yacimiento. La figura 1.6 muestra la distribución de saturación de los fluidos antes de la inyección de agua :

Figura 1.6. Proceso de Inyección de Agua: Distribución inicial de saturación •

Proceso de invasión

El comienzo de la inyección de agua está acompañado por un aumento de presión en el yacimiento. Este aumento es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los pozos productores. A medida que continúa la inyección de agua, parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. Este banco de petróleo empuja con efectividad el gas altamente móvil hacia adelante, aunque bajo ciertas condiciones parte del gas puede ser atrapado por dicho banco, de allí que ocupe espacio que de otra manera contendría petróleo residual. Detrás del banco de petróleo viene el banco de agua donde © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 7


Capitulo 1

únicamente están presentes el agua inyectada y el petróleo residual (más el gas atrapado). La figura 1.7 muestra la distribución de saturación de los fluidos en el yacimiento durante la inyección de agua.

Figura 1.7. Proceso de Inyección de Agua: Saturación de agua durante la Invasión

•

Efecto de Llene

Todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petróleo. A este efecto se le denomina "llene" y para lograrlo, el acumulado de agua inyectada debe ser igual al volumen del espacio ocupado por el gas libre en el yacimiento. Durante este período, parte del gas se redisuelve con el petróleo que va contactando, y el remanente se produce por los pozos. El llene puede representarse por un frente de petróleo viajando más rápido que el frente de agua. Detrás del frente de petróleo, la saturación de gas se encuentra en su valor residual. La llegada del frente de petróleo a los pozos productores marca el final del período de llene. Detrás del frente de agua, la saturación de petróleo se va © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 8


Capitulo 1

reduciendo progresivamente a medida que el volumen de petróleo va siendo desplazado por la corriente de agua, hasta que, finalmente, se alcanza la saturación residual de petróleo. •

Efecto de Ruptura

Cuando se alcance el llene, el avance frontal continúa, pero la tasa de producción de petróleo aumenta y eventualmente es igual a la tasa de inyección de agua (en términos de volúmenes de yacimiento). Si la saturación inicial del agua de la formación es menor que la requerida para fluir, la producción del petróleo durante esta fase estará libre de agua. El comienzo de una producción significativa de agua es el signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo. La figura muestra las saturaciones de los fluidos en el momento en que se alcanza la ruptura:

Figura 1.8. Inyección de Agua: •

Etapa posterior a la ruptura

Durante esta etapa, la producción de agua aumenta a expensas de la producción de petróleo. El recobro gradual del petróleo detrás del frente se obtiene solamente con la circulación de grandes volúmenes de agua. Durante esta fase final de inyección, el área © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 9


Capitulo 1

barrida aumentará y puede proveer suficiente producción de petróleo para justificar la continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando los costos de operación originen una tasa interna de retomo menor que la mínima establecida. Finalmente, al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y agua inyectada. La figura 1.9. muestra la distribución final de saturación de los fluidos después de la inyección de agua.

Figura 1.9. Proceso de Inyección de Agua: Distribución Final de Saturación.

1.4. Inyección de Agua en Arreglos

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza a los fluidos (petróleo, agua y gas) del volumen que ha sido invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección interna de agua, ya que el fluido se inyecta a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores. © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 10


Capitulo 1

La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de las variaciones de permeabilidad (K) y porosidad ( Ф), y del número y posición de los pozos existentes. Las principales ventajas de este proceso son Yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector productor es pequeña, se invaden más rápido. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. Rápida respuesta del yacimiento. Elevadas eficiencias areales de barrido. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre la recuperación. Rápido incremento en presiones. El volumen recuperado de la zona de petróleo es grande en un período de tiempo corto. Las principales desventajas son El número de pozos inyectores es alto, por ello la inversión es mucho mayor. Es más riesgosa que la externa. Requiere mayor seguimiento y control que la inyección externa y, por lo tanto, mayor requerimiento de recursos humanos. o

