Tipos de permeabilidad - I

Existen tres tipos de permeabilidad: 1. Absoluta o específica: es la conductividad de una roca o material poroso cuando está saturado completamente por un solo fluido. 2. Efectiva: es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están presentes y también se mide en darcy. Cuando dos o más fa- ses están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, como por ejemplo en un proceso de desplazamiento, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la satu- ración de la fase. 3. Relativa: es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base. Se pueden utilizar tres bases diferentes, dependiendo del uso de los cálculos:

Ley de Darcy para flujo lineal - II

sustituyendo las ecuaciones 3.26 y 3.27 en la ecuación 3.24, resulta la ley de Darcy generalizada para flujo lineal:

Ley de Darcy para flujo lineal - I

La característica de permeabilidad de un medio poroso es el resultado del descu- brimiento empírico realizado por el francés Henry Darcy en 1856. De acuerdo con la ley de Darcy, la velocidad de avan- ce de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcio- nal a la permeabilidad y al gra- diente de presión, e inversa- mente proporcional a la visco- sidad del fluido. Para el siste- ma que se presenta en la Figu- ra 3.16, la ley de Darcy en su forma más simple, puede es- cribirse:

Permeabilidad, k

La permeabilidad de una roca yacimiento se define como su conductividad a los fluidos o la facultad que posee para permitir que éstos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si sus poros no están interconectados, no existe permeabilidad; por consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva. Los factores que afectan la permeabilidad son los mismos que afectan la porosidad efectiva, es decir la presión de sobrecarga; 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. La unidad de permeabilidad es el darcy. Se dice que una roca tiene la permeabilidad de un darcy cuando un fluido con una viscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por segundo bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro. La Figura 3.15 muestra un medio poroso cuya permeabilidad es un darcy.

Saturación de agua connata, S,

Es la saturación existente en el yacimiento al momento del descubrimiento. 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. Como se observa en la Figura 3.14, la Stir se localiza en los sitios de contacto entre los granos en las rocas preferencialmente mojadas por agua, y en forma de burbujas rodeadas de petróleo o gas en rocas preferencialmente mojadas por petróleo. La SUY se correlaciona con k, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata. Generalmente, en rocas mojadas preferencialmente con agua, Sw varía entre

Distribución de fluidos en el yacimiento

Antes de 1950, la idea convencional de la distribución de los fluidos en un medio poroso consistía en suponer la fase mojante fluyendo cercana a la roca y la fase no mo- jante fluyendo dentro de la fase mojante, pero sin entrar en contacto con la roca3. En otras palabras, se presumía que las dos fases, mojante y no mojante, fluyen simultánea- mente en un mismo canal de flujo o abertura porosa. Aunque esta idea condujo a mu- chos de los desarrollos sobre permeabilidades relativas, fue considerada errónea a par- tir de 1950, cuando con base en observaciones microscópicas se estableció la teoría de los canales de flujo2-,M3. Esta teoría considera que cada fluido que satura una roca se mueve a través de su propia red de canales de flujo interconectados: el agua se moverá en una red de cana- les y el petróleo en otra red diferente, como se observa a continuación en la Figu- ra 3.13. Los canales varían en diámetro y están limitados por interfases líquido-líquido o por interfases sólido-líquido. Con un cambio en saturación, la geometría de los canales

de flujo se altera: cuando se aumenta la saturación del fluido no mojante, el número de canales de flujo de petróleo aumenta y el correspondiente al agua disminuye. La distribución de los fluidos en un yacimiento no depende solamente de la satu- ración de cada fase, sino que también depende de la dirección del cambio de satura- ción. Así tenemos que la inyección de agua en un yacimiento preferencialmente moja- do por agua es un proceso de imbibición, mientras que la inyección de agua en un yaci- miento humectado preferencialmente por petróleo es un proceso de drenaje. En conclusión, a la distribución de los fluidos le afecta, principalmente, la humec- tabilidad preferencial y la historia del cambio de saturación.

