Clasificación de los métodos EOR - Gráfica

Métodos no convencionales de recobro adicional (según Farouq Alí y Thomas2).

Clasificación de los métodos EOR

Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no. Una posible clasificación de estos métodos de alta tecnología la presentan Farouq Alí y Thomas2, la cual se muestra en la Figura 9.7 donde los dos grandes grupos son térmicos y no térmicos. Los primeros se usan con preferencia para los crudos pesados. Los métodos no térmicos se utilizan para crudos livianos, aunque algunos pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de campo. 

La geología de los yacimientos y las propiedades de los fluidos determinan cual método se debe usar, aun cuando los conocimientos fundamentales puedan descartarlos11. Se han propuesto también métodos de EOR que no aparecen en la Figura 9.7, los cuales son, a menudo, combinaciones de otros, como por ejemplo la inyección alcalina con surfactantes y polímeros. Igualmente, se han sugerido y probado en los laboratorios muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes. A continuación se discuten los métodos EOR más prácticos, con algunos comentarios relacionados con su aplicabilidad. Es importante notar que se han publicado muchos parámetros de selección que ayudan a definir el método más apropiado para un yacimiento dado. No obstante, tales guías deben utilizarse con precaución, no olvidando que la experiencia y el conocimiento son el insumo más importante en el diseño de los proyectos de EOR. Por otra parte, hay que tener en cuenta que la mineralogía y la geología de la formación son factores relevantes en la determinación del éxito en el campo.

Aumentar el número capilar - gráfica

Aumentar el número capilar

En 1969, Taber, señala todas las implicaciones del número capilar sobre la disminución del petróleo residual. Después, otros autores han presentado correlaciones entre estas dos variables, tal como la reportada por Hagoort que se muestra en la Figura 9.6. Se observa que a medida que aumenta el número capilar, disminuye la saturación de petróleo residual; esto se logra reduciendo la viscosidad del petróleo o aumentando el gradiente de presión, y, más aún, disminuyendo la tensión interfacial. 

En sus primeros trabajos, Reed mostró que la saturación de petróleo residual se disminuye significativamente sólo cuando se alcanzan tensiones interfaciales muy bajas, en el orden de 10*2 dinas/cm. Taber también notó que un valor crítico deAp/aL tiene que ser excedido para causar una reducción dé la saturación de petróleo residual, concluyendo que la tensión interfacial debe reducirse por un factor alrededor de 1.000 para asegurar una ganancia significativa en la recuperación de petróleo. 

Esto es factible en condiciones de laboratorio, pero es extremadamente difícil en condiciones de campo. Nótese también que si la tensión interfacial es cero, el número capilar se vuelve infinito, y la interfase entre el fluido desplazante y el fluido desplazado desaparece. En otras palabras, el petróleo se desplaza misciblemente y en estas condiciones la eficiencia de desplazamiento será 100% en aquellos poros donde el fluido desplazante contacte el petróleo. 

Se ha observado que la recuperación de petróleo está dominada por la razón de movilidad y el número capilar; así mismo, que un cambio en la tensión interfacial podría afectar la presión capilar y, por lo tanto, las permeabilidades efectivas y, finalmente, a MyNc. En realidad, la situación es mucho más compleja debido a las emulsiones, las interacciones roca-fluido y otros factores difíciles de cuantificar (flujo de finos, efecto de temperatura, compactación y otros) que están involucrados en la mayoría de los procesos de EOR. También, la humectabilidad juega un papel muy importante.

Mejorar la razón de movilidad - II

Mejorar la razón de movilidad - I

La razón de movilidad, Af, generalmente se define como la movilidad de la fase desplazante, \Dt dividida entre la movilidad del fluido desplazado, Xd. Este factor influ- ye en la eficiencia de desplazamiento, esto es, en la eficiencia microscópica de des- plazamiento del petróleo dentro de los poros. En efecto, si M > 1, el fluido desplazan- te, por ejemplo agua en una inyección de agua, se mueve más fácil que el fluido des- plazado, el petróleo. 