o

o

o

o

o

o

o

o

o


1- 11


Capitulo 1

1.5. Inyección Externa de Agua o Periférica

En este proceso se inyecta agua fuera de la zona de petróleo en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional o de mantenimiento de presión. Generalmente, el agua se inyecta en el acuífero, fuera de la zona de petróleo y se utiliza cuando no se posee buena descripción del yacimiento. Las principales ventajas del proceso son: Se utilizan pocos pozos. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar los pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las facilidades de producción de superficie para la separación agua - petróleo. Las principales desventajas son Parte del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. o

o

o

o

o


1- 12


o

o

o

o

o

Capitulo 1

No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. En algunos yacimientos, la inyección periférica de agua no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario efectuar una inyección en arreglos en esa parte del yacimiento. La inyección periférica puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la invasión es a largo plazo. Generalmente, se sustituye por una inyección de agua en arreglos a medida que se conoce mejor el yacimiento.

1.6. Factores que Controlan la Recuperación por Inyección de Agua

Los factores que más afectan a la recuperación de una inyección de agua son los siguientes : •

Profundidad del yacimiento.

•

Localización y arreglos de los pozos.

•

Permeabilidad de la formación.

•

Propiedades humectantes de las rocas.

•

Saturación de gas inicial.


1- 13


Capitulo 1

•

Saturaciones de los fluidos.

•

Razón de movilidad.

•

Tasa de inyección y buzamiento de la formación.

Profundidad del Yacimiento.

La profundidad del yacimiento tiene una influencia técnica y económica muy importante. Desde un punto de vista técnico, un yacimiento poco profundo tiene la restricción de la presión de inyección, la cual debe ser menor que la presión de fractura. Económicamente, el costo de este tipo de proyectos está directamente relacionado con la profundidad, por ejemplo, en el costo de perforar los pozos o con la potencia de compresión requerida, en el caso de inyección de gas. Localización y arreglos de los Pozos

En operaciones de recuperación secundaria, en algunos casos, los pozos de producción pueden ser reacondicionados como pozos de inyección, mientras que en otros, es necesario perforar nuevos pozos de inyección. Lógicamente, en una inyección de agua se desea que una gran parte del espacio poroso del yacimiento entre en contacto con el fluido desplazante. Para lograr este objetivo, se han propuesto dos tipos de arreglos de pozos: arreglos periféricos, en los cuales los pozos de inyección están situados en los límites exteriores del yacimiento ; y los arreglos convencionales o geométricos, en los cuales los pozos de inyección y de producción están ordenados siguiendo una regla geométrica ; entre estos últimos se utilizan los arreglos en línea directa, en línea alterna y los arreglos de 4, 5, 7 y 9 pozos. En general, no es fácil pronosticar qué tipo de arreglo dará © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 14


Capitulo 1

una mayor recuperación. El tipo de arreglo a usar depende del conocimiento geológico que se tenga del yacimiento y se debe seleccionar de manera que se obtenga una alta eficiencia de barrido. Sin embargo, en igualdad de condiciones, parece ser que el arreglo de 5 pozos proporciona mejores ventajas, ya que el agua puede ser inyectada más rápidamente, reduciéndo el tiempo de llene y aumentando las posibilidades de obtener altas tasas de producción a corto plazo. Permeabilidad de las Formaciones

La permeabilidad de la formación se debe considerar bajo dos puntos de vista: su magnitud y su variación. La magnitud de la permeabilidad de las rocas del yacimiento controla, en alto grado, la tasa de inyección de agua que puede mantenerse en un pozo de inyección, a una presión determinada en el fondo del pozo, frente a la zona de inyección. Una permeabilidad absoluta de la roca demasiado baja retarda la recuperación y puede aumentar el costo del proyecto. A menudo los yacimientos de petróleo tienen variaciones de permeabilidad tan marcadas que no es posible considerar al yacimiento como un sistema homogéneo asignándole una permeabilidad promedio. Este factor es quizás el más importante en proyectos de recuperación secundaria por inyección de agua. Si existen diferencias muy grandes de permeabilidad entre los estratos de un horizonte productor, la ruptura del agua ocurrirá primero en los estratos más permeables y luego irá ocurriendo en los estratos con permeabilidades menores; por lo tanto, el desplazamiento del petróleo por agua no es © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 15


