Inyección de agua

Se descubrió accidentalmente por medio de acuíferos. Lo primero que se hizo fue la invasión circular donde se comenzaba en un campo con un pozo inyector, luego de que este desplazara el crudo a los pozos productores vecinos y ya estos vecinos empezaban a producir solo agua pues estos se convertían en inyectores y así. Al principio se pensaba que solo servía para mantener la presión pero después se notó que aumentaba la producción, y este tuvo una acogida lenta porque no entendían el fenómeno y porque a la misma vez se descubrió la inyección de gas entonces había competitividad.

La invasión circular luego cambio por una alternancia de filas de productores e inyectores y cambio y cambio y ya se expandió en todo el mundo y hoy en día es el mecanismo más usado de recuperación secundaria.

Clasificación según la posición de pozos inyectores y productores

Inyección periférica o externa (tradicional): inyectar agua fuera de la zona del petróleo, se inyecta agua en el acuífero contacto agua-petróleo, se puede usar sin una buena descripción del pozo.

Ventajas: se utilizan pocos pozos, disminuye inversión porque se pueden usar pozos productores viejos como inyectores, recobro alto con mínima producción de agua

Desventaja: porción del agua inyectada no desplaza, no se puede hacer un seguimiento total del frente de invasión, en algunos yacimientos no se puede mantener la presión en la parte central, proceso de invasión y desplazamiento lento.

Inyección en arreglos o dispersa (inyección de agua interna): se inyecta el agua en la zona de petróleo que forman un arreglo geométrico y desplaza el petroleó a los pozos productores.

Características: el arreglo depende de la geología, de las propiedades petrofísicas y del número y posición de pozos existentes, se usa en yacimiento de pozo buzamiento y una gran área, se distribuyen uniformemente pozos productores e inyectores.

Ventajas: invasión rápida en yacimientos homogéneos, bajo buzamientos, baja K, alta densidad; rápida respuesta del yacimiento; elevadas eficiencias de barrido real; permite buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo, disminuye efecto negativo de las heterogeneidades, rápida respuesta de presiones.

Desventajas: mayor inversión por el número de pozos, más riesgosa, mayor seguimiento y control.

Inyección de gas

Primer método sugerido para la recuperación secundaria, son muchos factores que influyen, ferrer dijo que los más importantes son: temperatura y presión, continuidad de la arena, propiedades de los fluidos y de la roca, tipo de empuje, geometría del yacimiento, relieve estructural.

Como el gas es más liviano que el petróleo este forma una capa bien definida y cuando se produce se pueden mantener las tasas de producción. Además el gas disuelto en el petróleo disminuye y su viscosidad también. El gas se inyecta y se almacena y también se inyecta gas proveniente del mismo yacimiento o de otras fuentes.

Tipos de inyección de gas

Inyección de gas interna o dispersa: se inyecta en la zona de petróleo, se inyecta en yacimiento de gas en solución, sin capa de gas inicial, en yacimiento sin probabilidad de capa de gas secundaria.

Características: se aplica yacimiento delgados, homogéneos y de poco buzamiento; se quiere número elevado de pozos y con un buen arreglo para la buena distribución del gas; baja K efectiva del gas

Ventajas: posible orientar el gas a zonas apropiadas, cantidad de gas inyectado se puede optimizar mediante control de producción e inyección

Desventajas: eficiencia de barrido areal menor que en la externa, canales de gas formados por el flujo originan baja eficiencia de recobro, alto costos por la cantidad de pozos.

Inyección de gas externa: inyección de gas en la cresta, donde se encuentra la capa de gas, generalmente en yacimientos de segregación gravitacional.

Características: se usa en yacimientos de alto relieve estructural para que la capa de gas desplace el petróleo, se hace con altas permeabilidades verticales, los pozos de inyección deben de estar bien distribuidos para obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad y la cantidad de pozos depende de la inyectividad y de los puntos de inyección.