Esto no es deseable, porque el fluido desplazante fluirá, sobre- pasando al fluido desplazado y, como consecuencia, producirá un desplazamiento ineficiente, fenómeno conocido como canalización viscosa. Para que ocurra un des- plazamiento óptimo, debe darse M < 1, relación definida generalmente como razón de movilidad favorable. Si M > 1, significa que se debe inyectar más fluido para alcan- zar una determinada saturación de petróleo residual en los poros.
Como por ejemplo, para el caso simple de una inyección de agua, la recuperación de petróleo se puede representar en función de la razón de movilidad y los volúmenes de fluido inyectado, tal como se presenta en la Figura 9.5. Igual que la eficiencia de desplazamiento, tan- to la eficiencia de barrido areal como la de conformación (o eficiencia de barrido ver- tical) decrecen a medida que la razón de movilidad aumenta. En otras palabras, si el fluido desplazante fluye más rápidamente que el petróleo, el desplazamiento es inefi- ciente también desde un punto de vista macroscópico.

La definición de M se vuelve complicada y arbitraria en el caso de los métodos de EOR, los cuales son más complejos que una inyección de agua, aunque los conceptos básicos se mantienen válidos. Nótese que, aun en el caso de una inyección de agua, existen tres formas de definir M, dependiendo de cómo sea definida la permeabilidad de la fase desplazante.

La razón de movilidad se puede mejorar bajando la viscosidad del petróleo, aumentando la viscosidad de la fase desplazante, aumentando la permeabilidad efectiva al petróleo y disminuyendo la permeabilidad efectiva de la fase desplazante. Por esa razón, es más conveniente hablar en termino de movilidades. Los diferentes métodos de EOR ayudan a lograr uno o más de estos efectos.

Objetivos de la aplicación de los métodos EOR

Después de la producción primaria y, posiblemente, de la inyección de agua, una cierta cantidad de petróleo, denominada petróleo remanente, queda en la roca yacimiento y permanece irrecuperable. Teóricamente en una roca humectada por agua, todo el petróleo puede ser desplazado por la fase mojante (agua) si el gradiente de presión es suficientemente alto. En la práctica, el petróleo desplazado dependerá de la cantidad de agua que se haya inyectado, de la velocidad y, también, de la razón de movilidad.

Características ideales de un proceso EOR - IV

Por ejemplo, según Green y Willhite, en una inyección de agua donde S# es 0,60, y S„ es 0,30, la magnitud de estas eficiencias será:

Asi, para una inyección de agua típica, el recobro de petróleo o eficiencia de des- plazamiento total está en el orden de un tercio. Sin embargo, éste no es un valor univer- sal: algunos yacimientos tendrán un recobro mayor o menor, dependiendo de las ca- racterísticas del petróleo y del yacimiento. El resultado, no obstante, indica que una cantidad significativa de petróleo residual queda en la zona barrida del yacimiento des- pués de una inyección de agua, debido a dos factores: primero, una saturación de pe- tróleo residual que permanece en sitios barridos por el agua; segundo, una gran por- ción del yacimiento que no es contactada por el agua inyectada y el petróleo no es des- plazado de estas regiones a los pozos productores. Además, algo de petróleo de la zona barrida puede ser desplazado a las zonas no barridas, lo cual aumenta la saturación de petróleo en estas zonas. Es deseable en los procesos EOR que los valores de ED y Ev y, consecuentemen- te, r, se aproximen a I. Un proceso EOR ideal podría ser uno donde el primer tapón desplazante remueva todo el petróleo de los poros contactados por el fluido -►()), y en el cual el fluido desplazante contacte el volumen total del yacimiento y desplace el petróleo hacia los pozos productores. 

Un segundo tapón de fluido usado para desplazar el primer tapón podría comportarse en una forma similar, desplazando el primer tapón eficientemente, tanto macroscópica como microscópicamente. 