Capitulo 1

tan uniforme y mientras algunos estratos están produciendo agua en proporciones crecientes, otros no han sido completamente barridos. Esta situación puede conducir al abandono prematuro del proyecto. Propiedades humectantes de las Rocas

En rocas humectadas por agua, el petróleo ocupa la parte más conductiva de los espacios porosos (parte central), mientras que el agua ocupa la parte menos conductiva. En rocas humectadas por petróleo, sucede lo contrario y debe esperarse, por lo tanto, una menor recuperación. Afortunadamente, la mayoría de las rocas de los yacimientos son humectadas preferencialmente por agua, y así este factor es, en general, favorable a la inyección de agua como método de recuperación secundaria. Saturación de Gas Inicial

Cuando en un yacimiento existe una saturación de gas inicial, la inyección de agua resulta en una sucesión de dos desplazamientos bifásicos: el petróleo forma un banco o zona de petróleo que desplaza parte del gas libre, dejando detrás una cantidad de gas atrapado. El petróleo y el gas atrapados son desplazados luego por el agua. En definitiva, esto produce una reducción de la saturación de petróleo residual y, por lo tanto, un aumento de la eficiencia de desplazamiento. Saturación de los Fluidos

Se ha discutido la influencia inicial de gas libre en el yacimiento mientras que para las saturaciones de petróleo y de agua © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 16


Capitulo 1

son •

Saturación de Petróleo : La saturación de petróleo

inicial es determinante petróleo en la recuperación. Es necesario que la saturación inicial de petróleo sea lo suficientemente alta y la residual lo más baja posible, para que el proyecto resulte económico. En otras palabras, la diferencia en la saturación de petróleo al comienzo y al final de la inyección determina la cantidad de petróleo recuperado. •

Saturación de Agua: Si la saturación inicial de agua

excede un valor agua crítico, no se puede formar un banco de petróleo, y aunque pueda producirse cierta cantidad de petróleo, éste debe producirse a altas razones de agua - petróleo. En términos generales, puede afirmarse que, si la saturación de agua es tan alta que la roca es más permeable al agua que al petróleo, el proyecto será menos eficiente. Razón de Movilidad

La razón de movilidad puede visualizarse como una medida relativa de la tasa de petróleo que se mueve delante del frente de invasión con respecto al movimiento de la tasa de agua detrás del frente, suponiendo que los gradientes de presión en ambas son iguales. Una razón de movilidad igual a 1,0 indica que el petróleo y el agua se mueven a la misma velocidad relativa. Cuando M< 1.0, el agua se mueve más lenta que el petróleo, conduciendo a altas saturaciones © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 17


Capitulo 1

de agua a la ruptura y a altas eficiencias de desplazamiento. Para valores de M > 1,0 indican que el agua detrás del frente se mueve más rápido que el petróleo que se encuentra delante del frente; la eficiencia de desplazamiento se reduce y el petróleo que queda detrás se recupera después de haber inyectado grandes volúmenes de agua. Viscosidad del Petróleo

En términos generales, puede decirse que la recuperación de petróleo es inversamente proporcional a su viscosidad. Esto se deduce de las ecuaciones que controlan el flujo de un fluido a través de un medio poroso. Por otra parte, la viscosidad del petróleo afecta la razón de movilidad, cuya influencia en la recuperación es muy marcada. Desafortunadamente, es muy difícil predecir en forma cuantitativa la influencia de la viscosidad del petróleo en la recuperación y sólo puede establecerse en general que la recuperación aumenta mientras menor sea la viscosidad del petróleo. Tasa de inyección y Buzamiento de la Formación

