1 TIPOS DE RECUPERACION. PRODUCCIÓN PRIMARIA, SECUNDARIA Y TERCIARIA. Las operaciones de recuperación de petróleo se dividen cronológicamente en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria La etapa primaria resulta del desplazamiento por energía natural que existe en el yacimiento. La secundaria, se implementa usualmente después de la declinación de la producción primaria y consiste principalmente en la inyección de agua o inyección de gas. Al inyectar agua en el yacimiento, se produce un aumento de la energía natural lo que permite desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En cuanto a la recuperación terciaria, la tercera etapa de producción, es la que se obtiene después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso secundario utilizado). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles, químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después de que un proceso secundario se vuelve no rentable. INYECCION DE AGUA La inyección de agua es considerada el método de recobro secundario principal y más conocido ya que es el que más ha contribuido al recobro de petróleo por su simplicidad, bajos costos en comparación con otros métodos y su alto factor de recobro. Para determinar si un proyecto de inyección será rentable, se pueden utilizar varios métodos de predicción dependiendo de la geología del yacimiento y del tipo de arreglos de pozos a usarse El método de Buckley y Leverett permite estimar la cantidad acumulada de petróleo producido antes de la ruptura conforme pase el tiempo durante la inyección.
Figura9: Sección esquemática de Inyección de Agua Fuente: Energy Press
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FUENTE: Campos petrolíferos y Proyectos de Inyección de Aguas.
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TIPOS DE INYECCION DE AGUA De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes: INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTREMA. Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, como se observa en la Figura 2.1, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.
Figura 2.2 Inyección de agua externa o periférica (Según Latil). Fuente: Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos – Magdalena Paris inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 2.2.
Figura 2.3 Inyección de agua en un arreglo de 5 pozos (según Craig y Col). Fuente: Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos – Magdalena Paris. Características:
4 La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (K), de la porosidad (ɸ) y del número de posición de los pozos existentes. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro. Ventajas:
Rápida respuesta del yacimiento.
Elevada eficiencia de barrido areal.
Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.
Rápida respuesta en presiones.
El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.
Desventajas:
En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.
Requiere mejor descripción del yacimiento.
Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es más riesgosa.
INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA. Consiste en inyectar el agua en la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo-gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 2.2.
5 Figura 2.3 Inyección de agua en un arreglo de 5 pozos (según Craig y Col). Fuente: Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos – Magdalena Paris.
6 Características:
La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (K), de la porosidad (ɸ) y del número de posición de los pozos existentes.
Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal.
A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.
Ventajas:
Rápida respuesta del yacimiento.
Elevada eficiencia de barrido areal.
Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.
Rápida respuesta en presiones
El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.
Desventajas:
En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.
Requiere mejor descripción del yacimiento.
Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es más riesgoso.
INYECCIÓN DE GAS. La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo 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.
7 TIPOS DE INYECCIÓN DE GAS. Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyección de gas interna o dispersa e inyección de gas externa. INYECCIÓN DE GAS INTERNA O DISPERSA. Este proceso se refería a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica, por lo general, en yacimiento 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 haber sido inyectado. INYECCIÓN DE GAS EXTERNA. 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 debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. 1.2 FACTOR DE RECOBRO Mecanismo de empuje
Factores de recuperación de petróleo (%) Rango
Promedio
Gas en solución
5-30
15
Casquete de gas
15-50
30
Drenaje gravitacional
16-85
50
Acuífero
30-60
40
Fuente: Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos – Magdalena Paris. 1.3 FUERZAS GRAVITACIONALES CAPILARES Y VISCOSAS 1.3.1 FUERZAS CAPILARES Tensión Superficial e Interfacial Es la energía de superficie relacionada con las interfaces dos fluidos inmiscibles que coexisten en un medio poroso. Esta energía influye en su saturación, distribución y desplazamiento. En la Fig. 1.1, el agua y el petróleo coexisten en el yacimiento a pesar de que éste no haya sido invadido con agua.
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FIGURA 1.1 VISTA MICROSCÓPICA DE UN SISTEMA ROCA FLUIDO (SEGÚN GREEN Y WILLHITE (1)).