Como se ha visto, el desarrollo de un fluido desplazante mágico o de fluidos con propiedades que proporcionen estos resultados y que sean económicos es un objetivo muy difícil. Muchas reacciones entre el fluido desplazante y el petróleo conducen a un desplazamiento eficiente (bajo Sw). Las mismas incluyen: miscibilidad entre los fluidos, disminución de la tensión interfacial entre los fluidos, expansión volumétrica del petróleo y la reducción de la viscosidad del petróleo.

Localización de los laboratorios Integrados de campo en el oriente de Venezuela

Localización de los laboratorios Integrados de campo en el oriente de Venezuela (según Moritis).

Localización de los laboratorios integrados de campo en el occidente de Venezuela

Localización de los laboratorios integrados de campo en el occidente de Venezuela (según Moritis)

Características ideales de un proceso EOR - III

Características ideales de un proceso EOR - II

Pruebas de campo y pilotos planificadas para ser iniciadas a partir del año 2007

Características ideales de un proceso EOR - I

La eficiencia de desplazamiento total de cualquier proceso de recobro de petróleo se considera que es igual al producto de las eficiencias microscópicas y macroscópicas de desplazamiento. Esto, expresado en forma de ecuación, es:

donde r es el factor de recobro (petróleo recobrado por proceso/petróleo in situ al comienzo del proceso); E0 es la eficiencia de desplazamiento microscópica expresada en fracción y Ev, la eficiencia de desplazamiento macroscópica también expresada en fracción. La eficiencia microscópica, E0, se relaciona con el desplazamiento o movilización del petróleo a escala de poros y es una medida de la efectividad del fluido desplazante para mover el petróleo en aquellos lugares de la roca donde dicho fluido contacta el petróleo. £D, entonces, refleja la magnitud de la saturación del petróleo residual, en las regiones contactadas por el fluido desplazante. 

Por su parte, la eficiencia macroscópica, Ev, denominada también eficiencia de barrido volumétrico, se relaciona con la efectividad del fluido desplazante para contactar el yacimiento volumétricamente. Es una medida de la efectividad del fluido desplazante para barrer, areal y verticalmente, el volumen de un yacimiento y para mover el petróleo desplazado hacia los pozos productores. 

Ambos, el barrido areal y el vertical deben ser considerados, y a menudo se utiliza Ev como el producto de las eficiencias de desplazamiento areal y vertical que refleja la magnitud de una saturación residual promedio, debido a que se basa en el petróleo residual que queda en las zonas barridas y no barridas del yacimiento.

Otras alternativas

Dos alternativas que no requieren la inyección insitu del vapor para producir petróleo pesado y bitumen son las operaciones mineras en superficie y la producción fría con pozos horizontales y multilaterales. Esta última también permite que el petróleo pesado se produzca económicamente sin la inyección de vapor in situ. En Venezuela, en la Faja del Orinoco, se han comenzado dos proyectos de este tipo: uno es el de Petrozuata CA, una asociación estratégica entre Conoco Inc. (50,1%) y PDVSA (49,9%) que produce cerca de 93.500 BPD de un crudo de 9o API; su objetivo es alcanzar los 125.000 BPD a finales del 2001. El otro, actualmente en producción, es Cerro Negro (41,67% Exxon Mobil Co., 41,65% PDVSA, y 1,66% Veba Oel AG), que produce 60.000 BPD de crudo diluido y se espera alcanzar una producción de 140.000 BPD en el 20017. Existen, además, otras dos asociaciones: Sincor (47% TotalFina, 38% PDVSA y 15% Statoil), que comenzó a producir a finales del 2000, y Petrolera Ameriven en Hamaca (40% Phillips Petroleum Co., 30% PDVSA, y 30% Texaco Inc.), a partir del 2001. La producción total de estas cuatro asociaciones, una vez que se alcancen sus respectivos objetivos, será de 650.000 BPD de un crudo entre 8-9° API.

Potencial de los procesos EOR - III

En Venezuela el proceso dominante es la inyección cíclica de vapor con una producción cercana a los 200.000 BPD, destacándose las producciones de los Campos La gunillas, Tía Juana y Bachaquero, las cuales han generado ganancias extraordinarias para el país. En cuanto a China, aunque reporta el mayor número de proyectos químicos, se puede decir que su producción, cercana a los 170.000 BPD, proviene de los proyectos térmicos. 

