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INYECCION DE AGUA
MODULO V: PET - 905
Doc.: Ing. Carla A. Salinas Zegarra
ETAPAS DE RECUPERACION HIDROCARBUROS
La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas.
En las dos primeras etapas se logra recuperar en promedio del 25% a 30% del crudo, con lo cual el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80% de hidrocarburos (viscosidad y efectos de capilaridad)
ETAPAS DE RECUPERACION HIDROCARBUROS
RECUPERACION PRIMARIA En esta etapa se aprovecha la presión natural del yacimiento
que lleva los hidrocarburos hasta la superficie debido a la diferencia de presión entre el yacimiento y la presión atmosférica.
Cuando la presión del medio se hace inadecuada, termina la primera etapa.
La taza de recuperación durante la fase primaria es del 12-15% de los hidrocarburos en el yacimiento.
EMPUJE AGUA
Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento.
El agua en el acuífero esta comprimido, pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción del petróleo, se expande y crea una invasión natural del agua en el limite yacimiento – acuífero.
Factor de recobro entre 30 y 50% del petróleo original
Buen candidato para inyección de agua
EMPUJE POR GAS EN SOLUCION
El petróleo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura pueden contener grandes cantidades de gas disuelto, cuando la presión del yacimiento disminuye, debido a la extracción de fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo hacia los pozos productores.
Factor de recobro entre 10 y 30%
Buen candidato para inyección de agua
EMPUJE POR CAPA DE GAS
Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, debe existir una gran cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, lo cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen del yacimiento
No son muy buenos candidatos para inyección de agua
DRENAJE POR GRAVEDAD
Es un proceso lento por que el gas debe migrar a la parte mas alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio ocupado por el petróleo
No son muy buenos candidatos para inyección de agua
RECUPERACION PRIMARIA
ETAPAS DE RECUPERACION HIDROCARBUROS
RECUPERACION SECUNDARIA Consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso
que el crudo para mantener un gradiente de presión adecuado de modo que la producción vuelva a ser económicamente rentable.
Consiste en la inyección de agua en el yacimiento o la inyección de un gas, con el propósito fundamental de mantener la presión, o bien, de desplazar los hidrocarburos de la zona de aceite, mediante arreglos específicos de pozos inyectores y productores.
En esta etapa se produce alrededor del 15 al 20% adicional del petróleo.
ETAPAS DE RECUPERACION HIDROCARBUROS
RECUPERACION TERCIARIA O MEJORADA Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento
contiene todavía un estimado del 60% del crudo. Los procesos de Recuperación Mejorada surgen como una alternativa
para incrementar la recuperación de hidrocarburos, modificando las características de los fluidos y las fuerzas capilares que actúan sobre las mismas.
Existen otros métodos pertenecientes a la tercera fase de recuperación con aditivos químicos, sin embargo en ocasiones han sido desechados principalmente argumentando la baja rentabilidad del proceso,
Durante esta etapa el yacimiento entrega un rendimiento cercano el 70 %
ETAPAS DE RECUPERACION HIDROCARBUROS
INYECCIÓN DE AGUA
Origen en 1865 en Pensilvania, se produjo de forma accidental, cuando el flujo de agua de acuíferos a través de formaciones petrolíferas penetraba en el intervalo productor y aumentaba la producción.
1967 tuvo impacto en la producción del petróleo en el Campo Bradford, se inyecto agua a un solo pozo
1921 arreglo en línea, donde los pozos productores se alternaron con los pozos inyectores
Hoy en día es el método mas empleado y conocido.
Consiste en inyectar volúmenes predeterminados de agua de formación o agua dulce tratada en pozos inyectores, con el objeto de desplazar volúmenes adicionales de petróleo hacia los pozos productores.
Se inyecta el agua a presión a través de un pozo, originando el movimiento de fluidos a través del reservorio.
Agua inyectada avanza por el reservorio, quedando los poros llenos de agua.
Menor costo y un factor de recobro que puede llegar a un 60%
Popularidad de este método: disponibilidad del agua, relativa facilidad con la que se inyecta, facilidad con que el agua se extiende en una formación petrolífera y la eficiencia del agua para desplazar el crudo.