La tensión superficial σ actúa como una membrana tensa en la superficie libre del líquido cuya fuerza tiende a bajar las moléculas de éste y a mantenerlas dentro del mismo. Si la superficie es entre dos líquidos inmiscibles, se denomina tensión Interfacial (TIF) y depende de la naturaleza y complejidad del líquido. Es importante el estudio de esta propiedad ya que puede influir en la saturación, distribución y desplazamiento del fluido en el medio. Presión Capilar Debido a que las interfaces están en tensión, existe una diferencia de presión a lo largo de ésta interfase. Una de estas interfaces moja preferiblemente a la roca. Si se toma positiva entonces se calcula restando la presión de la fase no mojante menos la presión de la fase mojante, es decir:
Dónde: m, es la fase mojante y nm, la fase no mojante. Así, para un sistema agua-petróleo se tiene:
Como podemos observar, la presión capilar se relaciona con la tensión Interfacial entre los fluidos, con la humectabilidad de éstos y con el tamaño del capilar, r. 1.1.4 MOJABILIDAD, INHIBICION DRENAJE Humectabilidad Es la tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles. La humectabilidad de la roca controla la posición de los fluidos de acuerdo a su habilidad relativa para fluir, la fase mojante debido a su atracción con la roca y puesto que está alojada en los capilares más pequeños está en una posición desfavorable para fluir, por lo tanto la humectabilidad afecta a la presión capilar y a las
9 permeabilidades. Una medida de la humectabilidad es el ángulo de contacto, θc, relacionado con las energías de superficie según la siguiente ecuación:
Dónde: σos = energía Interfacial entre la roca y el petróleo, dinas/cm σws = energía Interfacial entre la roca y el agua, dinas/cm σow = tensión Interfacial entre el petróleo y el agua, dinas/cm θc = ángulo de contacto petróleo-roca-agua, grados.
Balance de fuerzas
Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua
si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite.
Fuente: Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos – Magdalena Paris. Factores que pueden ser afectados por la humectabilidad:
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La localización y la saturación de agua residual.
La distribución de los fluidos en el yacimiento, es decir, la localización del petróleo y del agua en el espacio poroso.
El valor y la localización del petróleo residual.
El mecanismo de desplazamiento.
Imbibición
Es el aumento de la fase mojante
El desplazamiento de petróleo por agua es un proceso de imbibición
La imbibición es el proceso espontáneo de desplazamiento, con una fase mojante, de la fase no-mojante. Este proceso no requiere aplicación de fuerzas externas al sistema roca-fluidos, por lo que no existen presiones umbral. Drenaje
Es la disminución de la fase mojante El desplazamiento de agua por petróleo es un proceso de drenaje.
El drenaje es el proceso por el cual la fase no-mojante desplaza, del medio poroso, a la fase mojante. Es un proceso forzado (no espontáneo) pues las fuerzas capilares tienden a retener la fase mojante dentro de la estructural capilar. En este proceso siempre existe una presión umbral asociada a las fuerzas capilares originadas en los capilares de mayor diámetro.
1 1
Saturación de agua connata, swc
Para que la fase del fluido fluya, la saturación del petróleo debe exceder un cierto valor, el cual es denominado Saturación critica. Es la saturación de agua inicial en cualquier punto en el reservorio. La saturación de agua connata alcanza un valor de saturación de agua irreducible sólo sobre la zona de transición. En la zona de transición el agua connata es móvil. Generalmente se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua a un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada. Saturación residual Es el porcentaje de liquido que no puede ser producido en las etapas de recuperación. Asociado usualmente con la fase no mojante cuando es desplazado por la fase mojante Permeabilidad, k Es la facultad que posee la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de su red de poros interconectados. Si sus poros no están interconectados, no existe permeabilidad; por consiguiente, existe relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva. Los factores que afectan a la permeabilidad son el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos; la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño y el grado de cementación y consolidación. 1.5 Relación de movilidades.
1 MOVILIDAD. Es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento. Se calcula como la relación 2 entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad del mismo.
Son las movilidades del petróleo, agua y gas respectivamente. 1.5 RAZÓN DE MOVILIDAD, M Se define como la movilidad λDde la fase desplazante: agua o gas, dividida por la movilidad λd del fluido desplazado: petróleo.
Es inyección de agua
Es inyección de gas
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 a la saturación de dicha fase en la zona delante del frente de invasión.