Fuerzas viscosas - II

Las fuerzas viscosas también pueden expresarse en términos de la ley de Darcy, y en este caso:

Fuerzas viscosas - I

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. Una de las aproximaciones más simples utilizada para calcular dichas fuerzas considera que el medio poroso está formado por un conjunto de tubos capilares paralelos. Con esta suposición, la caída de presión para flujo laminar a través de un solo tubo vendrá dada por la ley de Poiseuille:

Función J de Leverett - II

Para utilizar las ecuaciones 3.15 y 3.19 se requieren datos de tensión interfacial y del ángulo de contacto. En la ausencia de éstos, se puede utilizar la siguiente información:

El procedimiento para convertir los datos de presión capilar del laboratorio y rela- cionarlos con la profundidad de una determinada saturación en el yacimiento es como sigue: 

1. Calcular J para cada punto de presión capilar. 

2. Construir el gráfico de J en función de Su, 

3. Con las propiedades de las rocas y de los fluidos calcular la constante de la ecuación 3.18. 

4. Extrapolar la curva J hasta una saturación del 100% y leer el valor de J. 

5. Calcu lar hl(X) usando la ecuación 3.19. En esta ecuación h = 0, para Su¡ = 100%. 

6. Para los valores seleccionados de J y los correspondientes Sw calcular h a par- tir de la ecuación 3.19. 

7. Construir el gráfico de h versus SUI. Las Figuras 3.11 y 3.12 presentan un ejemplo del gráfico de J en función de Sw y de la relación de profundidad y saturación, respectivamente.

Función J de Leverett - I

Los datos de presión capilar se usan para determinar la saturación promedio de agua connata o la relación altura-saturación para un yacimiento. Los datos de presión capilar se pueden correlacionar por medio de la función J de Leverett:

donde: Pc es la presión capilar en ipc; o, la tensión interfacial; 9r, el ángulo de contacto; k, la permeabilidad y la porosidad. La presión capilar en el yacimiento se calcula mediante:

donde: h es la altura por encima del contacto agua-petróleo a una saturación del 100 por ciento; hm, la altura de la elevación en el capilar por encima de la presión capilar 0; p„, y p0, las densidades del agua y del petróleo, respectivamente en g/cm3 y 0,433 , un factor de conversión que corresponde al gradiente de agua en lpc/pie. Para aplicar la ecuación 3.16 se deben relacionar las condiciones de laboratorio con las condiciones de yacimiento. Si se supone que el comportamiento capilar de las muestras del núcleo son representativas del comportamiento del yacimiento, se puede escribir, de acuerdo con la ecuación 3.15, lo siguiente:

Características de una curva de presión capilar

La Figura 3.9 muestra las características típicas de una curva de presión capilar. Se observa que: 1. Se requiere cierta presión capilar denominada presión de umbral o presión mínima de desplazamiento, para que la fase mojante sea des- plazada por la fase no mo- jante.
2. La pendiente de la curva du- rante el drenaje es una bue- na medida cualitativa del rango de distribución del ta- maño de los poros: a mayor horizontalidad de la curva de Pc, mayor uniformidad del tamaño de los poros. La saturación de la fase mo- jante a la cual la Pc aumenta sin cambios de saturación, se denomina satura- ción irreducible de la fase mojante.
4. Las curvas de presión capilar muestran el fenómeno de histéresis, es decir, de- penden de la historia del proceso de saturación. Los términos imbibición y dre- naje se aplican en la dirección del cam- bio de saturación: el primero se refiere al proceso que origina un aumento de saturación de la fase mojante y el se- gundo, al que ocasiona una disminu- ción de saturación de la fase mojante. Para una roca permeable la rela- ción entre presión capilar y saturación también depende del tamaño y distribu- ción de los poros. La Figura 3.10, mues- tra esta relación: La curva C es para una roca de baja permeabilidad que mues- tra una alta presión de desplazamiento 0 50 100 inicial

Presión capilar, Pc - II

Los resultados indican que existe una diferencia de presión a través de la interfase, la cual se designa presión capilar, Pc. Nótese que la mayor presión se produce en la fase no mojante.

