Aplicaciones en Venezuela - I

A continuación se reseñan algunas experiencias de la Inyección de agua y gas en Venezuela. 

Inyección de gas

La inyección de gas comenzó en oriente en 1947, con la planta de Guara y en 1948 en el Campo Oficina. En el lago de Maracaibo se inició en 1954, en el yacimiento B-6-X-10 del Eoceno. La Shell utilizó este método en los artos sesenta y para 1967 se in- yectaban 748 MMPCND de gas El propósito inicial de estos proyectos fue la conservación del gas y posteriormen- te se implementaron con fines de mantenimiento de presión. Otros, particularmente en el oriente del país, se utilizaron para aumentar el recobro de líquidos en yacimientos de condensado mediante el reciclaje del gas producido. Estos proyectos se han aplica- do en yacimientos de alto buzamiento, donde contribuye en gran medida el mecanis- mo de segregación gravitacional, lo cual ha permitido factores de recobro mayores del 60%. Por ejemplo, todo el Norte de Monagas (Furrial, Carito, otros) requiere de altos vo- lúmenes de inyección de gas a alta presión (> 7.0UU Ipc) para mantener la presión, op- limar el recobro y evitar la depositación de asfáltenos. Como se observa en la Figura 2.14 para finales de 1999 se mantuvieron activos 92 proyectos de inyección de gas, con un porcentaje de recobro que varía entre 46 y 57%. En Venezuela quedan muy pocos yacimientos prospectivos para la inyección de gas, por lo que los esfuerzos se han dedicado a optimar los proyectos existentes me- diante la revisión de los estudios geológicos y de yacimientos. 

Inyección de agua 

La inyección de agua se inició en 1966, en el Campo Oficina, después de haber in- yectado gas; pero la mayoría de estos proyectos fueron suspendidos por presentar pro- blemas de canalizaciones. En el occidente, las experiencias se remontan al año 1959 cuando se inyectaban las aguas efluentes de los yacimientos del lago de Maracaibo con fines de manteni- miento de presión y de disponibilidad. En 1979 comenzó la inyección de agua median- te arreglos en la cuenca de Maracaibo. La Figura 2.14 también muestra que existen 79 proyectos activos de inyección de agua que contribuyen con un potencial aproximado de 1.000 MBP, equivalente a un 40% de la capacidad de producción del país.

Reservas y producción de petróleo en Venezuela - II

Reservas y producción de petróleo en Venezuela - I

En Venezuela, el petróleo original insitu de eondensados, livianos y medianos(C/lVM) se estima en 186 MMMBNP, de los cuales 127 se ubican en el occidente del país y 59 en el oriente. Como se observa en la Figura 2.13, existe un potencial remanente del 62% de dicho petróleo que no ha sido sometido a la inyección de agua y de gas, lo cual representa una excelente oportunidad para la aplica ción de estos procesos. 

En la Figura 2.14 se observa que en Venezuela existen 66 proyectos de inyección de agua por flanco, con un recobro final que varía entre 35 y 40%; 13 proyectos de inyección de agua por arreglos, con un recobro final promedio del 29%; y 10 proyectos combinados de agua y gas, con un porcentaje de recobro final promedio del 41%. 

Las reservas recuperables de petróleo para diciembre de 1999, por medio de métodos convencionales se estiman en 23,7 MMMBNP de las cuales, el 37% corresponden a las reservas secundarias (Figu- ra 2.15). La producción asociada es de 2,4 MMBPD, de la cual 22% corres- ponden a la inyección de agua, 15% a la inyección de gas y 25% a la inyec- ción combinada de agua y gas.

Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas - II

Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas - I

Las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento tienen efectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de inyección en un yacimiento. Dentro de éstos, la viscosidad del petróleo y las permeabilidades relativas de la roca yacimiento a los (luidos desplazante y desplazado son los de mayor importancia, ya que ambos factores afectan la razón de movilidad. En la ley de Darcy existe un factor de proporcionalidad que relaciona la velocidad de un fluido con el gradiente de presión. Este factor de proporciorialidad, denominado movilidad del fluido, se obtiene dividiendo la permeabilidad al fluido por su viscosidad y depende, también, de la saturación. Por ejemplo, la movilidad del petróleo es ka / n„, la del agua es kw / y la del gas es ks / n g. La razón de movilidad M es la relación entre la movilidad de la fase desplazante y la de la fase desplazada. Mientras mayor sea Af, menor será el recobro en el momento de alcanzarse la ruptura; en consecuencia, mayor será la cantidad de agua producida para recuperar la misma cantidad de petróleo. 

Como se verá más adelante, esto se debe a dos efectos: 

• Pequeñas áreas barridas a la ruptura 

• Influencia del grado de estratificación

En un proceso de desplazamiento la razón de movilidad relaciona la movilidad del fluido desplazante, en la porción del yacimiento que ha contactado, con la movili- dad del petróleo en la zona de petróleo. En el caso de un desplazamiento con gas, la ra- zón de movilidad puede variar desde cero, en períodos donde la saturación de gas es muy baja, hasta valores aproximados a infinito durante períodos de altas saturaciones; en todo caso, valores mayores de uno indican que el gas será el fluido más móvil. 

En ya- cimientos heterogéneos, las características de las permeabilidades relativas varían areal y verticalmente. Como resultado, el fluido desplazante no formará un frente uni- forme a medida que avanza la inyección y tenderá a canalizarse hacia los estratos o áreas que tengan mayor razón de movilidad, como se muestra en la Figura 2.12. A me- dida que el desplazamiento progresa, la razón de movilidad sigue aumentando en las partes del yacimiento previamente contactadas por el fluido desplazante.

Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos - II

Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos - I

La Figura 2.11 muestra la distribución inicial de los fluidos en un yacimiento de petróleo que se encuentra en equilibrio15. Este parámetro es muy importante en la de- terminación de la factibilidad de un proyecto de inyección de agua.
En efecto, cuanto mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión, ma- yor será la eficiencia de reco- bro y, si éste es elevado, el pe- tróleo sobrepasado por el agua será menor y el retomo de la inversión por lo general, será mayor. Igualmente, la sa- turación de petróleo residual que queda después de la in- vasión, está relacionada con la adaptabilidad del proceso, y mientras más se pueda reducir este valor, mayor será el recobro final y mayores las ganancias. Por esa razón la mayoría de los nuevos métodos de desplazamiento de petróleo tienen como objetivo lograr reducir la saturación de pe- tróleo residual detrás del frente de invasión.

También es de gran interés conocer la saturación inicial de agua connata, esen- cialmente para determinar la saturación de petróleo inicial: bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de petróleo que quedan en el yacimiento después de las operaciones primarias. Leverett y Lewis20 y otros autores21'22 han mostrado experi- mentalmente que el recobro de petróleo, como un fracción del volumen poroso, me- diante empuje por gas en solución es independiente de la saturación de agua connata.