Luego de diversos estudios y pruebas realizadas se ha tomado la convención de denominar razón de movilidad favorable la que es menor de la unidad, y no favorable la que es mayor. Es decir, si M < 1, la razón de movilidad es favorable y si M > 1, la razón de movilidad es desfavorable. 5.2 TEORIA DE DESPLAZAMIENTO FRONTAL
El petróleo no tiene habilidad para salir por sí mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje de un fluido asociado al petróleo como el gas, o por la acumulación de otros fluidos como el agua. Este proceso, mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso, se conoce como desplazamiento. Generalmente los fluidos desplazantes son el agua y el gas, y el desplazado es el petróleo. Además del desplazamiento de petróleo por el efecto de un fluido en solución, el petróleo también puede ser recuperado por un desplazamiento similar al ocasionado por un pistón. Esto se logra con la aplicación de fuentes de energía, como es el caso de un yacimiento con empuje por agua o por capa de gas; en ambos
1 casos ocurre un desplazamiento inmiscible del petróleo, bien sea por el avance del acuífero o por la 3 expansión del volumen de la capa de gas. Para que exista el desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de más energía que le desplazado. A medida que se inyecta el primero, se va formando un frente de separación y se comienzan a distinguir dos zonas en el yacimiento: una no invadida, donde se va formando un banco de petróleo debido al petróleo que es desplazado hacia adelante. Detrás de ese banco se tiene la zona invadida, formada por el fluido inyectado (agua o gas) y el petróleo remanente.
Tipos de Desplazamiento Como se observa en la Figura 2.4, el desplazamiento de dos fluidos inmiscible en el medio poroso puede ser de dos tipos:
Pistón sin fugas Pistón con fugas
Pistón sin fugas Pistón con fugas Figura 2.5 Tipos de desplazamiento. Fuente: Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos – Magdalena Paris. En ellos se distinguen dos fases: La fase inicial o antes de la ruptura, la cual es responsable de casi toda la producción del fluido desplazado y donde el fluido producido no contiene fluido desplazante. La fase subordinada o después de la ruptura, donde existe producción de ambas fases, desplazante y desplazada, considerándose que la primera arrastra a la segunda por el camino de flujo. Desplazamiento pistón sin fugas Ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona la saturación del fluido desplazante es máxima y la del petróleo es la
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residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores, se dice que se ha producido la ruptura. Desplazamiento pistón con fugas. En este caso el petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores se siguen produciendo cantidades variables de petróleo. Mecanismo de desplazamiento
El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no continuo, debido a que la saturación de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios en las permeabilidades relativas, en las presiones y las viscosidades de las fases.
El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua en un yacimiento homogéneo, se puede presentar en cuatro etapas que son.
1 5 2.1 FLUJO FRACCIONAL
Se define el flujo fraccional de agua como, qw fw = (3) q o + qw Como los fluidos se consideran incompresibles, el caudal total es igual a la suma de los caudales de agua y de petróleo, a su vez igual al caudal inyectado. q t = q o + q w= qIN
(4)
2.2 TEORIA DE DESPLAZAMIENTO FRONTAL El desplazamiento de un fluido por otro es un proceso de flujo no continuo, ya 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 se puede presentar en cuatro etapas: 1. 2. 3. 4.
Condiciones iniciales (antes de la inyección) La invasión La ruptura del agua Posterior a la ruptura
Condiciones iniciales Al tratarse de un yacimiento que ha sido producido por agotamiento natural durante la primera fase de su producción, la presión actual del mismo será menor que la presión de burbuja del petróleo original en el yacimiento, por lo cual existirá una fase de gas presente la cual de acuerdo con las suposiciones será uniforme a través del yacimiento. La invasión a un determinado tiempo El comienzo de la inyección de agua está acompañado por un aumento de la presión en el yacimiento, que 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. Éste empuja con efectividad el gas altamente móvil hacia adelante, aunque bajo ciertas condiciones parte del gas puede ser atrapado por dicho banco, ocupando un espacio que de otra manera contendría petróleo residual. Detrás del banco de petróleo se forma el banco de agua, donde únicamente están presentes el agua inyectada y el petróleo residual. La Fig. muestra la distribución de los fluidos en el yacimiento durante el proceso de inyección de agua.
FIGURA 2.1. DISTRIBUCIÓN ESQUEMÁTICA DE LOS FLUIDOS A UN CIERTO TIEMPO DURANTE LA INYECCIÓN
(1) .
1 6 Llene Todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petróleo. A esto se le denomina “llene” y para lograrlo, la acumulación de agua inyectada debe ser igual al volumen del espacio ocupado por el gas móvil en el yacimiento. Durante este periodo, parte del gas se re disuelve con el petróleo que va contactando, mientras que el remanente fluye hacia los pozos productores. El llene puede representarse por un frente de petróleo que viaja más rápido que el frente de agua y detrás del cual, 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 reduciendo progresivamente a medida que el petróleo va siendo desplazado por la corriente de agua, hasta que, finalmente, se alcanza la saturación de petróleo residual. Ruptura Cuando se alcanza el llene, el avance del frente 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 de agua inicial 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 Fig. 2.2 muestra las saturaciones de los fluidos en el momento en que se alcanza la ruptura.