Así, la presión capilar se relaciona con la tensión interfacial fluido-fluido, con la humectabilidad de los fluidos (a través de 9f) y con el tamaño del capilar, r. Puede ser positiva o negativa; el signo sólo expresa en cuál fase la presión es más baja, la cual será siempre la fase que humecta el capilar. Nótese que Pc varía inversamente con el radio del capilar y se incrementa a medida que aumenta la afinidad de la fase humec- tante por el medio poroso. El ejemplo de un tubo capilar es una aproximación ideal al fenómeno de capilari- dad que realmente ocurre en el medio poroso. Una aproximación más real fue pro- puesta por Plateau6, al considerar un sistema no consolidado formado por esferas con magnitudes similares a las encontradas en el medio poroso. Para este sistema la expre- sión de la presión capilar es:

donde: R} y R.¿ son los radios de curva- tura medidos en planos perpendicula- res, en cm, según la Figura 3.8. La ecuación 3.14 se conoce como Ecua- ción de Laplace y muestra una relación general si los radios de curvatura son to- mados como los radios principales de curvatura de la interfase fluido/fluido en el punto donde se determina la presión capilar. En un capilar simple, 1 //?, =1 / R.¿ y están dados por el radio del capilar dividido por el coseno del ángulo de contacto, r/ eos 9,. Los valo- res de /?, y R¿ se relacionan con la satu- ración de la fase mojante dentro del me- dio poroso. Por lo tanto, la presión capi- lar depende de la saturación del fluido que humecta el medio poroso, aunque la exacta dependencia de este paráme- tro no es fácil de determinar debido a que la variación de Rl y R2 con satura- ción es bastante compleja.

Presión capilar, Pc - I

Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca. Si se toma positi- va entonces es la presión de la fase no mojante menos la presión de la fase mojante, es decir:

El concepto de presión capilar también se ilustra en la Figura 3.7, en la cual se observa que al introducir un tubo capilar de vidrio dentro de un reci- piente lleno de agua, ésta sube dentro del capilar. El fluido encima del agua es petróleo, y debido a que el agua hu- mecta preferencialmente las paredes del capilar, existe una elevación capi- lar. En consecuencia, se pueden identi- ficar dos presiones: p0> la presión de la fase petróleo en un punto justamente encima de la interfase agua-petróleo, y pu¡, la presión de la fase agua justamen- te debajo de la interfase. Un balance de fuerzas es:

Humectabilidad - II

Tal como se observa en la Figura 3.6, el ángulo de contacto se usa como una medida cualitativa de la humectabilidad, de la siguiente manera: Si A, es positiva, indica que el líquido más denso (agua) moja preferencialmente la superficie sólida y 6f < 90°. Además, oM15 < a^. Si A, es negativa, indica que el líquido menos denso moja preferencialmente la superficie sólida y 0f > 90°. Además, < De lo anterior puede inferirse que el ángulo de contacto además de ser una medida de la humectabilidad de una superficie sólida, también muestra el efecto de histéresis en el cual el ángulo depende de si la interfase aumenta o disminuye. En síntesis, la humectabilidad es también una función de la fase inicialmente presente en la roca. Una indicación cuantitativa de la humectabilidad puede obtenerse por medio de diferentes métodos, entre los cuales los descritos por Bobek y col.'1 y Amott5 son de los más confiables y se basan en el desplazamiento espontáneo de una fase débilmente mojante o no mojante de un medio poroso por imbibición de una fase humectante. Un experimento muy simpie para determinar la humectabilidad del agua consiste en colocar una gota de agua sobre una muestra de roca seca. 