El efecto del buzamiento de la formación y la tasa de inyección están relacionados entre sí. En general, cuando se inyecta agua y el desplazamiento es buzamiento arriba, se obtiene una mejor eficiencia inyectando a bajas tasas, para que las fuerzas de gravedad controlen el fenómeno. Si el desplazamiento es buzamiento abajo, se debe inyectar a altas tasas, para que el agua tenga menos oportunidad de canalizarse a través del petróleo. © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 18


Capitulo 1

Para una tasa de inyección constante, la eficiencia de desplazamiento aumenta si la inyección es buzamiento arriba y el ángulo de buzamiento aumenta; y disminuye si la inyección es buzamiento abajo y el ángulo de buzamiento aumenta. 1.7. Inyección de Gas

La reinyección de gas natural fue quizás el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo. Se usó inicialmente a comienzos del año 1900 para mantenimiento de presión. Posteriormente, se realizaron otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se podía obtener un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento. Las ventajas de la inyección de gas son las siguientes: •

•

•

Como el gas es más liviano que el petróleo, el gas inyectado tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aún en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de más abajo de la capa, esto resultará en una forma de conservación de energía y las tasas de producción pueden mantenerse relativamente elevadas. El gas se dispone en muchas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes. Siendo el gas un fluido no reactivo con las rocas del


1- 19


Capitulo 1

yacimiento, puede ser inyectado sin presentar mayores dificultades. •

En algunos casos, es deseable conservar el gas producido para futuros mercados, por lo tanto, se inyecta a un yacimiento para almacenarlo.

Las desventajas de la inyección de gas son las siguientes: •

•

Si la arena del yacimiento tiene alta permeabilidad en algunas partes y permeabilidad pobre en otras, el gas puede pasar rápidamente a través de los estratos de alta permeabilidad a los pozos productores, y puede dejar una buena cantidad de petróleo atrapado en los estratos menos permeables. El costo de instalación y mantenimiento de la planta compresora de gas es, por lo general, más alto que el de una planta de inyección de agua. Esto tiende a reducir el número de yacimientos que sean adecuados para que la inyección de gas sea rentable.

Debido a que el gas no moja la arena del yacimiento como lo hace el agua, forma un pistón menos eficiente para empujar el petróleo hacia el pozo productor y deja una mayor cantidad de petróleo atrapado en los espacios porosos. Sin embargo, ésta pérdida puede contrarrestarse ya que el yacimiento puede después inundarse con

•


1- 20


Capitulo 1

agua para recuperar parte del petróleo atrapado. 1.8. Mecanismos de Producción en la Inyección de Gas

La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo del petróleo debido a los siguientes mecanismos: •

Reducción de la viscosidad.

•

Aumento de la energía del yacimiento.

•

Eliminación de depósitos sólidos.

Vaporización.

•

Reducción de la viscosidad

El gas inyectado se disuelve en el petróleo crudo y reduce su viscosidad y, por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo inyectado también se reduce. De esta manera, se forma un banco de petróleo de viscosidad reducida alrededor del pozo. Sólo se requieren reducciones de viscosidades moderadas, para lograr los beneficios de este mecanismo; sin embargo, para que esto ocurra, la eficiencia del contacto del gas inyectado y el petróleo debe ser buena. Aumento de la energía del yacimiento

El gas inyectado aumenta la energía del energía del yacimiento. Sin embargo, este efecto es transitorio y es importante sólo por un corto tiempo después que el gas se inyecta, lo cual puede ser el principal efecto cuando los períodos de inyección de gas son cortos. Eliminación de depósitos de Hidrocarburos

La tasa de flujo de petróleo aumentará al eliminarse los depósitos sólidos de hidrocarburos en el pozo inyector o zonas adyacentes del yacimiento. Sin embargo, la misma se reducirá como © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 21


Capitulo 1

consecuencia del aumento de la saturación de gas. Vaporización

En algunos casos, debido a producir cantidades adicionales de secundaria: una porción del petróleo inyectado se vaporiza en el petróleo productores en la fase de vapor.