FIGURA 2.2. DISTRIBUCIÓN ESQUEMÁTICA DE LOS FLUIDOS EN EL MOMENTO DE LA RUPTURA
(1) .
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 barrida aumentará y esto puede proveer suficiente producción de petróleo para justificar la continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando no sea económico. Finalmente, al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y agua. La Fig. 2.3 muestra la distribución final de saturación de los fluidos después que concluye la inyección de agua.
1 7
FIGURA 2.3. DISTRIBUCIÓN ESQUEMÁTICA DE LOS FLUIDOS EN EL MOMENTO DEL ABANDONO
(1)
.
EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO
La eficiencia al desplazamiento se mide con un ensayo de flujo en un testigo de roca en el laboratorio. También se puede estimar con la teoría que se describe a continuación. Se define la eficiencia al desplazamiento de petróleo por un agente desplazante, agua o gas, por ED
=
volumen de petroleo desplazado volumen de petroleo contactado por agua o gas
Sm ED = 1−
o
S
=
o ,IN
1−S 1−
− Sm S
wc
o
wc
Donde: Som = saturación de petróleo promedio en el medio poroso, variable en el So,IN = saturación de petróleo promedio inicial = 1− Swc La eficiencia al desplazamiento teórica variaría entre 0 y 1. El valor 1 correspondería a la saturación nula de petróleo en el medio poroso. En la práctica, aún barriendo el reservorio por largo tiempo, queda una saturación de petróleo entrampada. Por eso, la eficiencia está limitada por la saturación residual de petróleo, Som=Sor, para ED máximo. La eficiencia al desplazamiento está influenciada por las condiciones iniciales, el agente desplazante, el volumen de agente inyectado; y las propiedades de la roca, de los fluidos y de la interacción roca-fluido. Durante el barrido de un reservorio, la eficiencia al desplazamiento coincidiría con la eficiencia en la recuperación, ER , si hipotéticamente el fluido inyectado contactara todo el petróleo del reservorio. E D = E= Np/ N
3. PILOTOS Y PATRONES DE INYECCION 3.1 ARREGLOS GEOMETRICOS E IRREGULARES Los factores que influyen en la selección del tipo de arreglo de pozos son: la forma original en que ha sido producido el yacimiento, la permeabilidad del yacimiento, la viscosidad de los fluidos, la razón de movilidad, la razón pozos inyectores a pozos productores, la estructura del yacimiento y las características geológicas del mismo; por ello, algunas veces también se utilizan arreglos irregulares en los yacimientos como el que se presenta en la Fig 3.1.
FIGURA 3.1. DIFERENTES TIPOS DE ARREGLOS DE POZOS (según Craig (1)).
FIGURA 3.2 ARREGLOS DE POZOS IRREGULARES (según Rose y Col (5)). TABLA 3.2. CARACTERÍSTICAS DE LOS ARREGLOS DE POZOS Tipo de arreglo
RPI/P
(6)
Elementos del Arreglo
Empuje en línea directa
P1
Empuje en línea alterna
1
Líneas desfasadas de pozos
5 pozos
1
Cuadrado
7 pozos
2
Triángulo equilátero
7 pozos invertido o de 4 pozos
1/2
Triángulo equilátero
9 pozos
3
Cuadrado
9 pozos invertido
1/3
Cuadrado
Rectángulo
3.5 EFICIENCIAS DE BARRIDO AREAL, VERTICAL, VOLUMETRICA Y DE DESPLAZAMIENTO 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: Teoría de avance frontal ECUACIÓN DEL FLUJO FRACCIONAL- LEVERETT (1941) •A partir de a ley de darcy para el agua y petroleo
PROBLEMAS ASOCIADOS A LA INYECCION DE AGUA Fundamentos del agua
Es necesario conocer la composición y los efectos de diferentes variables en su comportamiento por lo cual se hará un estudio básico del agua y el agua para la inyección . Efectos de la composición del agua:
Conductividad del agua. pH del agua Gases disueltos Variables físicas Propiedades físicas y químicas Calidad del agua
Fundamentos de la inyección de agua Para todo proceso de recuperación secundaria o terciaria debemos tener nociones básicas de lo que vamos a realizar y de que depende para su realización, en nuestro caso se tratara de recuperación secundaria, por lo cual debemos tener en cuenta lo siguiente:
Planificación desde el punto de vista de ingeniería Criterio para la selección de un pozo inyector Factores de infectividad Tipos de fuentes Tipos de sistemas Procesos básicos para el tratamiento del agua Factores que controlan el tratamiento del agua de inyección
El inicio de un proyecto de Inyección de Agua o de Gas es una función de diferentes variables de los yacimientos, entre las cuales pueden citarse:
Mecanismos de producción
Presión inicial
Presencia de tamaño de acuíferos y capa de gas.
