miércoles, 30 de abril de 2014

Contenido de arcilla

La presencia de arcilla en los yacimientos constituye un factor crítico en la decisión de implementar un proyecto de inyección de agua, pues la inyectividad en estas formaciones petrolíferas se reduce por expansión y/o dispersión de las arcillas. Este problema no se presenta en la inyección de gas. Otros efectos son los siguientes: 
• Reducción de la permeabilidad por expansión 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.

martes, 29 de abril de 2014

Saturación de gas inicial

Estudios realizados por Land comprueban que la presencia de una saturación de gas inicial al inicio de una inyección de agua reduce la saturación de petróleo residual (£„.) y aumenta la eficiencia de desplazamiento (En), tal como se muestra en la Figura 8.9.
Este fenómeno se debe al gas atrapado en la zona invadida, lo cual ocurre por la imbibición de la fase mojante (agua) que deja las fases no mojantes (gas y petróleo) en forma discontinua en los canales porosos más grandes. De esta manera, el gas libre residual ocupa espacios porosos que de otra forma serían ocupados por petróleo residual, aunque el incremento del recobro sólo se observa en la fase subordinada. 
Los mayores beneficios en el recobro ocasionados por la presencia de una saturación de gas inicial, se obtienen en crudos con baja presión de burbujeo y alta gravedad API. El beneficio del gas atrapado sobre la eficiencia de desplazamiento se elimina por el incremento de presión durante la inyección de agua, que obliga al gas a entrar en solución en el petróleo.

lunes, 28 de abril de 2014

Petróleo del ático

Si el petróleo está localizado por encima de la última fila de pozos productores (ático) como se ilustra en la Figura 8.8, es mejor inyectar gas, ya que debido a las fuerzas gravitacionales éste se desplaza buzamiento arriba y forma una capa de gas secundaría que empuja buzamiento abajo el petróleo del ático, lográndose de esta manera su
recuperación. En cambio, como el agua es más pesada que el petróleo, no se puede desplazar buzamiento arriba de la última fila de pozos productores y, por tanto, no es capaz de recuperar petróleo del ático.

domingo, 27 de abril de 2014

Vaporización de hidrocarburos

Un fenómeno asociado con la inyección de gas, que no se presenta en la inyección de agua, es la vaporización de hidrocarburos. Ésta consiste en que una porción del petróleo en contacto con el gas inyectado se vaporiza y se desplaza hacia los pozos de producción en forma de gas. En crudos livianos, volátiles y en condensados, este fenómeno es muy importan te y se debe tener en cuenta en la predicción del comportamiento del yacimiento, ya que el gas producido al enfriarse rinde en superficie los líquidos vaporizados que originalmente formaban parte del petróleo líquido del yacimiento.

sábado, 26 de abril de 2014

Segregación gravitacional - II

Yacimientos inclinados Debido a la segregación gravitacional, es más eficiente el desplazamiento buza- miento abajo de petróleo por gas que el desplazamiento buzamiento arriba de petróleo por agua. 

Yacimientos humectados por petróleo 

En estos yacimientos, el petróleo ocupa los canales porosos más pequeños y moja la superficie de los granos, mientras que el agua ocupa los canales porosos más grandes, tal como se observa en la Figura 8.7. Por esta razón, la inyección de agua es menos efectiva que la de gas en la recuperación de yacimientos subsaturados y humectados por petróleo.

viernes, 25 de abril de 2014

Segregación gravitacional - I

En la Figura 8.6 se ilustra el efecto de esta variable en yacimientos horizontales e inclinados. En general, la segregación gravitacional es mayor en la inyección de gas que en la de agua debido a que la diferencia de densidad petróleo-gas (p„ - ps) es alrededor de cinco veces mayor que la de agua-petróleo (pu, -p0), lo cual, en algunos casos, beneficia la inyección de gas y en otros, la perjudica. Comúnmente, los mejores resultados de los proyectos de inyección de gas se han obtenido en yacimientos con buena segregación gravitacional. 