INYECCIÓN DE AGUA
Inyección de agua cumple dos funciones:
Aumentar la energía del yacimiento e incrementar el factor de recobro. Existen dos tipos de inyección: periférica o externa y en arreglos o dispersa, dependen de la ubicación de los pozos inyectores y productores.
Presión impuesta sobre el agua de inyección debe vencer la presión capilar del petróleo y la resistencia al flujo del yacimiento.
INYECCIÓN DE AGUA
Método efectivo, los factores que son favorables para la alta recuperación:
Baja viscosidad del petróleo
Permeabilidad uniforme
Continuidad del reservorio
Una condición para una planificación de un proyecto de inyección de agua es localizar una fuente accesible de agua.
El agua salada es usualmente mas preferida que el agua fresca
Profundidad del reservorio, agua debe ser inyectada a una presión que no fracture a la formación.
INYECCIÓN DE AGUA EN BOLIVIA
La primera experiencia fue aplicada por Y.P.F.B. en 1970 en el Campo Caranda (aprox. 46 km al noreste de la ciudad de Santa Cruz).
Cuando se inicio la explotación del campo en 1967 se utilizo la reinyección de gas que no dio resultados satisfactorios, por esta razón en 1969 se inicio con el proyecto de inyección de agua.
Actualmente existen 19 campos en los que se aplica la Recuperación secundaria por inyección de agua
Camiri
Cascabel
La peña
Rio Grande
Sirari
Tundy
Víbora
Yapacaní
Carrasco
Humberto Suarez Roca
Vuelta Grande
Paloma
Surubí
Caranda
Colpa
Patujusal
San Alberto
La Vertiente
Monteagudo
TIPOS DE INYECCION DE AGUA
La inyección de agua puede llevarse a cabo de dos formas de acuerdo con la disposición de los pozos inyectores y productores.
- Inyección periférica o externa
- Inyección Dispersa o arreglos
INYECCION PERIFERICA
Consiste en la inyección de agua en el área externa de la zona de petróleo a través de los pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea añadida al acuífero relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la producción.
Se conoce como una inyección tradicional, el agua se inyecta al acuífero cerca del contacto agua- petróleo.
INYECCION PERIFERICA
Esta inyección se realiza cuando no se tienen una buena descripción del yacimiento, por esta razón presenta varias desventajas.
CARACTERISTICAS
Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o estructura del mismo favorece a la inyección de agua
Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona del petróleo.
INYECCION PERIFERICA
VENTAJAS
Se utilizan pocos pozos
No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. 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 de agua.
Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.
DESVENTAJA
Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.
No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible en una inyección en arreglos
En algunos yacimientos no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo.
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 es a largo plazo.
INYECCION DISPERSA
Consiste en la inyección de agua dentro de la zona de petróleo, generando así el desplazamiento de los fluidos presentes en el área hacia los pozos productores que están posicionados en arreglo geométrico con respecto a los inyectores.
El arreglo de pozos tanto de productores como inyectores dependerá de los limites del yacimiento así como de sus propiedades tales como permeabilidad y porosidad .
Conocida también como inyección de agua interna.
INYECCION DISPERSA
CARACTERISTICAS
La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, continuidad de las arenas, permeabilidad, porosidad, numero y posición de los pozos existentes.
Se emplea en yacimientos con poco buzamiento y gran extensión areal.
Al fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes o se perforan pozos inyectores interespaciados. El propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.
INYECCION DISPERSA
VENTAJAS
Produce una invasión mas rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia del inyector es menor.
Rápida respuesta del yacimiento.
Elevadas eficiencias de barrido areal.
Permite un buen control del frente de invasión
Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre le recobro.
Rápida respuesta en presiones.
DESVENTAJA
En comparación con la inyección externa, este método requiere un mayor inversión debido al alto numero de pozos inyectores.
Es mas riesgosa
Exige un mayor seguimiento y control y por lo tanto mayor cantidad de recursos humanos.
Es importante señalar que los arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características del flujo es posible ubicar los productores e inyectores de forma irregular pero aprovechando al máximo el conocimiento de las características de los yacimientos y optimizando el numero de pozos.
FACTORES DE RECOBRO
GEOMETRIA DEL YACIMIENTO
Determinar su geometría, pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos.