Propiedades de los fluidos
Presión de burbuja
ANALISIS DE GRAIG
Al respecto, Craig recomienda que 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, 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 productores tienen el máximo índice de productividad.
No hay retraso en la respuesta del yacimiento a la invasión debido a que se encuentra lleno de líquido.
Las desventajas podrían ser:
Requerimiento de altas presiones de inyección que incrementan los costos.
Exigencia de grandes inversiones al comienzo de la vida productiva del yacimiento, cuando sería más económico producir el yacimiento por su propia energía.
La generalización del tiempo óptimo para el inicio de un proyecto de mantenimiento por inyección de gas 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. Así, por ejemplo, el tiempo óptimo para el inicio de la inyección se relaciona con el proceso que mejor se adapte a un campo determinado. En este sentido, la inyección de agua a bajas presiones quizás deba iniciarse cuando el yacimiento presente una saturación de gas optima; los yacimientos con bajas permeabilidades probablemente requieran de un proyecto de mantenimiento de presiones inmediato para conservar la productividad de los pozos; un proceso de desplazamiento por gas inmiscible quizás sea conveniente cuando la presión haya declinado para que los costos de compresión sean menores; y, finalmente, los procesos de gas miscible conviene iniciarlos a elevadas presiones para lograr las condiciones más apropiadas.
En campos maduros, el tiempo optimo ya paso y en todo caso la pregunta deberá referirse a cuál es el mejor proceso que ha de utilizarse o, bien, a si el aumento de presión puede ofrecer oportunidades para otros procesos. En general, no existen métodos para calcular directamente el tiempo óptimo para el inicio de un proyecto de inyección de fluidos. En su lugar, ese cálculo debe hacerse luego de un estudio de diferentes estrategias de explotación que considere el inicio en diferentes etapas del agotamiento y luego del análisis económico correspondiente a fin de decidir lo más conveniente. SELECCIÓN DEL FLUIDO DE INYECCION La selección del fluido apropiado para inyectar en un determinado Yacimiento es quizás la parte más difícil del diseño de cualquier operación de 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 Yacimientos permite 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 mayor viscosidad, menor movilidad y porque las rocas presentan menor permeabilidad efectiva al Agua que al Gas. Esto produce una 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 naturalmente fracturados e hidrófilos, el Agua desplaza el Petróleo de las fracturas por empuje viscoso; y de la matriz, por imbibición. El avance macroscópico del frente de agua está dominado por las fuerzas gravitacionales. En Yacimientos con variación vertical de permeabilidad, donde las capas tienen continuidad vertical, la imbibición también ayuda en el desplazamiento de petróleo por agua pues logra que esta penetre en las capas de menor permeabilidad y desplace el petróleo hacia las más permeables, tal como ocurre en Venezuela en los Yacimientos de Barinas. Por último, la inyección de agua como un método de recuperación terciaria ha resultado exitosa en yacimientos agotados con una alta saturación de gas, debido a que el aumento de la presión del yacimiento genera un aumento de la tasa de producción. En cuanto a la inyección de gas se conoce que en arenas barridas por agua no ha producido buenos resultados. Solo en yacimientos con alto relieve estructural, la segregación gravitacional ayuda al gas a recuperar petróleo adicional de zonas invadidas por agua debido a que la presión a través de los canales de gas formados entre los pozos de inyección y producción beneficia el levantamiento del petróleo.