De acuerdo con la velocidad con que sea succionada el agua, rápidamente, o poco a poco, se considerará, respectivamente, que la roca es humectada por agua fuertemente o débilmente. Si la gota permanece como un cuerpo, se dirá que la muestra es humectada por petróleo. Para medir cuantitativamente la humectabilidad, se relaciona la pendiente del gráfico de volumen de la fase no mojante desplazada versus tiempo. Aunque la humectabilidad de una roca en un yacimiento de petróleo es muy difícil de determinar, con base en experimentos cuidadosamente controlados se puede decir que los yacimientos pueden ser humectados por agua y por petróleo. Afortunadamente la mayoría de los yacimientos son preferencialmente humectados por agua. Factores que pueden ser afectados por la humectabilidad: 

• La localización y la saturación de agua irreducible 

• La distribución de los fluidos en el yacimiento, esto es, la localización del petró- leo y del agua en el espacio poroso 

• El valor y la localización del petróleo residual 

• El mecanismo de desplazamiento.

Humectabilidad - I

La humectabilidad o mojabilidad es una propiedad importante debido a que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento2-3, y se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie sólida en presencia de otra segunda fase inmiscible. Así, en el caso de yacimientos, la superficie sólida es la roca y los fluidos son: agua, petróleo y gas. Una medida de la humectabilidad es el ángulo de contacto, 9f, el cual se relaciona con las energías de superficie, por medio de la siguiente ecuación:

La ecuación 3.5 representa el balance de fuerzas que actúa en el punto de contacto de los dos fluidos con la superficie sólida, lo cual gene- ra una tensión de adhesión, An tal como se muestra en la Figura 3.5. En general, ow y aJ<ÍS no se pue- den medir directamente, sin embar- go a^ y 9f pueden determinarse in- dependientemente en el laboratorio.

Propiedades de las rocas y de los fluidos - III

El término tensión superficial se utiliza usualmente para el caso específico donde la superficie de contacto es entre un líquido y su vapor o aire; así, por ejemplo, la ten- sión superficial del agua en contacto con su vapor y a la temperatura ambiente, es de 73 dinas/cm. Si la superficie es entre dos líquidos inmiscibles, se usa la expresión tensión interfacial (TIF); así, la TIF entre el agua y los hidrocarburos puros varia entre 30 y 50 dinas/cm, mientras que en las mezclas de hidrocarburos será menor, dependiendo de la naturaleza y complejidad del líquido. Ambas tensiones varían fuerte- mente según la temperatura. Una de las formas más simples para medir la tensión de superficie de un líquido es usando un tubo capilar, tal como se muestra en la Figura 3.4. Cuando un tubo capilar de radio r se coloca en un recipiente con agua, ésta se elevará en el capilar a una cierta altura h, como resultado de las diferentes fuerzas que actúan a través de la curvatura del menisco. En condiciones estáticas, la fuerza que genera la tensión superficial se balanceará con ia fuerza de gravedad que actúa sobre la columna de fluido, es decir:

donde res el radio del capilar, cm; h, la elevación del agua dentro del capilar, cm; pu,, la densidad del agua, g/cm3; p„, la densidad del aire, g/cm3;g, la constante gravitacional, 980 crn/seg2 y 9f, el ángulo de contacto entre el agua y el tubo capilar. Resolviendo esta ecuación para obtener una expresión de la tensión, resulta:

Así, si se puede medir el ángulo 0t (a través del líquido) y la altura de la columna de fluido para un determinado radio de capilar, entonces se puede determinar la tensión de superficie.

Propiedades de las rocas y de los fluidos - II

Una superficie libre de un líqui- do se ilustra en la Figura 3.2, donde A, B y C representan moléculas del lí- quido. Las moléculas como A, que se encuentran en la parte más baja de la superficie, en promedio, son atraí- das igualmente en todas direcciones por las fuerzas de cohesión y su mo- vimiento no tiende a ser afectado por ellas. En cambio, las moléculas B y C, que se encuentran en la interfase agua-aire, o cerca de ella, si lo están: una fuerza tiende a bajar las moléculas y a que se mantengan dentro del líquido, mien- tras que la superficie actúa como una membrana tensa que tiende a reducirse lo más posible. Esta fuerza de tensión se cuantifica en términos de tensión de superficie, a, y es la fuerza que actúa en el plano de la superficie por unidad de longitud. Esta tensión de su- perficie se puede visualizar en la Figura 3.3, donde una fuerza normal F se aplica a la superficie líquida de longitud L. Liquido Figura 3.2. Posición de las moléculas con respecto a una superficie libre de un líquido (se- gún Green y Willhite1).

