Mecanismos de desplazamiento

La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo de petróleo debido a los siguientes mecanismos4: 1. Reducción de la viscosidad 2. Aumento de la energía del yacimiento 3. Eliminación de depósitos sólidos 4. Vaporización

1. Reducción de la viscosidad El gas inyectado se disuelve en el petróleo crudo y reduce su viscosidad y, por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo de inyección también se reduce. De esta manera, se forma un banco de petróleo de menor viscosidad alrededor del pozo. Sólo se requieren reducciones moderadas para lograr los beneficios de este mecanismo, pero, para que esto ocurra, la eficiencia del contacto del gas inyectado y el petróleo debe ser buena. 
2. Aumento de la energía del yacimiento El gas inyectado aumenta la energía del yacimiento, efecto transitorio que dura sólo un corto tiempo, lo cual puede ser el principal efecto cuando los períodos de inyección de gas son cortos. 
3. Eliminación de depósitos sólidos La tasa de flujo de petróleo aumentará al eliminar, del pozo inyector o de las zonas adyacentes del yacimiento, los depósitos sólidos de hidrocarburos, como los asfáltenos. Hay que tener en cuenta, sin embargo, que el flujo de petróleo se reducirá como consecuencia del aumento de la saturación de gas. 
4. Vaporización En algunos casos este mecanismo puede ser el causante de que se produzcan cantidades adicionales de petróleo por recuperación secundaria: una porción del petróleo contactado por el gas seco inyectado se vaporiza y se mueve hacia los pozos productores en la fase de vapor.

Inyección de gas

1. Introducción 

La inyección de gas en yacimientos petrolíferos ha sido una técnica empleada desde finales del siglo XIX con propósitos de recuperación secundaria. La idea de usar gas para mejorar la productividad de los pozos de petróleo fue propuesta por Dinsmoor en 1864', quien más tarde, en 1891, al inyectar gas proveniente de una arena en otra, logró doblar la producción de petróleo; posteriormente, en 1895, combinó la represurización de gas con el uso de bombas de vacío en los pozos de petróleo. Se considera que ésta fue la primera vez que se utilizó un compresor en operaciones de inyección de gas.

A diferencia de la inyección de agua donde solamente ocurre un desplazamiento inmiscible, en el proceso de inyección de gas puede darse, tanto un desplazamiento miscible como un desplazamiento inmiscible. Este capítulo sólo tratará lo relativo al desplazamiento inmiscible de petróleo. 

La inyección de gas en un yacimiento de petróleo se realiza bien sea denfro de la capa de gas si ésta existe o, directamente, dentro de la zona de petróleo. Cuando existe una capa de gas originalmente en el yacimiento, o cuando se ha ido formando una por segregación durante la etapa de producción primaria, el gas inyectado ayuda a mantener la presión del yacimiento y hace que el gas de la capa entre en la zona de petróleo y lo empuje hacia los pozos productores. Si la inyección se realiza en un yacimiento sin capa de gas, el gas inyectado fluye radialmente desde los pozos inyectores y empuja el petróleo hacia los pozos productores. 

El gas que se inyecta es, generalmente, un hidrocarburo. Se ha intentado inyectar aire, pero tiene varias desventajas: corrosión en los pozos, oxidación del petróleo y riesgos de explosión, entre otros. También, se inyecta N2 en lugar de gas natural por resultar más económico, aun cuando es menos eficiente.

Referencias bibliográficas

1. Craig, F.F., Jr.: The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Monograph Series, SFE, Richardson, TX (1971) 3. 
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Problemas - II

2. Un yacimiento que ha sido invadido con agua, presenta la siguiente información:

Espaciamiento, acres     20

Porosidad, %             18

Factor volumétrico del petróleo, BY/BN    1,27

Permeabilidad relativa al petróleo

delante del frente de invasión, fracción  0,75

Permeabilidad relativa al agua

detrás del frente de invasión, fracción   0,30

Tasa de inyección, BPD  250

Espesor, pies            25

Saturación de petróleo inicial, fracción  0,65

Saturación de petróleo residual, fracción 0,35

Viscosidad del petróleo, cp 6,50

Viscosidad del agua, cp 0,65

Calcule:

a. la recuperación a la ruptura para un arreglo en línea directa y para un arreglo de 5 pozos.

b. la recuperación y el tiempo necesario para alcanzarla, cuando se ha inyectado un volumen equivalente a 2 volúmenes de petróleo desplazable.