Una limitación importante de los proyectos de inyección de gas en el futuro es su falta de disponibilidad en cantidad suficiente, mientas que cuando se inyecta agua, generalmente existe una mayor disponibilidad de agua superficial y subterránea en muchos de los campos petroleros. Si no se dispone de agua en superficie es conveniente el tratamiento y la reinyección de aguas efluentes para evitar la contaminación ambiental. En Venezuela se están incrementando los proyectos de inyección de agua y disminuyendo los de gas natural por el valor cada vez mayor de dicho hidrocarburo. Para obtener un eficiente desplazamiento del petróleo remanente en zonas invadidas por agua es necesario inyectar un fluido miscible o altamente soluble en el petróleo, como el dióxido de carbono o el gas natural enriquecido con propano. ESQUEMA DE INYECCION. 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 la falta de 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 en arreglos de 5, 7 y 9 pozos en yacimientos con poco buzamiento y cierto grado de heterogeneidad, pues han resultado más beneficiosos que los arreglos en línea.
Utilizar arreglos en línea en yacimientos inclinados, pues permiten lograr un buen control del frente de barrido.
De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazado, 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 la movilidad del fluido desplazante es menos que la del petróleo. Un arreglo de 5 pozos, si la movilidad del fluido desplazante es igual a la del petróleo.
Preferible el uso de los arreglos de 7 pozos a los de 5 pozos por las razones siguientes: Mayor eficiencia de barrido areal. Menor número de pozos inyectores.
En la práctica, la selección del tipo de arreglo depende de la distribución geométrica de los pozos existentes y, finalmente, de los análisis económicos de los planes de exploración, los cuales se realizan con modelos analíticos o numéricos de los yacimientos. Sin embargo, hay que tomar en cuenta que el número óptimo de pozos para desarrollar un yacimiento es proporcional a la cantidad de petróleo in situ y a la productividad por pozo individual, razón por la cual los yacimientos de mayor espesor se deben desarrollar con un espaciamiento menor que los delgados. Mientras más adversa sea la razón de movilidad
(M > 1), más pequeño debe ser el espaciamiento para incrementar
la eficiencia del barrido. Tratamiento del agua. El tratamiento que se da al agua en instalaciones, se las denomina planta de tratamiento de aguas y estos dependerán del tipo de agua empleada y de las características del yacimiento a ser sometida la inyección, en las cuales se deben tener en cuenta los valores de calidad final de agua a partir de su calidad inicial; que no es más que la cantidad de sólidos suspendidos, el numero de bacterias presentes y su tendencia a ser corrosiva o incrustante. El numero de controles que se deben hacer para mantener un buen estado de equipos o calidad de agua es diario en las zonas más problemáticas del campo como separadores, tanques, líneas.
Para el diseño de la planta será necesario considerar el sistema de tratamiento, cerrado o semi-abierto, también necesitamos la capacidad de tratamiento necesario de la planta desde el principio hasta el fin. La localización optima de la planta, teniendo en cuenta la economía y su mantenimiento. Si se efectuara aeración, el tipo y la intensidad del tratamiento químico, sedimentación, la filtración y el almacenamiento. Para determinar el tamaño de la planta de tratamiento de agua, es necesario conocer los volúmenes de agua con los que hemos de trabajar, el cual depende del número de pozos inyectores, su tasa de inyección por pozo y el tipo de fuente que vamos a tener. El tratamiento se utiliza para lo siguiente:
Para remover solidos se utiliza la filtración
Para prevenir la corrosión y deposición de sales metálicas, se realizan tratamientos químicos.
Para reducir el contenido de crudos, se inyecta un tapon de detergente para limpiar la cara de la arena.
Para eliminar lo gases corrosivos, se realiza una aireación.
Para reducir las bacterias, se trata qimicamente el agua con cloro, aminas, fenol o compuestos amonicales.
Procesamiento de agua para la inyección de agua
Tratamiento de agua para no generar problemas con el yacimiento o formación de contacto
Planta de Tratamiento del agua
Análisis de compatibilidad.