Yacimientos horizontales 

En estos yacimientos, cuando se inyecta y se produce por todo el espesor de la formación, el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical es mayor en la inyección de gas que en la de agua. Además, si son de gran espesor (> 100 pies), se puede formar una capa secundaria de gas que es muy eficiente en el desplazamiento de petróleo. Generalmente, para que ocurra segregación del gas se requiere que el yacimiento tenga una permeabilidad vertical mayor de 200 md.

jueves, 24 de abril de 2014

Presencia de capa de gas

En yacimientos horizontales, el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena, y el gas, el tope, lo que causa bajas eficiencias de barrido vertical debido a la segregación. Este problema es mayor en el caso de inyección de gas y se puede resolver parcialmente con la inyección y producción selectiva, mediante la perforación interespaciada.
En yacimientos con capa de gas se recomienda aprovechar la eficiencia del barrido de la capa, inyectando no sólo el gas producido sino también volúmenes adiciona- les provenientes de otros yacimientos. Además, el gas mantiene presiones elevadas que reducen el requerimiento del levantamiento artificial, ya que las altas RGP disminuyen el peso de la columna de petróleo3'5. No obstante, la presencia de una capa grande de gas es contraproducente en proyectos de inyección de agua, pues ésta última puede empujar petróleo hacia la capa de gas y reducir su recuperación.

miércoles, 23 de abril de 2014

Presencia de acuíferos

Cuando un yacimiento tiene un acuífero pequeño, de energía limitada, se recomienda aumentarla por medio de inyección de agua en los flancos. Pero si es grande, un proceso de inyección sería contraproducente para el yacimiento, puesto que la inyección interna limita la acción del acuífero y se corre el riesgo de obtener recobros muy poco atractivos. Por eso, antes de considerar un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua o gas, es necesario prever que la inyección no contrarreste los mecanismos naturales de recobro.

martes, 22 de abril de 2014

Restauración

El espacio ocupado por el gas en zonas no barridas por agua se resatura con petróleo durante la invasión, lo cual disminuye el banco de petróleo. Estas porciones no barridas pueden ser de baja permeabilidad o zonas sin drenaje adecuado. De acuerdo con Craig, las condiciones necesarias para que ocurra la resaturación y disminuya significativamente el recobro de petróleo son: 
1. Que exista una saturación de gas libre previa a la inyección de agua. 
2. Que el yacimiento sea heterogéneo. 
3. Que exista una porción grande del yacimiento sin drenaje detrás de la última fila de los pozos productores.

lunes, 21 de abril de 2014

Profundidad del yacimiento

En yacimientos profundos (> 10.000 pies) puede resultar más económica la inyección de agua que la de gas. Esto se debe a la menor presión de cabezal que se requiere al inyectar agua, por cuanto el peso de la columna de fluidos ayuda a alcanzar las altas presiones de fondo exigidas en los pozos inyectores. Así, en un pozo inyector de 10.000 pies de profundidad, una columna hidrostática de agua ejercería una presión del orden de 4.000 Ipc; en cambio, una similar de gas sólo ejercería una presión aproximada de 400 Ipc. Sin tener en cuenta las pérdidas irreversibles por fricción, la presión de cabezal requerida por el pozo inyector de agua sería alrededor de 3.600 Ipc, menor que en el caso de gas.

domingo, 20 de abril de 2014

Zonas de alta permeabilidad

La presencia de zonas o estratos de alta permeabilidad en un yacimiento es más desfavorable en proyectos de inyección de agua que de gas, ya que para recuperar el petróleo es necesario producir grandes cantidades de agua. En la inyección de gas, su arribo prematuro a los pozos productores no representa mayores problemas de operación; por el contrario, altas relaciones gas-petróleo ayudan al levantamiento del petróleo, aunque pueden producir un reciclaje de gas sin mayor beneficio para el proyecto y el consecuente desperdicio en capacidad de compresión.

sábado, 19 de abril de 2014

Saturación de agua connata

La inyección de agua en yacimientos con alta saturación de agua connata (>30%) rinde bajos recobros de petróleo. El agua inyectada tiende a fluir por los canales más pequeños donde está acumulada el agua connata, canalizándose rápidamente hacia los pozos de producción.

viernes, 18 de abril de 2014

Propiedades petrofísicas

En yacimientos con baja permeabilidad (< 100 md) y porosidad (< 15%) es preferible la inyección de gas, ya que la inyectividad del agua en estos yacimientos es baja. En yacimientos con alta permeabilidad (>100 md) y porosidad (> 15%) se puede inyectar agua sin dificultades.

