Inyección de gas - Tipos de inyección Part 2

Inyección de gas - Tipos de inyección Part 1

Tipos de inyección Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyec- ción de gas interna o dispersa e inyección de gas externa. 

Inyección de gas interna o dispersa 

Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se apli- ca, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas ini- cial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyec- tado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado. Características: 

1. Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados. 

2. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. Como se muestra en la Figura 2.5, la selección de dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de la configuración del yacimiento con respecto a la estruc- tura, al número y a la posición de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad. 3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. 

Ventajas: 1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas. 2. La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la pro- ducción e inyección de gas. 

Desventajas: 1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como conse- cuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. Sin embargo, la ex- periencia de la inyección de gas en yacimientos del Campo Oveja en Venezue- la (12-14 °API), ha mostrado que la segregación gravitacional ha sido el princi- pal mecanismo de recobro (20-30%). 2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de in- yección extema. 3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la efi- ciencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección extema.

Inyección de gas

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 19006-7> 8> 11, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyecta- do, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento. 

Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer señala como las más importantes: las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento. El sólo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas; como éste es más liviano que el petróleo, tiende a for- mar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento.

Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como resultado una for- ma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente eleva- das, recobrando en un tiempo más corto lo que por medio natural re- queriría un período más largo. Ade- más, el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantie- ne alta la presión y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. La Figura 2.4 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por gas en un canal poroso. Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable con- servarlo para futuros mercados y, en ese caso, se inyecta en un yacimiento para alma- cenarlo. Además, como se dispone de gas en algunas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificul- tades.

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.