Esta fuerza de tensión se cuantifica en términos de tensión de superficie, a, y es la fuerza que actúa en el plano de la superficie por unidad de longitud. Esta tensión de superficie se puede visualizar en la Figura 3.3, donde una fuerza normal F se aplica a la superficie líquida de longitud L. Aire La fuerza por unidad de longitud, F/L, requerida para crear un área superficial adicional es la tensión superficial, la cual se expresa usualmente en dinas/cm y se relaciona con el trabajo requerido para formar la nueva área de superficie. Si se supone que la fuerza F en la Figura 3.3 se mueve una distancia dx, se crea una nueva superficie en la cantidad Ldx. El trabajo realizado se expresa por:

donde: Fes la fuerza aplicada a la superficie, dinas; ¿, la longitud sobre la cual se aplica esta fuerza, crn; a, la tensión interfacial, F í L, dinas/cm; y dA, la nueva área superficial, Ldx, cm2. Así, el trabajo realizado para crear la nueva área superficial es proporcional a a. Por lo tanto, odA, también representa un término de energía de superficie.

Propiedades de las rocas y de los fluidos - I

Un requisito para entender el comportamiento del desplazamiento inmiscible de un fluido por otro es conocer las propiedades de las rocas yacimiento, en especial, las relativas al flujo de dos o más fases. 

1. Fuerzas capilares 

1.1. Tensión superficial e interfacial 

Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energia de su- perficie relacionada con las interfases de los fluidos influye en su saturación, distri- bución y desplazamiento. Como se muestra en la Figura 3.1, el agua y el petróleo coexisten en el yacimiento a pesar de que éste no haya sido invadido con agua. Aun en el caso de que el agua sea inmóvil, las fuerzas interfaciales pueden tener influen- cia en los procesos de flujo subsiguientes. Si el yacimiento ha sido invadido con agua o tiene la influencia de un acuífero, las saturaciones de agua serán altas y la fase agua será móvil1.

Referencias bibliográficas

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Aplicaciones en Venezuela - IV

Desde el inicio de su desarrollo en 1958 hasta 1963, el yacimiento produjo por agotamiento natural una tasa inicial de 66 MBNPD limpios. Para 1963 se inicia un pro- yecto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua en la parte baja de la estructura, la cual fue reforzada en 1968 con la inyección de gas en el tope de la misma. La máxima producción alcanzada fue de 77 MBPPD. La producción acumulada de flui- dos hasta diciembre de 2000 es 560 MMBN de petróleo, 1.033,4 MMMPC de gas y 99,7 MMBN de agua. Actualmente produce a razón de 13 MBNPD con un corte de agua de 50%. En cuanto al comportamiento de la inyección, se inició con 25 MBAPD y posterior- mente fue reforzada con 75 MMPCD de gas. 

Debido al déficit en la disponibilidad del gas se Ita ido sustituyendo la inyección de gas por la de agua. La inyección acumulada hasta diciembre del 2000 es 433,6 MMBA y 429,2 MMMPCG; y la Inyección promedio, de 78 MBPD de agua y 2,5 MMPCD de gas. Actualmente se está llevando a cabo un programa de rcingcnicría, el cual tiene como objetivo la reorientación de la inyección por región y por subunidad. Para ello se está realizando un diagnóstico de la situación y un pronóstico del comportamiento, mediante la revisión del vaciamiento y de la eficiencia volumétrica de reemplazo. 