Ventajas: con respecto a la inyección interna la eficiencia de barrido areal es mayor, beneficios del drenaje gravitacional mayor, mayor factor de conformación

Desventaja: se requiere buena k vertical, necesario controlar la producción de gas libre, la intercalación de lutitas son inconvenientes

Factores que controlan la inyección de agua y gas

Geometría del yacimiento: La geometría, estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos. La estructura es principal para la segregación gravitacional en un yacimiento de alta K. es necesario el análisis de la geometría del yacimiento y de su comportamiento pasado para definir la presencia y la fuerza de un empuje de agua para ver si es necesario o no una inyección, también depende de si hay lutitas o esta fallado a cualquier barrera de permeabilidad, un yto fallado es atractivo para inyectar

Litología: la porosidad, K y contenido de arcillas son aspectos litológicos que afectan la invasión. Pruebas de laboratorio dicen que un yacimiento después de ser invadido por agua puede causar cambio en la saturación residual del petróleo y la humectabilidad de la arena. También se tienen

que tener en cuenta a la hora de inyectar el hinchamiento de las arcillas por el agua y el taponamiento y el bajón de la K. aunque eso también depende de la salinidad del fluido a inyectar por eso normalmente se hace con salmuera y no con agua fresca.

Profundidad del yacimiento: se debe considerar en la inyección de agua porque:

a) Si es demasiado grande el yacimiento entonces tenemos que tener en cuenta si es económicamente reperforable

b) Saturación residual mínima debido a grandes volúmenes de gas en solución y un gran factor de encogimiento, por lo tanto queda poco petróleo

c) Requieren mayores presiones y un espaciamiento amplio

La presión de inyección está limitada por la profundidad. Se ha determinado que existe una presión crítica y que es aproximada a la presión estática de la columna de roca superpuesta de la arena productora y cerca de 1lpc/pie y si la excedes ocasionaras que al penetrar el agua las aberturas a lo largo de las fracturas se expandan o de cualquier plano de fallas y esto ocasionara una canalización, por eso se trabaja con márgenes de seguridad y teniendo en cuenta la presión de fractura

Porosidad: la porosidad nos permite saber la cantidad de petróleo presente en una roca, una forma de saber este dato es un promedio aritmético de las medidas de porosidades de un núcleo. Normalmente se hace por laboratorio si hay núcleo o sino por registros eléctricos.

Permeabilidad: esta controla la tasa de inyección que se puede mantener en un pozo inyector, en la factibilidad de una inyección se debe saber: i) máxima presión de inyección ii) relación entre la tasa y espaciamiento. El grado de variación de permeabilidad de los estratos determina la cantidad de agua que es necesaria, entre menos heterogéneo sea esa propiedad más exitosa será la inyección. Esto influenciara en la invasión y en la factibilidad del proyecto y la continuidad de estratos también será muy importante.

Continuidad de las propiedades de la roca: como el flujo de fluidos es en dirección de los planos de estratificación, la estratificación es primordial. Los estratos y cualquier situación que tenga que ver con ellos su ubicación, fallas, fractura miento se debe tener en cuenta para el espaciamiento de pozos, en patrones de invasión, y el volumen del yacimiento afectado.

Magnitud y distribución de las saturaciones de fluidos: cuanto mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión mayor será el recobro, y cuanto menor sea la saturación residual de aceite (actualmente objetivo de muchos métodos) mayor será el recobro. Es importante saber la saturación de agua connata para saber la saturación de aceite inicial.

Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas: la viscosidad y la permeabilidad en la roca del yacimiento y del fluido desplazante y el desplazado son importantes ya que afectan la razón de movilidad. Entre mayor sea la movilidad menor será el recobro, quiere decir que se producirá más agua por la misma cantidad de petróleo. Y esto se debe a dos razones: i) pequeñas áreas de barrido ii) influencia de grado de estratificación.