La operación del Campo Duri en Indonesia permanece todavía como el proyecto más grande de inyección de vapor y México, comenzó en abril del 2000 a operar el proyecto más grande de inyección de nitrógeno. Venezuela también está programando el inicio de proyectos de inyección de N2 en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para complementar o sustituir proyectos de inyección de gas natural. 

La Tabla 9.2, tomada de Moritis, lista las pruebas de campo y pilotos planificadas para ser iniciadas a partir del año 2000. Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) realiza esfuerzos para mejorar el recobro de los yacimientos que contienen crudos livianos y medianos. De los 10 proyectos planificados, 9 incluyen laboratorios integrados de campo, los cuales se muestran en las Figuras 9.3 y 9.4.

Potencial de los procesos EOR - II

Entre los métodos térmicos, la inyección de vapor registra el porcentaje de participación más alto de la producción mundial, observándose su mayor aplicación en Indonesia, Venezuela, China y Estados Unidos. El proyecto de inyección de vapor más grande en el mundo es el del Campo Duri en Indonesia, el cual produce 283.000 BPD.

Tal como se observa en la Figura 9.2, en Canadá el proceso dominante es el desplazamiento miscible. Le sigue la inyección de vapor, cuya aplicación continuará creciendo en importancia a medida que las reservas de crudo pesado se vayan explotando. Se estima que la producción de petróleo pesado en Alberta alcance 1,5 millones de BPD para el 2010. Estas operaciones incluyen minería de superficie, con un costo estimado de 25,4 billones de dólares canadienses. 

Por su parte, en Estados Unidos, el principal método es la inyección de vapor, cuya aplicación está limitada a los crudos pesados de California. Le sigue en orden de importancia la inyección miscible de C02, utilizada en las áreas donde esta fuente es más barata. El uso de los métodos de invasiones con químicas, cuyo objetivo es recuperar el petróleo de los yacimientos agotados de petróleo liviano, ha bajado por las fluctuaciones de los precios del petróleo en la última década

Potencial de los procesos EOR - I

A finales del año 2000, la producción mundial de petróleo por procesos de recuperación mejorada alcanzó los 2 millones de barriles diarios, lo cual representa cerca del 3% de la producción mundial. La Figura 9.1 muestra la distribución de esta producción, en la cual destaca la de Estados Unidos como la más elevada del mundo, con un 39% de la misma, demostrando el interés y la necesidad de este país por tales procesos. La producción EOR es de 748.000 BPD, cerca del 13% de la producción total.

Otros países con producción EOR significativa son: 

• Venezuela con 370.000 BPD (la producción fría de los crudos pesados de la Faja del Orinoco añade otros 250.000 BPD) 

• Indonesia, 283.000 BPD 

• Canadá con 233.000 BPD y se añaden 200.000 BPD de las arenas bituminosas 

• China, 165.000 BPD 

• Alemania, Colombia, los Emiratos Árabes Unidos, India, Libia, Francia, Trinidad y Turquía, engloban un total aproximado de 68.000 BPD.

En la Tabla 9.1 se presenta cuál ha sido la producción adicional y el número de proyectos de los diferentes métodos EOR aplicados en escala mundial. Actualmente, se encuentran activos 344 proyectos EOR, algunos experimentales, y su producción mundial está por encima de los 1,8 MM de BPD, de un total de 74 MM de BPD de producción. Se estima que en el año 2020, EOR representará el 50% de la producción mundial. Como se puede apreciar, el patrón de participación es de un 55% para los proyectos térmicos, 35% para los de inyección de gases y 10% para los químicos.