este mecanismo se pueden petróleo por recuperación contactado por el gas seco y se lleva hacia los pozos

1.9. Inyección Interna o Dispersa de Gas

La inyección interna o dispersa de gas se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica, por lo general, en yacimientos de empuje por gas en solución, en yacimientos sin capa de gas inicial y en donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria, ya que el gas inyectado se produce junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado. La características de la inyección interna de gas son las siguientes : •

•

•

Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados. Generalmente, se requiere un alto número de zonas de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando un tipo de arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. Dichos arreglos pueden ser regulares o irregulares. La selección de los pozos de inyección y el tipo de arreglo depende de la configuración del yacimiento con respecto a la estructura, del número y posición de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad.


1- 22


Capitulo 1

La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. Las ventajas de la inyección interna son las siguientes: •

Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas.

•

La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas. Las desventajas de la inyección interna son las siguientes: •

•

La eficiencia del recobro mejora muy poco o nada, como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad.

La eficiencia areal del barrido es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa.

•

•

•

Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo hacen que la eficiencia del recobro sea inferior a la esperada por la inyección externa. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción.

1.10 Inyección Externa de Gas

La inyección externa de gas se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación, es decir donde existe una capa de gas sobre la zona de petróleo. Las características de la inyección externa de gas son las © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 23


Capitulo 1

siguientes: •

•

Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales. Mayores que 200 md.

Los pozos de inyección se colocan de manera que lleven a cabo una buena distribución areal del gas inyectado y así obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad.

•

La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad de cada pozo y del número de pozos necesarios para obtener una adecuada distribución areal del gas inyectado. Las ventajas de la inyección externa son las siguientes: •

•

•

La eficiencia areal del barrido en este tipo de inyección es superior a la que se obtiene por inyección interna. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad hacen que se obtenga un mayor recobro.

El factor de distribución de fluidos entre estratos (conformación) es generalmente mayor que el que se obtiene por inyección interna. Las desventajas de la inyección externa son las siguientes: •

•


Requiere

buena

permeabilidad

vertical

del

1- 24


Capitulo 1

yacimiento, Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo.

•

•

Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras son inconvenientes para la inyección de gas externa.

1.11. Factores que Controlan la Recuperación por Inyección de Gas

Los factores que controlan la recuperación en un proceso de inyección de gas son los siguientes: •

Variaciones de las propiedades de las rocas.

•

Razón de viscosidades del petróleo y gas.

•

Segregación gravitacional.

•

Eficiencia de desplazamiento.

•

Condiciones de saturación inicial.

•

Presión del yacimiento.

•

Tiempo óptimo para iniciar la inyección.

•

Tasa de inyección y de producción.

Variaciones de las propiedades de las rocas

La heterogeneidad de las rocas disminuye el factor de eficiencia de barrido (conformación), siendo la permeabilidad la propiedad de la roca más determinante. Una permeabilidad uniforme en sentido vertical y lateral da lugar a una elevada eficiencia del barrido.


1- 25


Capitulo 1

Razón de Viscosidades del petróleo y del gas

A medida que la razón de µg / µo disminuye, el flujo fraccional de gas aumenta y la eficiencia del desplazamiento disminuye, por eso la inyección de gas se aplica preferentemente a yacimientos con petróleo de baja viscosidad.

