Inyección de agua - II

En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyec- tores.
Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos3. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron ma- yores tasas de inyección-producción. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recupera- ción secundaria, constituyén- dose en el proceso que más ha contribuido al recobro del pe- tróleo extra^. Hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua. La Figu- ra 2.1 presenta un esquema del desplazamiento de petró- leo por agua en un canal de flujo.

Inyección de agua - I

La inyección de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 18651. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nuevas tecnologías, la primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. 

En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1890, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. 

El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo; a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, éstos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente más amplio. Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operado res estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos.

Métodos convencionales de recobro adicional

Introducción 

Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo como mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente se han complementado mediante la inyección de agua y de gas como procesos secundarios de recobro con el fin de aumentar la energía y, en consecuencia, aumentar el recobro. Posteriormente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial. Por estas razones, la inyección de agua y de gas continúan siendo los métodos convencionales más utilizados para obtener un recobro extra de petróleo de los yacimientos.

Referencias bibliográficas

1. Green, D.W. y Willhite, G.P.: Enhanced Oil Recooery, Texlbook Series, SPE, Richardson, TX (1998) 6. 2. National Instítute for Petroleum and Energy Research (NIPER): Enhanced Oil Recouery In- formation, Bartlesville-Oklahoma (Abril 1986). 

3. Satter, A. y Thakur, G.: ¡ntegrated Petroleum Resenxtir Management, PennWell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1994). 

4. Farouq Alí, S.M. y Thomas, S.: The Prornise and Problems of Enhanced Oil Recoveiy Methods, JCPT (Sept. 1996) Vol. 35, N° 7. 

5. Willhite, G.P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson,TX (1986) 3. 

6. Thakur, G. y Satter, A.: Integrated Waterflood Asset Management, Pennwell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1998). 

7. Pinol, A.: Comunicación Personal.

Drenaje por gravedad

El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. 

El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. 

La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por la tasa del drenaje del petróleo. El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de producción en varios yacimientos de California. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesados no son candidatos para la inyección de agua. 

La Tabla 1.1 muestra un resumen y algunas características importantes de los mecanismos de producción primaria presentes en los yacimientos de petróleo. Un aspecto común a todos los mecanismos de agotamiento o de recuperación primaria es el hecho de que para que los mismos actúen debe existir una reducción de presión en el yacimiento; por esta razón, cuando en algún momento de la vida de un yacimiento se inicia un proceso de inyección de fluidos que mantiene total o parcialmente la presión promedio del yacimiento, se está reemplazando, total o parcialmente según el grado de mantenimiento de presión, un mecanismo primario por uno de recuperación secundaria o adicional, basado principalmente en el desplazamiento inmiscible del fluido en el yacimiento (petróleo) por el fluido inyectado (agua o gas). La efectividad y rentabilidad de este reemplazo de mecanismo en cualquier etapa de la vida de un yacimiento, determina el momento óptimo en que se debe iniciar un proceso de inyección de fluidos.

Empuje por capa de gas - III

Empuje por capa de gas - II

Los yacimientos con capa de gas muy grande no se consideran como buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza la inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyección de agua y gas, tal como se observa en la Figura 1.7. Se deben tomar precauciones con estos progra- mas combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplaza- do hacia la región de la capa de gas y quede atrapado al final de la invasión5.