Incompatibilidad entre agua de formación y agua del inyector
•Pruebas de Fall-Off test Tratamiento de Agua
Fundamentos químicos
Fundamentos de agua
Fundamentos de inyección de agua
PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA DE INYECCION
Procesos físico – químicos previos a la inyección
Tratamiento de agua para la inyección
Problemas comunes
COMPATIBILIDAD DE AGUAS Pruebas y Análisis antes de la inyección . En todo proceso de inyección se deben analizar las propiedades del yacimiento para su correcta inyección. Sea esta de fluidos o de gases, ya que estas tienen diferentes formas de reaccionar con su entorno, por lo cual debe hacerse un análisis previo para ver sus condiciones y así determinar valores y factores con los cuales la inyección será optima, en nuestro caso el agua tratada. El análisis de presión es usado para determinar datos necesarios. Análisis de compatibilidad Uno de las principales causas de la formación de escalas en los sistemas de inyección es el taponamiento del pozo por mezcla de dos o más aguas que sean incompatibles. Si se mantiene una misma agua, el sistema puede ser estable no presentar posibles escalas, sin embargo, desde que estos sean mezclados, las reacciones de los iones disueltos en cada agua pueden producir insolubilidad, hinchamiento de las arcillas y aumentos de presión. Cuando esto ocurre, se dice que el agua es incompatible. Incompatibilidad entre el agua de formación y el de inyección Nuestro segundo problema de incompatibilidad empieza cuando el agua de inyección no es compatible con el agua de formación o el agua connata, sorprendentemente, algunos taponamientos son problemas debido a la incompatibilidad del agua en la inyección en pozos. Cuando el agua se inyecta al pozo, el agua de inyección miscible desplaza el agua connata, ocurre una mezcla mecánica en la frontera de las dos aguas. Este fenómeno se llama dispersión hidrodinámica, la primera causa de dispersión es la supuesta distribución de permeabilidades a difusión no homogéneas. Otra cosa que cabe recalcar, es que los iones disueltos migran a través de la frontera entre las dos aguas, esto se conoce como difusión. La contribución relativa de la dispersión hidrodinámica y la difusión iónica para el total de las mezclas de aguas es la velocidad con las que estas se mueven a través de la frontera hacia la roca reservorio. En muchas operaciones de inyección, las tasas de inyección y la dispersión son las principales causas de la mezcla. En los casos realizados en laboratorios, la cantidad de mezcla descrita es dada por un aparente coeficiente de dispersión, que incluye ambos efectos.
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.
ANALISIS DE AGUAS Pruebas de Fall Off Test (FOT) Los análisis de presión son fundamentales para cualquier proceso previo a una inyección, en nuestro caso de agua tratada, en este tipo de análisis se realizan pruebas de FALL OFF, se cheque el daño de formación para evitar la disminución de la permeabilidad efectiva, este tipo de análisis se usa también para calcular la presión promedia del yacimiento el cual es fundamental para futuros proyectos de recobro mejorado y para medir las presiones de fractura las cuales son fundamentales para evitar el daño de formación y para tener un monitoreo apropiado de las operaciones de inyección. Durante todo proceso de inyección se generan bancos de fluidos, debido a las diferentes razones de movilidad de cada uno; pero como nosotros trataremos con un fluido de razón de movilidad uno o cercano a uno, nuestro yacimiento se comportara como si hubiera un solo fluido. Como nuestra razón de movilidad es igual a la unidad. Las pruebas de FALL OFF son análogas a las pruebas de restauración de presión en los pozos productores, esta prueba es corrida cerrando el pozo de inyección y registrando la respuesta de la presión como una función del tiempo. En este tipo de pruebas se mantiene el supuesto de que la tasa de inyección -qi, se mantiene constante a un tiempo antes de la corrida del FALL OFF. Siempre y cuando se satisfagan las siguientes condiciones:
La razón de movilidad del agua inyectada con el fluido del yacimiento deben ser aproximadamente las mismas.
Si el fluido inyectado y el fluido in-situ tienen diferentes movilidades, pero la inyección ha ocurrido durante un tiempo suficiente y el radio externo del banco de fluido inyectado se ha desplazado lo suficiente, de modo que la prueba de FALL OFF no investigara detrás de ese banco. En otras palabras, si la prueba es suficiente corta para que el transciente de presión se mantenga dentro del banco del fluido inyectado, la presión no afectara los datos de presión registrados.
Problemas comunes Los problemas más comunes producidos en el campo son la corrosión, debida a los cambios de pH d el agua, por los cambios de temperatura, o por la presencia de gases no deseados como el O2, CO2 y el H2S; la formación de escalas, que no es más que la acumulación de sedimentos, generando un taponamiento y una alza de presión en la línea, estos son comunes en las zonas de la tubería donde existen restricciones; los sólidos suspendidos, este es el problema más común, ya que son todas las partículas que se encuentran presentes en el fluido en forma suspendida, esta ocasiona escalas y taponamientos; la presencia bacterial es otro factor importante ya que este al igual que los sólidos suspendidos generan taponamiento; existen otros factores pero solo especificaremos los más importantes y comunes.