Segregación gravitacional

La segregación gravitacional elevada mantiene el frente de gas uniforme, oponiéndose a las variaciones de permeabilidades y a los valores adversos de la razón de movilidad, obteniéndose así una mayor eficiencia. Eficiencia de Desplazamiento

El método utilizado para evaluar la eficiencia de desplazamiento por gas es similar al usado en el desplazamiento por agua; sin embargo, la alta movilidad del gas con respecto a la del petróleo, hace que la eficiencia del desplazamiento de petróleo por gas sea menor, salvo que esté acompañado por una segregación gravitacional considerable. Condiciones de Saturación Inicial

Se deben analizar tanto las saturaciones iniciales de gas y de agua: •

Saturación inicial de gas : Si este valor excede

un valor crítico (determinado de la curva de flujo fraccional), no se formará un banco de petróleo y © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 26


Capitulo 1

la producción de petróleo estará acompañada por la producción inmediata y continua del gas inyectado. •

La saturación del agua afecta la cantidad de petróleo sometido a desplazamiento por gas y aparentemente no tiene influencia en la ruptura del gas. Si la saturación inicial del agua es una fase móvil, las ecuaciones de desplazamiento no son válidas ya que existen tres fases fluyendo; sin embargo, es posible hacer aproximaciones si se consideran el agua y el petróleo como una sola fase, siempre y cuando la determinación de las curvas de permeabilidades relativas como función de saturación se obtienen con núcleos que posean la misma saturación inicial de agua. Saturación inicial de agua

Presión del yacimiento

Las presiones altas son favorables a la eficiencia del desplazamiento, ya que a mayor presión de inyección, mayor cantidad de gas entra en solución con el petróleo. Esto reduce la viscosidad del petróleo y aumenta moderadamente la viscosidad del gas, lo cual conduce a un desplazamiento más efectivo del petróleo. Tiempo óptimo para iniciar la inyección

Se considera que las condiciones más favorables para el © MSc. Eduardo E. Ríos

1- 27


Capitulo 1

inicio de la inyección se presentan cuando la presión del yacimiento está escasamente debajo de la presión de burbujeo. En este caso, la saturación de gas libre es mínima y las condiciones son favorables para obtener máxima eficiencia de recobro por el proceso de desplazamiento por gas.

Tasa de Inyección

Cuando se tienen altas tasas de inyección disminuye la eficiencia del desplazamiento ya que disminuyen el término gravitacional y se favorece la formación de canales de gas. Buzamiento de la formación

Un buzamiento alto de la formación favorece el término de segregación gravitacional, lo cual permite mayores beneficios del desplazamiento.


1- 28

Bibliografía

Craft, B. y Hawkins, M. Applied Petroleum Reservoir Engineeríng. Prentice Hall. Inc., Englewood Cliffs, N. J.

•

Craig, F. F. Jr. The Reservoir Engineeríng Aspects of Waterflooding. SPE. Monograph, Vol. 3, AIME, 1971.

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Ferrer, J. Mantenimiento de Presión por Inyección de Gas. Tesis de Grado. Escuela de Petróleo. Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia, 1964, 1-92. Ferrer, J. Notas sobre Métodos de Predicción de la Recuperación Secundaria de Petróleo por Inyección de Agua. Escuela de Petróleo. Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia, 1970. Ferrer, J. Seguimiento a Proyectos de Inyección de Agua. MARAVEN, Gerencia de Yacimientos, Maracaibo, Julio, 1997. Finol, A. y Ferrer, J. Desplazamientos Inmiscibles. Escuela de Petróleo. Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia, 1976. Muskat, M. Physical Principles of Oil Production. N. J. McGraw HUÍ Book Company. Inc. 1949 Capítulo 12. Latil, M. Enhanced OH Recovery. InstituteFrancais du Pétrole Publications, Editions Technip 27, Reu Ginoux. 75737. París. CEDEX15. París de Ferrer, M. Inyección de Agua y Gas. Escuela de Petróleo, LUZ, 1994. París de Ferrer, M. Fundamentos de la Recuperación Mejorada de Petróleo. Escuela de Petróleo, LUZ, 1994. Rojas, G. Actualización en Ingeniería de Yacimientos. Módulo VI, CEPET. Región Oriente, 1992. Urdaneta, V. L. Métodos de Predicción de Inyección de Agua. Tesis de Grado, Escuela de Petróleo. Facultad de Ingeniería.

MSc. Eduardo E Ríos

1 -29

Inyección de Agua en Yacimientos

Recommend Documents