jueves, 17 de abril de 2014

Eficiencia de desplazamiento

Para que un proyecto de recuperación mejorada de petróleo genere mejores resultados, es necesario que el fluido de inyección produzca una elevada eficiencia de desplazamiento, para lo cual se deben tener en cuenta los siguientes factores: la mojabilidad de la roca con respecto al fluido de inyección, la tensión interfacial fluido des- plazante/desplazado, las viscosidades de los fluidos, la transferencia de masa entre los fluidos y otros.

lunes, 14 de abril de 2014

Segregación gravitacional

Es conveniente seguir algunas recomendaciones para la inyección y producción selectiva que contrarrestan el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical. Las mismas se presentan en la Tabla 8.2

viernes, 11 de abril de 2014

Razón de movilidad

Una razón de movilidad desfavorable (Af > 1) produce: 

• Inestabilidad viscosa del frente de invasión 
• Pronta irrupción del fluido desplazante en los pozos de producción 
• Bajas eficiencias de barrido 
Para evitar la inestabilidad viscosa, se recomienda tener en cuenta los siguientes límites de viscosidad en proyectos de inyección:
 • Para agua: na < 50 a 60 cp 
• Para gas: \L0 < 20 a 30 cp Existen varios métodos para mejorar la razón de movilidad en proyectos de inyección de agua o gas. 

Los más usados en la práctica son: 

• Inyección de soluciones de polímeros
• Inyección de dióxido de carbono 
• Inyección de tapones alternados de agua y gas 
• Procesos térmicos

jueves, 10 de abril de 2014

Heterogeneidades del yacimiento

Posiblemente, la principal razón por la cual fallan muchos proyectos de inyección de fluidos es el desconocimiento de las heterogeneidades más comunes que se encuentran en los yacimientos: 

• Variación areal y vertical de la permeabilidad 
• Lenticularidad de las arenas 
• 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 pozo a pozo, pero sí realizar estimulación de los pozos productores. Si la heterogeneidad es limitada, se puede intentar la inyección selectiva en las arenas más continuas y de mejor desarrollo, y perforar pozos interespaciados.

miércoles, 9 de abril de 2014

Problemas que se presentan y posibles soluciones

Los problemas que se presentan durante la inyección de fluidos son muy diversos y seria prácticamente imposible un análisis exhaustivo. Además, como se ha referido, cada yacimiento y cada proyecto es particular, por lo cual requieren consideraciones y soluciones particulares. En general, los problemas y su posible solución están relacionados con algunos factores que se describen a continuación: 

Tasa de inyección En yacimientos horizontales, las altas tasas de inyección disminuyen el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical, pero pueden producir inestabilidad viscosa del frente que se manifiesta por una rápida canalización del fluido desplazante. En yacimientos inclinados y en los naturalmente fracturados es recomendable inyectar a tasas bajas por las siguientes razones: 
• Favorecen la segregación gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa del frente de invasión. 
• Favorecen la imbibición del agua en la matriz y su segregación gravitacional en las fracturas. Sin embargo, debe tenerse presente que las tasas bajas de inyección pueden afectar negativamente la economía de un proyecto porque retardan la recuperación de la inversión. 

Barrido del yacimiento En la selección del fluido para inyectar se debe considerar cuál de las opciones disponibles genera un mejor barrido del yacimiento. A tal efecto, se deben tener pre sentes las heterogeneidades del yacimiento, la razón de movilidad y la segregación gravitacional de los fluidos.

martes, 8 de abril de 2014

Monitoreo de los proyectos de inyección - II

Entre los aspectos relacionados con el yacimiento que merecen la atención en los programas de monitoreo se encuentran los siguientes: las presiones tales como restauración y declinación de presiones, presiones estáticas, RFT y medidas continuas para determinar gradientes, entre otros; las tasas de petróleo, agua, gas, corte de agua y RGP; y el balanceo de los arreglos como: control de vaciamiento, eficiencia areal y vertical. 
Las causas que pueden provocar la disminución de presión y producción podrían ser: canalización del fluido inyectado por arenas muy permeables sin drenaje adecuado, fuga del fluido inyectado hacia otras arenas por comunicación en los pozos o por coalescencia entre lentes, o sistemas inadecuados de medición. El factor de reemplazo es la relación del fluido inyectado a los fluidos producidos. Una forma de mantener este factor positivo es llevando un balance de los fluidos inyectados y producidos por arreglo, lo cual minimiza la migración de petróleo a través de los límites, mejora la captura del petróleo movilizado y reduce el volumen de agua reciclada. Esta técnica incrementa la eficiencia de barrido.