Es importante destacar que la producción actual del yacimiento está asociada al proyecto de recuperación secundaria, debido a que por declinación natural el mismo hubiese alcanzado ya su límite económico. Hasta la fecha se han logrado recuperar 560 MM de barriles de petróleo, de los cuales 102 MM se asocian al proyecto de recuperación se- cundaria. Paralelamente, desde el año 2000, está en progreso un proyecto piloto: el Labora- torio Integral de Campo (LIC), con el objetivo de evaluar el proceso de inyección alter- nada de agua y gas (WAG: del inglés Water Altemating Gas), como método de recupe- ración mejorada, con el cual se espera mejorar el factor de recobro. 

El arreglo tiene for- ma hexagonal y está conformado por 5 pozos productores, un pozo observador y un In- yector doble. Debido al grado de complejidad estructural y a las heterogeneidades estratigráfi- cas del yacimiento C-2, se ha generado un avance irregular de los frentes de inyección de gas y agua que conlleva la formación de regiones y subunidades con diferentes nive- les de presión. Así, se tienen subunidades con presiones que se encuentran entre 2.700 y 3.500 Ipc, variando entre una y otra unos 100 a 300 Ipc; y otras, con presiones entre 1.800 a 2.500 Ipc, prácticamente uniformes en todas ellas. En abril de 2001, la presión promedio del yacimiento fue de 2.700 Ipc.

Aplicaciones en Venezuela - III

2. Inyección alternada de agua y gas en el yacimiento C-2, VLE 305 

EJ yacimiento C-2.VLE-305 ubicado en el centro del lago de Maracaibo, está con- formado por las parcelas pertenecientes al Bloque V del Campo Lamar. Fue descubier- to en noviembre de 1958 con la perforación del pozo LPG-1403; posteriormente fue perforado el pozo VLE-305, comprobándose que ambos pozos pertenecían al mismo yacimiento, con una presión inicial de 5.500 Ipc al datum (12.600 pies). Este yacimiento de hidrocarburos es el más grande e importante del Bloque V/LAMAR, con un POES de 1.527,4 MMBN. Contiene un crudo de 31 "API, inicialmente subsaturado, 2.500 Ipca por encima de la presión de burbujeo. La estructura está constituida por dos sistemas de fallas, uno Norte-Sur que forma parte del sistema de fallas Lama-lcotea y otro de dirección No- roeste-Sureste. El área está dividida en bloques, en los cuales se observan pliegues cónicos (anticlinales y sinclinales). El nuevo modelo, basado en interpretación de la sís- mica 3D, introduce cambios al modelo anterior especialmente hacia la zona central. El yacimiento C-2 se ha subdividido en cuatro subunidades (C-20, C-21, C-22 y C-23), las cuales están constituidas por una secuencia de areniscas con intercalaciones de lutitas.

Aplicaciones en Venezuela - II

Casos de campo en Venezuela 

Venezuela como país petrolero tiene un larga historia de aplicaciones de inyección de agua y de gas, sólo por referencia se mencionan algunos de los casos más rele- vantes: 

1. Inyección de agua y gas en el yacimiento BACH-02 en el lago de Maracaibo □ yacimiento BACH-02 posee un espesor neto de arena 235 pies, volumen de roca 5.768.418 acres-píes, porosidad 29,9%, saturación de petróleo inicial 75,5%, factor de merma 0,93 y permeabilidad 1.650 md, área productiva 22.673 acres, crudo de 15 °API, POES 9.079 MMBN, factor de recobro final 29,5%, siendo 20,3% primario y 9,2% secunda- rio, con reservas totales de 2.678 MMBNP de las cuales las primarias son 1.842 MMBNP, 836 MMBN secundarias y las reservas remanentes son 1.041 MMBNP. 

La presión inicial del yacimiento fue 2.215 Ipca a 4.000 pies y se han utilizado como métodos de produc- ción el levantamiento artificial por gas (LAG) y el bombeo electrosumergible (BES). Los mecanismos de producción del yacimiento son: empuje por gas en solución, compactación y empuje hidráulico. El yacimiento ha sido sometido a inyección de agua y gas, así como a inyección alternada de vapor usando pozos verticales, horizon- tales e inclinados. Se han completado 1.162 pozos en el yacimiento de los cuales 539 permanecen activos con una producción a finales del año 2000 de 71,9 MBPD y una re- lación agua-petróleo del 42,2%. 