Métodos de recuperación mejorada de petróleo

Definición 

La recuperación mejorada de petróleo EOR (del inglés: Enhanced Oil Recouery) se refiere a todos los procesos utilizados para recuperar más petróleo de un yacimiento del que se lograría por métodos primarios. En su mayoría consisten en inyección de gases o químicos líquidos y/o en el uso de energía térmica. Entre los primeros, los más utilizados son: los hidrocarburos gaseosos, el C02, el nitrógeno y los gases de combustión. Entre los químicos líquidos se incluyen polímeros, surfactantes e hidrocarburos solventes, y, finalmente, los procesos térmicos típicos se refieren al uso de vapor o agua caliente, o bien, a la generación in situ de energía térmica mediante la combustión de petróleo en la roca yacimiento Los fluidos inyectados y los procesos de inyección complementan la energía natural presente en el yacimiento para desplazar el petróleo hacia un pozo productor. 

Además, los fluidos inyectados interactúan con el sistema roca/fluido, debido, posiblemente, a mecanismos físicos y químicos y a la inyección o producción de energía térmica, a fin de crear condiciones favorables para la recuperación del petróleo. Tales interacciones pueden, por ejemplo, dar lugar a una disminución de la tensión interfacial, hinchamiento del petróleo, reducción de su viscosidad, modificación de la humectabilidad o comportamiento favorable de fases.

Los procesos EOR se han usado como una continuación de la recuperación secundaria, por lo que se les ha denominado procesos de recuperación terciaria. Sin embargo, en el caso de petróleos muy viscosos y lutitas petrolíferas, con muy poca o ninguna recuperación primaria ni secundaria, EOR se referirá a las técnicas de recuperación de petróleo empleadas desde el comienzo de la vida productiva del yacimiento, es decir, que no se restringen a una fase particular: primaria, secundaria o terciaria. En otras palabras, el término se utiliza para eliminar la confusión entre el mantenimiento de presión, la recuperación secundaria y la recuperación terciaria. 

El mayor atractivo de estos métodos es que en los yacimientos que se están explotando todavía queda más de la mitad del petróleo original in situ. Sin embargo, su aplicación depende de los precios del petróleo y de las ganancias, debido a que la tecnología EOR es muy compleja y costosa con res pecto a otros procesos. A pesar de lo antes señalado, la utilización de estos métodos se ha incrementado debido a la declinación de las reservas de petróleo

Referencias bibliográficas - Casos históricos

1. Thakur, G.C. y Satter, A.: Integrated Waterfíood Asset Management, Penn Well Publishing Company (1998).

2. Ferrer, J.: El Seguimiento a Proyectos de Inyección de Agua, MARAVEN, Gerencia de Ingeniería de Petróleo, Maracaibo (Julio 1997).

3. Rojas, G.: Curso sobre Actualización en Ingeniería de Yacimientos, Módulo Vi. Recuperación de Petróleo por Inyección de Agua y/o Gas, CEPET, Edo. Anzoátegui (1992).

4. Frick, Th.C. y Taylor, R.W.: Petroleum Production Handbook, Me. Graw Hill Book Company,
Inc. New York, (1962) II.

5. Craig, F.F., Jr.: The ReservoirEngineering Aspects ofWaterflooding, Monograph Series, SPE,
Richardson, TX (1971) 3.

6. Beliveau, D., Payne, DA. y Mundry, M.: Analysis of the Waterfíood Response of a Naturally Fractured Reservoir, trabajo SPE 22946 presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Dallas (Oct. 6-9,1991).

7. Miller, C.C. y Dyes, A.B.: Máximum Reservoir Worth - Proper Well Spacing, Trans., Al ME (1959) 216,334-340.

8. French, R.L., Brimhall, R.M. y Wu, C.H.: A Statlstical and Economic Analysis of Incrernental Waterfíood Infill Drilling Recoveries in West Texas Carbonate Reservoirs, trabajo SPE 22624, presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Dallas (Oct. 6-9, 1991).

9. Hall, H.N.: How to Analize Waterfíood Injectlon Well Performance, World Oil (Oct. 1963) 128.

10. Colina, J.U.: La Recuperación Secundaria y Mejorada en los Yacimientos de Lagoven en el Occidente del País, I Simposio Internacional sobre Recuperación Mejorada de Crudo, Maracaibo (1985).