lunes, 7 de abril de 2014

Monitoreo de los proyectos de inyección - I

El monitoreo de los proyectos de inyección de fluidos como agua y gas es vital para asegurar el éxito de los mismos y para ello se usan procesos computarizados cada vez más sofisticados. Aplicaciones como Oil Field Manager, OFM, para gerenciar información de los yacimientos o simuladores numéricos como Eclipse son de uso cada vez más frecuente para tales propósitos. 
Los trabajos de Thakur y Satter1 así como los de Ferrer2 presentan información detallada sobre esta materia, la cual se incluye en la mayoría de los tópicos tratados en este capítulo, tales como: la determinación del petróleo residual al inicio del proyecto, los registros de inyección y producción, la identificación y el recobro del petróleo remanente, la caracterización cada vez más detallada del yacimiento, la ubicación de la inyección y producción de los fluidos, la detección de canales y zonas de elevadas permeabilidades, el monitoreo de los frentes de fluidos, la localización de la ruptura de los fluidos, de la migración y del flujo cruzado, y la utilización de la simulación de yacimientos como herramienta de monitoreo. Mediante ésta, se puede realizar el cotejo de la historia de producción y detectar zonas de entrada de agua o canales de alta permeabilidad. 
Asimismo, es necesario determinar durante el seguimiento de proyectos de inyección de fluidos aspectos tales como: los problemas de los pozos, las canalizaciones detrás de las tuberías de producción, zonas comunicadas indeseables, los trabajos de reacondicionamiento de pozos por estimulación, geles, químicas diversas, taponamientos mecánicos y químicos, y las recompletaciones, entre otros. 
También, pueden usarse trazadores y registros de diversos tipos y, en el futuro, se estima que es posible detectar con mediciones continuéis las posiciones de los frentes para una mejor definición y monitoreo de los proyectos. 
Los pozos de observación y monitoreo se han utilizado en varios proyectos de campo con éxito para una mejor comprensión y control del proceso de inyección en el yacimiento.

domingo, 6 de abril de 2014

Infraestructura para la inyección y tratamiento de los fluidos - II

A continuación se presentan los tratamientos que se deben realizar al gas y al agua de inyección para mejorar su calidad (Tabla 8.1).
El control de la corrosión es de gran importancia en la operación de procesos de inyección de fluidos para el recobro de petróleo, si se quiere evitar la reducción de la vida útil de los equipos y el taponamiento que producen en los pozos inyectores los residuos de la corrosión, los cuales disminuyen la inyectividad y originan la necesidad de mayores presiones. El mantenimiento inadecuado también puede conducir a la necesidad de mayores presiones para alcanzar las tasas deseadas. 
Por otra parte, el diseño, construcción y monitoreo de las facilidades de inyección reducen los costos de tratamiento de los fluidos, las reparaciones y la estimulación de pozos, con lo que se disminuyen los costos de operación y mantenimiento, y se reduce la pérdida de producción de petróleo. En cuanto al diseño de las instalaciones de producción éste depende del tipo de fluido que se inyecta y se produce: en el caso de inyección de agua se deben planificar instalaciones para desmulsificar y deshidratar el crudo; y en el caso del gas, el tratamiento y la deshidratación son frecuentes.