Si existe una estructura apropiada y la saturación del petróleo justifica un proceso de inyección de agua, la adaptación de una invasión periférica puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una inyección en un patrón de línea directa.
La existencia de problemas estructurales como fallas o presencia de lutitas o cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad, un yacimiento altamente fallado hace poco atractivo cualquier programa de inyección.
FACTORES DE RECOBRO
LITOLOGIA
La porosidad, permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afecta la invasión de agua.
La presencia de mineral arcilloso en algunas arenas petrolíferas pueden taponar los poros por hinchamiento al inyectar agua: montmorillonita.
También afecta esta reducción de permeabilidad, la salinidad del agua inyectada, generalmente se sustituye el agua fresca por salmueras por propósitos de invasión.
FACTORES DE RECOBRO
PROFUNDIDAD DEL RESERVORIO
Si es demasiado grande para permitir reperforar económicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores no se pueden esperar altos recobros.
En yacimientos profundos las saturaciones de petróleo después de las operaciones primarias son mas bajas que yacimientos someros.
Grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espaciamiento mas amplio.
Se debe tener en cuenta la información referente a la presión de fractura ya que ella fijara un limite de la presión de inyección.
FACTORES DE RECOBRO
POROSIDAD
Función directa de la porosidad ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado
PERMEABILIDAD.
- Controla la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección para una determinada presión en la cara de la arena. Se debe conocer: máxima presión de inyección tomando en cuenta la profundidad del yacimiento y la relación entre los datos de presión y permeabilidad que permite determinar los pozos adicionales que deben perforarse para cumplir con el programa de invasión
FACTORES DE RECOBRO
SATURACIONES DE LOS FLUIDOS
Cuando mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión mayor será la eficiencia de recobro.
PROPIEDADES FLUIDOS
Viscosidad
Razón de la movilidad
FUERZAS CAPILARES
TENSION SUPERFICIAL Cuando dos fases miscibles coexisten en un medio poroso, la
energía de superficie relacionada con las interfaces de los fluidos influye en su saturación, distribuciones y desplazamiento.
El agua y el petróleo coexisten en un yacimiento HUMECTABILIDAD Mojabilidad, es una propiedad importante debido a que afecta el
comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas del yacimiento y se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie solida en presencia de otra segunda fase inmiscible
Así en yacimientos la superficie solida es la roca y los fluidos son el agua, petróleo y gas.
El ángulo de contacto es una medida de la mojabilidad.
FUERZAS CAPILARES
PRESION CAPILAR
Se define como la diferencia de presión a través de la interface que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca.
Pc= Po - Pw
FUERZAS VISCOSAS
- Las fuerzas viscosas se reflejan en la magnitud de la caída de presión que ocurre como resultado del flujo de un fluido a través de un medio poroso.
MOJABILIDAD
La mojabilidad afecta la distribución de los fluidos dentro de una roca y consecuentemente tienen un efecto muy importante sobre los datos de la permeabilidad relativa.
INHIBICION, DRENAJE
Drenaje se refiere al flujo que resulta en una reducción de la saturación de la fase que moja la roca.
Inhibición se refiere al flujo que resulta en un incremento de la saturación del fluido que moja. Por ejemplo la inyección de agua en una roca de mojabilidad preferentemente al agua es un proceso de inhibición. Pero la inyección de agua en una roca con mojabilidad preferentemente al petróleo en un proceso de drenaje
MOVILIDADES
MOVILIDAD Es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento. Se calcula como la relación entre la
permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad del mismo.
RAZON DE MOVILIDAD Se define como la movilidad de la fase desplazante: agua o gas, dividida por la movilidad del fluido
desplazado: petróleo.
Si M < 1, la razón de movilidad es favorable y si M > 1, la razón de movilidad es desfavorable. Una relación de movilidad de 1 indica que el petróleo y el agua se mueven a la misma velocidad. Cuando
la relación de movilidades es menor a 1, el agua se mueve mas lento que el petróleo, dando lugar a una alta eficiencia de desplazamiento . Por el contrario cuando la relación de movilidades es mayor a 1 el agua avanza mas rápido.
OTRAS PROPIEDADES
SATURACION AGUA CONNATA
Es la saturación de agua inicial en cualquier punto en el reservorio. 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.
PERMEABILIDAD
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. 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