Casos históricos - II

En un campo de Bahrain se ha inyectado gas por más de 40 años, obteniéndose recobros de 50% POES en zonas invadidas por gas y de 20-25% en zonas inundadas por agua de un acuífero. Shehabi atribuye el mayor recobro obtenido por el gas a las siguientes razones:

Colina señala que la inyección de agua en arreglos de 7 pozos invertidos y en forma selectiva a través de las arenas más continuas, masivas y resistivas del yacimiento LL-03 del Campo Tía Juana fue exitosa; en cambio, la inyección en los flancos del mismo yacimiento y en forma no selectiva no se consideró efectiva. 

En el Campo Midale en Canadá, la formación está naturalmente fracturada con fracturas verticales espaciadas 1-4 pies. En el proyecto se usan 83 arreglos de 9 pozos invertidos de 320 acres/arreglo y se espera un recobro final de 24% del POES.

Huang y asociados" resumen la evaluación de ingenieña así como la planificación, perforación y completación de pozos horizontales de inyección y producción en un proyecto de inyección de agua y demostraron con eso la superioridad del uso de pozos horizontales en comparación con los verticales, ya que aumentó la producción y se mantuvo por más tiempo. Para predecir el comportamiento de los pozos horizontales utilizaron métodos analíticos y simulación. 

Grinestaff y Caffrey presentan un caso de inyección de agua en una zona compleja con múltiples yacimientos en Prudoe-Bay, Alaska, donde realizan un análisis global del comportamiento utilizando simulación numérica. De aquí se deduce que entre las mejores estrategias futuras de explotación para recuperar el petróleo remanente atrapado están el seguimiento de los yacimientos y la perforación masiva de pozos horizontales y verticales.

Casos históricos - I

Ferrer2 presenta varios casos de campo de yacimientos sometidos a inyección de agua donde demuestra que el seguimiento de varios proyectos de inyección de agua ha dado como resultado mejoras de la eficiencia del recobro. Ejemplos de éstos son: el del Campo Guntong en Malasia, el del Campo Ninian en el Mar del Norte y los proyectos de las segregaciones del lago de Maracaibo en Venezuela. Asimismo, Rojas3 describe otros casos a nivel mundial entre los cuales señala los siguientes: 

En yacimientos de carbonatos8 durante varios años se ha realizado perforación interespaciada extensiva en los yacimientos de carbonato del oeste de Texas, como un método para incrementar el área barrida por el agua y mejorar la comunicación entre los pozos. Los resultados de campo han llevado a la conclusión de que este método incrementa económicamente las reservas de los proyectos de inyección de agua en su fase subordinada. En yacimientos clásticos puede quedar petróleo remanente potencialmente recuperable por inyección de agua, a consecuencia de la pobre continuidad de las arenas o grandes contrastes de permeabilidad entre cuerpos de arena vecinos. Estas con- diciones típicamente ocurren en depósitos fluviales o en combinaciones de canal-barra de desembocadura. La experiencia en el Mar del Norte25 muestra que el recobro adicional obtenido por un pozo interespaciado, localizado en una zona pobremente barrida por agua y arena de baja permeabilidad, puede alcanzar un 7% del POES existente entre los pozos iniciales.

En las formaciones calcáreas del Campo Valhall de Noruega, debido a la baja permeabilidad del agua (15 md) se fracturaron moderadamente los yacimientos, in- yectando agua a presiones de 150 Ipc y en fracturas de 150 pies de extensión lateral y con tasas de inyección de 10.000 BPD.

Hasan refiere que un proyecto de inyección de agua en la unidad Curry, con una saturación de gas de 24%, rindió un recobro adicional de 7,5 MMBN con un incremento en la tasa de producción de petróleo de 1.000 a 3.650 BPD. Se observó la creación de un banco de petróleo luego del llene del yacimiento. El Campo Brookhaven, en Mississippi, fue sometido a inyección de agua luego de 20 años de haberse inyectado gas. 

