Tipos de inyección - IV

Características: La selección del arreglo depen- de de la estructura y límites del "^s yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (/?), de la porosidad () y del nú- 2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal. 3. A Tin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores exis- tentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En am- bos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, si- milar a la utilizada en la fase primaria de recobro. 

Ventajas: 

1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buza- mientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, de- bido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. 

2. Rápida respuesta del yacimiento. 

3. Elevada eficiencia de barrido areal. 

4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. 

5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro. 

6. Rápida respuesta en presiones. 

7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un período corto. 

Desventajas: 

1. En comparación con la inyección extema, este método requiere una mayor in- versión, debido al alto número de pozos inyectores. 

2. Requiere mejor descripción del yacimiento. 

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recur- sos humemos. Es más riesgosa. Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubi- car los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentológica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irre- gular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las características del yaci- miento y optimizando el número de pozos.

Tipos de inyección - III

Desventajas: 

1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. 

2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como sí es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. 

3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arceglos en esa parte de los yacimientos. 

4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el yaci- miento. 

5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo. 2.1.2. 

Inyección en arreglos o dispersa Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petró- leo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyec- ción también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyec- ta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 2.3.

Tipos de inyección - II

Tipos de inyección - I

Tipos de inyección 

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes: 

Inyección periférica o externa 

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yaci- miento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, como se obser- va en la Figura 2.2, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo. Características: 

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la es- tructura del mismo favorece la inyección de agua. 

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo. 

Ventajas: 

1. Se utilizan pocos pozos. 

2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar po- zos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas dond e se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.

3. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el pro- ceso de invasión con agua por flancos. 

4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua-petró- leo.

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.