PROBLEMAS EN EL YACIMIENTO PERFORACION INTERSPACIANDA El numero optimo de pozos para desarrollar un yacimiento es proporcioanl a la cantidad de petróleo in situ. Asi los yacimientos de mayor espesor se deben desarrollar con un espaciamiento menor que los delgados. Entre mas adversa se la razón de movilidad M>1 mas pequeño debe ser el espaciamiento para incrementar la eficiencia de barrido. Yacimientos heterogéneos En yacimientos heterogéneos con grandes contrastes areales de permeabilidad, el pozo interespaciado se justifica si puede drenar un volumen grande de petróleo. Yacimientos Uniformes La exploración con espaciado optimo solo contribuye a acelerar la producción y no aumentar las reservas o el recobro final. Yacimientos con empuje hidráulico Se requiere un adecuado numero de pozos para asegurar una buena eficiencia de barrido. Estos se traduce en un espaciado pequeño de los pozos. Yacimiento carbonatos: para estos yacimientos los resultados de campo an llevado a la conclusión que la perforación en los yacimientos de carbonato incrementa económicamente las reservas de los proyectos de inyección de agua en su fase subordinada. Yacimientos Clasticos. En estos yacimientos se puede quedar petróleo remanente potencialmente recuperable por inyección de agua, a consecuencia de la pobre continuidad de las arenas o grandes contrastes de permebilidad entre cuerpos de arena vecinos. Estas condiciones típicamente ocurren en depósitos fluviales o en combinaciones de canal – barra de desembocadura. PROBLEMAS OPERACIONALES EN LOS POZOS HETEROGENEIDAD DEL YACIMIETNTO Es uno de los factores por la cual muchos proyectos re inyección o recuperación mejorada fallan, por la incertidumbre que se encuentra en los yacimientos.
Variación areal y vertical de la permeabilidad
Fracturas naturales e inducidas
Permeabilidad direccional
Falta de comunicación entre los pozos de inyección y producción.
Cuando el yacimiento es muy heterogéneo es preferible no someterlo a procesos de desplazamiento de pozo a pozo, pero si realizar estimulación de pozos productores. Si la heterogeneidad es limitada, se puede intentar inyección selectiva en las arenas más continuas y de mejor desarrollo, y perforar pozos inter espaciados. RAZON DE MOVILIDAD Una razón de movilidad desfavorable M>1 produce:
Inestabilidad viscosa del frente de invasión.
Pronta irrupción del fluido desplazante en los pozos productores.
Baja eficiencia de barrido
Para evitar la inestabilidad viscosa se recomienda tener en cuenta los siguientes limites de viscosidad en proyectos de inyección.
Para agua μo < 50-60 cp
Para mejorar la razón de movilidad existen:
Inyección de soluciones de polímeros
Inyección de dióxido de carbono
Procesos térmicos de recobro
SEGREGACION GRAVITACIONAL En yacimientos horizontales el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena y el gas tiende a ocupar el tope, produciéndose bajas eficiencias verticales de barrido debido a la segregación gravitacional. ALTA WOR Los problemas mas frecuentes son.
Rápida declinación de la producción de los pozos
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 migración de finos.
Arenamiento de los pozos
Producción de arena que deteriora las facilidades de producción.
Cierre prematuro de los pozos por alta producción de agua hasta el corte de agua.
El aumento del WOR se puede controlar
Si la producción de agua y petróleo proviene de lentes o zonas diferentes, el tratamiento mas adecuado es taponear las zonas productoras de agua con cemento, resinas o geles de silicato. Si el agua y el petróleo provienen de la misma arena, o de zonas difíciles de distinguir cuales producen agua y cuales petróleos, es preferible usar barreras selectivas en todas las zonas por medio de polímeros hidrosolubles que bloquean la producción de agua sin afectar la producción de petróleo y gas. PRECENCIA DE ARCILLAS
Reducción de permeabilidad por hinchamiento y dispersión – migración de las arcillas
Aumento de la saturación irreducible de agua
Alteración de la respuesta de los registros eléctricos
Declinación de las tasas de inyección y producción en proyectos de inyección de agua
FLUIDOS DE BAJA CALIDAD Una calidad pobre del agua de inyección, produce graves problemas en los pozos los cuales requerirán constantemente trabajos costosos de reacondicionamitno tales como suabeo, limpieza, acidificación y fracturamiento limitado para mantener, a un nivel aceptable, su inyectividad. Los problemas que producen.
Elevadas presiones de inyección
Reducción de la eficiencia de barrido y por lo tanto del recobro de petroleo.
Corrosión en los pozos de inyección
Taponamiento de la formacion y reducción de la inyectividad.
Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección.