El yacimiento ha producido 1.649 MMBNP y 994 MMMPCN de gas. La inyección de agua por flancos se inició en julio 1967 con el objetivo de mante- ner la presión, con una presión inicial de 1.200 Ipca y una presión actual de 900 Ipca. La inyección de gas en la cresta de la estructura se inició en junio 1968, utilizándose 277 MMMPCN de gas con una presión inicial de 1.200 Ipca, pero fue suspendida por falta de disponibilidad de gas. En este yacimiento también se ha aplicado inyección alternada de vapor para es- timular alrededor de 200 pozos horizontales, verticales e inclinados, con éxitos varia- bles. Actualmente se ha iniciado un estudio de simulación numérica para determinar los mejores planes de explotación donde se evaluará la inyección de agua incluyendo el uso de arreglos. Esta experiencia de inyección de agua, gas y vapor en un yacimiento grande con petróleo relativamente pesado, ha sido excelente y por tanto merece citar- se como ejemplo.

Aplicaciones en Venezuela - I

A continuación se reseñan algunas experiencias de la Inyección de agua y gas en Venezuela. 

Inyección de gas

La inyección de gas comenzó en oriente en 1947, con la planta de Guara y en 1948 en el Campo Oficina. En el lago de Maracaibo se inició en 1954, en el yacimiento B-6-X-10 del Eoceno. La Shell utilizó este método en los artos sesenta y para 1967 se in- yectaban 748 MMPCND de gas El propósito inicial de estos proyectos fue la conservación del gas y posteriormen- te se implementaron con fines de mantenimiento de presión. Otros, particularmente en el oriente del país, se utilizaron para aumentar el recobro de líquidos en yacimientos de condensado mediante el reciclaje del gas producido. Estos proyectos se han aplica- do en yacimientos de alto buzamiento, donde contribuye en gran medida el mecanis- mo de segregación gravitacional, lo cual ha permitido factores de recobro mayores del 60%. Por ejemplo, todo el Norte de Monagas (Furrial, Carito, otros) requiere de altos vo- lúmenes de inyección de gas a alta presión (> 7.0UU Ipc) para mantener la presión, op- limar el recobro y evitar la depositación de asfáltenos. Como se observa en la Figura 2.14 para finales de 1999 se mantuvieron activos 92 proyectos de inyección de gas, con un porcentaje de recobro que varía entre 46 y 57%. En Venezuela quedan muy pocos yacimientos prospectivos para la inyección de gas, por lo que los esfuerzos se han dedicado a optimar los proyectos existentes me- diante la revisión de los estudios geológicos y de yacimientos. 

Inyección de agua 

La inyección de agua se inició en 1966, en el Campo Oficina, después de haber in- yectado gas; pero la mayoría de estos proyectos fueron suspendidos por presentar pro- blemas de canalizaciones. En el occidente, las experiencias se remontan al año 1959 cuando se inyectaban las aguas efluentes de los yacimientos del lago de Maracaibo con fines de manteni- miento de presión y de disponibilidad. En 1979 comenzó la inyección de agua median- te arreglos en la cuenca de Maracaibo. La Figura 2.14 también muestra que existen 79 proyectos activos de inyección de agua que contribuyen con un potencial aproximado de 1.000 MBP, equivalente a un 40% de la capacidad de producción del país.

Reservas y producción de petróleo en Venezuela - II

Reservas y producción de petróleo en Venezuela - I

En Venezuela, el petróleo original insitu de eondensados, livianos y medianos(C/lVM) se estima en 186 MMMBNP, de los cuales 127 se ubican en el occidente del país y 59 en el oriente. Como se observa en la Figura 2.13, existe un potencial remanente del 62% de dicho petróleo que no ha sido sometido a la inyección de agua y de gas, lo cual representa una excelente oportunidad para la aplica ción de estos procesos. 