Las expectativas de recobro terciario eran de 5 MMBN cuando se inició el proyecto. En el lago de Maracaibo también se han obtenido excelentes resultados en proyectos de inyección de agua en arenas saturadas de gas. En yacimientos donde Sg =5-10%, se ha observado aumento de la tasa de producción de petróleo, reducción de la relación gas-petróleo, aumento de la presión del yacimiento y resaturación del crudo con gas.

Aspectos económicos

Para que un proyecto de inyección sea económicamente viable debe generar ganancias que satisfagan las metas de la empresa. Por esa razón, la gerencia de los proyectos de inyección de agua o gas requiere la evaluación económica, para lo cual los ingenieros de producción y yacimientos deben trabajar en equipo a fin de fijar los objetivos económicos, formular los escenarios, recopilar los datos de producción, operación y de rentabilidad, efectuar los cálculos y análisis de riesgos, así como seleccionar la estrategia de explotación óptima, usando los conocidos criterios de valor presente neto, tasa interna de retomo, eficiencia de la inversión, entre otros. Thakur y Satter y Willhite presentan un estudio detallado sobre este tópico. 

Las facilidades de superficie, los pozos y sus equipos, las fuentes de gas y agua para inyección son por lo general escasos; por eso es necesario considerar como un valor el fluido de inyección. También es fundamental tener en cuenta el costo del tratamiento del fluido de inyección y el transporte y manejo de los fluidos producidos.

Corrosión de la tubería

Un problema que se presenta en la inyección de agua, y poco en la inyección de gas natural dulce, es la corrosión en las tuberías de inyección por la presencia de oxígeno y sales en el agua. Por esta razón es necesario usar sulfito de sodio, bactericidas e inhibidores de corrosión para aumentar la vida útil de estos pozos.

Fracturas artificiales profundas

Las fracturas artificiales profundas menores de 250 pies de extensión lateral inducidas por altas presiones de inyección, producen bajas eficiencias de barrido, ya que el fluido de inyección tiende a canalizarse rápidamente a través de las fracturas hacia los pozos de producción, como se ilustra en la Figura 8.10. En los pozos de inyección se pueden instalar controles para evitar que la presión alcance la de la fractura de la formación. Ahora bien, si se logran crear fracturas perpendiculares a las líneas de flujo, entre el pozo de inyección y producción, se mejora la eficiencia de barrido, pues la fractura se comportaría como un surtidor que distribuiría arealmente el fluido inyectado.

Alta relación gas-petróleo

Las elevadas relaciones gas-petróleo que se tienen luego que ocurre la irrupción del gas, no generan tantos problemas como las altas razones agua-petróleo. Por el contrario, la presencia de gas en los pozos gasifica la columna de petróleo y se puede lograr que el pozo vuelva a fluir naturalmente. Si luego de la irrupción del gas la presión de los pozos de inyección no cambia, la presión de fondo fluyente de los pozos de producción aumenta, debido a la menor caída de presión

Alta relación agua-petróleo

Son muchos los problemas que se presentan por alta producción de agua de los pozos. A continuación se mencionan los más importantes: 

• Rápida declinación de la productividad de los pozos 

• Aumento de los costos del manejo del agua producida

• Aumento de los problemas de deshidratación del petróleo 

• Deterioro de la productividad de los pozos por la migración de finos 

• Arenamiento de los pozos 

• Producción de arena que deteriora las instalaciones de producción 

• Cierre prematuro de los pozos, que convierte en antieconómica su producción Las altas relaciones agua-petróleo se pueden controlar de la siguiente manera: 

• Si la producción de agua y petróleo proviene de lentes o zonas diferentes, el tratamiento más adecuado es taponar las zonas productoras de agua con ce- mento, resinas o geles de silicato o polímeros. 

• Si el agua y el petróleo provienen de las mismas arenas, o de zonas donde es difícil distinguir cuáles producen agua y cuáles petróleo, es preferible crear 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. También, la producción simultánea de agua y petróleo puede ser una buena alternativa, cañoneando ambas zonas en lugar de hacerlo sólo en el tope petrolífero.