viernes, 4 de abril de 2014

Infraestructura para la inyección y tratamiento de los fluidos - I

Las operaciones de campo dependen de los sistemas de inyección, de la compatibilidad y tratamiento de los fluidos, de los pozos de inyección y del uso de pozos viejos o la perforación de pozos nuevos. En Thakur y Satter1 se describen detalles relativos a los tres primeros aspectos para el caso de inyección de agua. Los equipos de inyección son un elemento de gran importancia económica en la selección final del fluido de inyección; así por ejemplo, se sabe que las bombas de inyección de agua son menos costosas que los compresores requeridos para elevar la presión del gas, pero el costo del tratamiento del agua es mayor. Las instalaciones de producción, los tipos de inyección, la presión y la tasa de inyección son variables muy importantes. 
La presión de inyección debe ser inferior a la presión de fracturamiento de la formación y algunos autores10-11 recomiendan calcular la máxima presión de inyección basándose en un gradiente de presión hidrostática de 0,75 Ipc/pie, lo cual da un margen de seguridad para no fracturar la formación. Una calidad pobre del agua de inyección genera graves problemas en los pozos, los cuales requerirán constantemente trabajos costosos de reacondicionamiento tales como: achicamiento, limpieza, acidificación y fracturamiento para mantener un nivel aceptable de inyectividad. 
Hasta los pozos inyectores de agua de buena calidad requieren algunas veces trabajos de reacondicionamiento para ese mismo fin. 
Los problemas que origina la inyección de un fluido de baja calidad son: 
1. Elevadas presiones de inyección 
2. Reducción de la eficiencia de barrido y, por lo tanto, del recobro de petróleo 
3. Corrosión en los pozos de inyección 
4. Taponamiento de la formación y reducción de la inyectividad 
5. Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección.

miércoles, 2 de abril de 2014

Pozos inyectores y productores - II


Muchos operadores consideran los pozos inyectores como de importancia secundaria y prefieren convertir pozos productores viejos en lugar de perforar pozos inyectores nuevos. 
La decisión más conveniente debe pasar por un análisis económico, pues es necesario considerar aspectos tales como el tamaño y la condición del revestidos la técnica de completación y la localización del fondo del pozo en el yacimiento, factor muy importante. 
La conversión del pozo de productor a inyector puede ser un factor decisivo en la economía de un proyecto de inyección. Dependiendo del tipo de fluido de inyección y de su calidad, pueden ocurrir problemas de incompatibilidad y/o precipitación de sólidos que originan reducción de permeabilidad y disminución de la inyectividad de los fluidos. Los casos de expansión de arcillas, floculación de asfáltenos y formación de emulsiones son los más frecuentes. 
Para identificar estos problemas se utilizan los gráficos de Hall, a partir de los cuales es posible deducir si los pozos se están comportando normalmente, si existe daño o estimutación, o si el agua se está dirigiendo fuera de la zona de interés, tal como se observa en la Figura 8.5. 
El análisis de los gráficos de Hall permite realizar cambios en las prácticas operacionales o la adición de nuevos pozos. Dependiendo de sus condiciones mecánicas, se recomienda usar como inyectores los pozos viejos si están bien ubicados para el proceso de invasión y poseen buenas condiciones mecánicas, a fin de minimizar la perforación de pozos nuevos. 
En algunos casos, los operadores prefieren usar pozos productores malos como inyectores, lo cual no es conveniente, ya que regularmente un pozo mal productor es un mal inyector. En yacimientos fallados es recomendable colocar los pozos inyectores retirados de la falla y los productores cerca de la misma, para reducir el riesgo de perder la zona productiva.

martes, 1 de abril de 2014

Pozos inyectores y productores - I


Los pozos de inyección y producción requieren consideraciones particulares en los proyectos de inyección de fluidos. En éstos suelen presentarse varios problemas como: altas tasas de producción de agua y gas en los pozos de inyección, rotura de revestidores, fallas mecánicas, perforaciones, conificación de agua y gas, y fallas del cementó que originan baja eficiencia de barrido y alta producción de los fluidos inyectados. 
Para subsanar esos problemas se utilizan métodos mecánicos, químicos y/o de cementación, pero hay que tomar en cuenta el tipo de yacimiento. 
Así, para formaciones estratificadas resultan más adecuados la cementación y los sistemas mecánicos, pero éstos no son tan efectivos en yacimientos homogéneos, para los cuales se pueden utilizar barreras químicas a fin de crear cierres a la producción de agua y/o gas. 
En los pozos inyectores se usan herramientas mecánicas colocadas en el fondo para controlar la inyección en las zonas de interés: las empacaduras y las válvulas reguladas se utilizan, pero tienen la desventaja de un alto costo de inversión inicial y pueden originar problemas de pesca.
Estos pozos requieren también controles superficiales para fijar las tasas de inyección. Generalmente se usan reguladores y válvulas que actúan a través de una restricción dentro de la válvula. Estos equipos son, en general, poco costosos en comparación con los equipos de fondo.