En la Figura 2.14 se observa que en Venezuela existen 66 proyectos de inyección de agua por flanco, con un recobro final que varía entre 35 y 40%; 13 proyectos de inyección de agua por arreglos, con un recobro final promedio del 29%; y 10 proyectos combinados de agua y gas, con un porcentaje de recobro final promedio del 41%. 

Las reservas recuperables de petróleo para diciembre de 1999, por medio de métodos convencionales se estiman en 23,7 MMMBNP de las cuales, el 37% corresponden a las reservas secundarias (Figu- ra 2.15). La producción asociada es de 2,4 MMBPD, de la cual 22% corres- ponden a la inyección de agua, 15% a la inyección de gas y 25% a la inyec- ción combinada de agua y gas.

Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas - II

Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas - I

Las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento tienen efectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de inyección en un yacimiento. Dentro de éstos, la viscosidad del petróleo y las permeabilidades relativas de la roca yacimiento a los (luidos desplazante y desplazado son los de mayor importancia, ya que ambos factores afectan la razón de movilidad. En la ley de Darcy existe un factor de proporcionalidad que relaciona la velocidad de un fluido con el gradiente de presión. Este factor de proporciorialidad, denominado movilidad del fluido, se obtiene dividiendo la permeabilidad al fluido por su viscosidad y depende, también, de la saturación. Por ejemplo, la movilidad del petróleo es ka / n„, la del agua es kw / y la del gas es ks / n g. La razón de movilidad M es la relación entre la movilidad de la fase desplazante y la de la fase desplazada. Mientras mayor sea Af, menor será el recobro en el momento de alcanzarse la ruptura; en consecuencia, mayor será la cantidad de agua producida para recuperar la misma cantidad de petróleo. 

Como se verá más adelante, esto se debe a dos efectos: 

• Pequeñas áreas barridas a la ruptura 

• Influencia del grado de estratificación

En un proceso de desplazamiento la razón de movilidad relaciona la movilidad del fluido desplazante, en la porción del yacimiento que ha contactado, con la movili- dad del petróleo en la zona de petróleo. En el caso de un desplazamiento con gas, la ra- zón de movilidad puede variar desde cero, en períodos donde la saturación de gas es muy baja, hasta valores aproximados a infinito durante períodos de altas saturaciones; en todo caso, valores mayores de uno indican que el gas será el fluido más móvil. 

En ya- cimientos heterogéneos, las características de las permeabilidades relativas varían areal y verticalmente. Como resultado, el fluido desplazante no formará un frente uni- forme a medida que avanza la inyección y tenderá a canalizarse hacia los estratos o áreas que tengan mayor razón de movilidad, como se muestra en la Figura 2.12. A me- dida que el desplazamiento progresa, la razón de movilidad sigue aumentando en las partes del yacimiento previamente contactadas por el fluido desplazante.

Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos - II

Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos - I

La Figura 2.11 muestra la distribución inicial de los fluidos en un yacimiento de petróleo que se encuentra en equilibrio15. Este parámetro es muy importante en la de- terminación de la factibilidad de un proyecto de inyección de agua.
En efecto, cuanto mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión, ma- yor será la eficiencia de reco- bro y, si éste es elevado, el pe- tróleo sobrepasado por el agua será menor y el retomo de la inversión por lo general, será mayor. Igualmente, la sa- turación de petróleo residual que queda después de la in- vasión, está relacionada con la adaptabilidad del proceso, y mientras más se pueda reducir este valor, mayor será el recobro final y mayores las ganancias. Por esa razón la mayoría de los nuevos métodos de desplazamiento de petróleo tienen como objetivo lograr reducir la saturación de pe- tróleo residual detrás del frente de invasión.

También es de gran interés conocer la saturación inicial de agua connata, esen- cialmente para determinar la saturación de petróleo inicial: bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de petróleo que quedan en el yacimiento después de las operaciones primarias. Leverett y Lewis20 y otros autores21'22 han mostrado experi- mentalmente que el recobro de petróleo, como un fracción del volumen poroso, me- diante empuje por gas en solución es independiente de la saturación de agua connata.