Problemas - I

1. Dada la siguiente información sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos:

Ángulo de buzamiento, grados 0

Saturación de agua connata, %    23

Saturación de petróleo, % 70

Saturación de gas inicial, % 7

Saturación de gas crítica, % 5

Porosidad, %            22

Viscosidad del petróleo, cp 8,3

Viscosidad del agua, cp 0,33

Determinar:

a.   La razón de movilidad para un proyecto de inyección de agua para los casos:

a.l. avance tipo pistón sin fugas
a.2. avance tipo pistón con fugas

b.   La eficiencia de barrido areal después de la ruptura si V_D - 1,5, para arreglos en línea directa, alterna, 5 pozos y 7 pozos.

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - VII

c. Efecto de la tasa de flujo: La eficiencia de barrido volumétrico está influencia- da por las fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales. Las primeras resultan del gradiente de presión, y, por lo tanto, son proporcionales a la tasa de flujo. En una roca preferencialmente mojada por agua, las fuerzas capilares producen imbibición en los poros más pequeños o estratos menos permeables dentro del yacimiento. En rocas preferencialmente mojadas por petróleo, las fuerzas capilares petróleo-agua tienden a repeler el agua inyectada de los poros más pequeños llenos de petróleo. 

Durante la etapa de llene de una inyección de agua, las zonas menos permeables del yacimiento se resaturan de petróleo, como resultado de las fuerzas capilares gas-petróleo y, también, por el aumento de la presión en la zona de petróleo. Las fuerzas gravitacionales, que dependen de la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua del yacimiento, actúan para atraer el agua inyectada a la porción más baja del yacimiento. 

En yacimientos donde la permeabilidad no es uniforme, el agua inyectada se mueve preferentemente en las zonas de más alta permeabilidad. En una roca preferencialmente mojada por agua, las fuerzas capilares hacen que se produzca imbibición hacia las zonas adyacentes menos permeables, mientras que las fuerzas de gravedad, siempre presentes, actúan para llevar el agua inyectada hacia el fondo del yacimiento.

En las rocas mojadas por agua, las fuerzas capilares pueden ser eficientes para desplazar el petróleo de las partes menos permeables del yacimiento. Con tasas de inyección más reducidas, se dispone de mayor tiempo para la imbibición en el frente de invasión y detrás de él. La tasa de imbibición dependerá directamente del grado de preferencia de mojabilidad de la roca al agua. 

El grado de segregación por gravedad depende de la tasa: mientras menor sea la tasa de inyección de agua, más severa será la tendencia del agua a correr por debajo del petróleo. En esta forma, se produce una ruptura temprana del agua y se requiere un mayor volumen de agua inyectada para producir el petróleo recuperable, y, como consecuencia, una relación agua-petróleo de producción más elevada. Hay que considerar, además, que la permeabilidad y el movimiento vertical de los fluidos también influyen sobre el grado de segregación por gravedad.

La información publicada por Craig y col., indica que se requieren cambios significativos en las tasas de inyección para lograr pequeñas modificaciones de la eficiencia de barrido volumétrico, resultantes de la segregación por gravedad.

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - VI

La Figura 5.32 presenta los resultados para un sistema uniforme lineal. Se observa que el grado de segregación por gravedad del fluido inyectado, medido en función de la eficiencia volumétrica a la ruptura, depende de la relación que existe entre las fuerzas viscosas y las fuerzas gravitacionales. En esta figura se observa además que al aumentar la tasa de inyección, el barrido volumétrico es mayor.

Figura 5.32. Eficiencia de barrido volumétrico a la ruptura en un sistema uniforme lineal (según Goddin y col.).

La Figura 5.33 presenta el efecto de las fuerzas de gravedad para un arreglo de 5 pozos. En este caso, la relación que existe entre las fuerzas viscosas y las fuerzas gravitacionales se obtiene por la siguiente ecuación:

Figura 5.33. Eficiencia de barrido volumétrico a la ruptura para un sistema de 5 pozos
(según Green y Wlllhite).

donde q, está en BPD, \id en cp, k en md, Apen g/cm3 y la distancia y en pies. Craig y col.40 también estudiaron los efectos de la gravedad sobre un modelo estratificado de 5 pozos. Las capas tenían un contraste máximo de permeabilidad de 50 a 1 y estaban en continua comunicación de flujo, por lo que podría ocurrir el flujo cruzado. Obtuvieron los mismos resultados colocando la máxima permeabilidad en la parte superior o en la inferior y concluyeron que la recuperación de petróleo está afectada en mayor grado por la estratificación que por las fuerzas de gravedad.