Selección del fluido de inyección

La selección del fluido apropiado para inyectar en un determinado yacimiento es quizás la parte más difícil del diseño de cualquier operación de inyección. Generalmente el agua y el gas son los materiales menos costosos y están disponibles en cantidades suficientes para el desplazamiento de petróleo. En esta actividad es donde el conocimiento, la imaginación y el ingenio del ingeniero de yacimientos permite desarrollar programas de inyección que mejoren apreciablemente el recobro y los beneficios económicos de la mayoría de los yacimientos. 

En general, el agua es más eficiente que el gas en desplazar el petróleo porque tiene mayor viscosidad, menor movilidad y porque las rocas presentan menor permeabilidad efectiva al agua que al gas. Esto produce una razón de movilidad agua-petróleo menor que la de gas-petróleo y, por lo tanto, la eficiencia del barrido areal y volumétrico y la del desplazamiento son mayores. En yacimientos naturalmente fracturados e hidrófilos, el agua desplaza el petróleo de las fracturas por empuje viscoso; y de la matriz, por imbibición. El avance macroscópico del frente de agua está dominado por las fuerzas gravitacionales. En yacimientos con variación vertical de permeabilidad, donde las capas tienen continuidad vertical, la imbibición también ayuda en el desplazamiento de petróleo por agua pues logra que ésta penetre en las capas de menor permeabilidad y desplace el petróleo hacia las más permeables, tal como ocurre en Venezuela en los yacimientos de Barinas. 

Por último, la inyección de agua como un método de recuperación terciaría ha resultado exitosa en yacimientos agotados con una alta saturación de gas, debido a que el aumento de la presión del yacimiento genera un aumento de la tasa de producción. En cuanto a la inyección de gas se conoce que en arenas barridas por agua no ha producido buenos resultados. Sólo en yacimientos con alto relieve estructural, la segregación gravitacional ayuda al gas a recuperar petróleo adicional de zonas invadidas por agua debido a que la presión a través de los canales de gas formados entre los pozos de inyección y producción beneficia el levantamiento del petróleo. Una limitación importante de los proyectos de inyección de gas en el futuro es su falta de disponibilidad en cantidad suficiente, mientras que cuando se inyecta agua, generalmente existe una mayor disponibilidad de agua superficial y subterránea en muchos de los campos petroleros. Si no se dispone de agua en superficie es conveniente el tratamiento y la reinyección de aguas efluentes para evitar la contaminación ambiental. 

En Venezuela se están incrementando los proyectos de inyección de agua y disminuyendo los de gas natural por el valor cada vez mayor de dicho hidrocarburo. Para obtener un eficiente desplazamiento del petróleo remanente en zonas invadidas por agua es necesario inyectar un fluido miscible o altamente soluble en el petróleo, como el dióxido de carbono (C02) o el gas natural enriquecido con propano.

Tiempo óptimo para el inicio de un proceso de inyección de fluidos - III

La generalización del tiempo óptimo para el inicio de un proyecto de mantenimiento por inyección de gas tiene un sentido práctico limitado por el excesivo número de variables que se deben considerar, tanto desde el punto de vista económico como de las características del yacimiento. 

Así, por ejemplo, el tiempo óptimo para el inicio de la inyección se relaciona con el proceso que mejor se adapte a un campo determinado. 

En este sentido, la inyección de agua a bajas presiones quizás deba iniciarse cuando el yacimiento presente una saturación de gas óptima; los yacimientos con bajas permeabilidades probablemente requieran de un proyecto de mantenimiento de presiones inmediato para conservar la productividad de los pozos; un proceso de desplazamiento por gas inmiscible quizás sea conveniente cuando la presión haya declinado para que los costos de compresión sean menores; y, finalmente, los procesos de gas miscible conviene iniciarlos a elevadas presiones para lograr las condiciones más apropiadas. 

En campos maduros, el tiempo óptimo ya pasó y en todo caso la pregunta deberá referirse a cuál es el mejor proceso que ha de utilizarse o, bien, a si el aumento de presión puede ofrecer oportunidades para otros procesos. 

En general, no existen métodos para calcular directamente el tiempo óptimo para el inicio de un proyecto de inyección de fluidos. En su lugar, ese cálculo debe hacerse luego de un estudio de diferentes estrategias de explotación que considere el inicio en diferentes etapas del agotamiento y luego del análisis económico correspondiente a fin de decidir lo más conveniente.

Tiempo óptimo para el inicio de un proceso de inyección de fluidos - II

Las ventajas de este procedimiento son: 

• El petróleo remanente tiene la máxima cantidad de gas en solución, lo cual genera un factor volumétrico máximo y un volumen mínimo de barriles normales. 

• Como se observa en la Figura 8.1, a esta presión, la viscosidad del petróleo es mínima, por lo cual mejora la razón de movilidad y las eficiencias del desplazamiento y del barrido. 

• Los pozos productores tienen el máximo índice de productividad. 

• No hay retraso en la respuesta del yacimiento a la invasión debido a que se encuentra lleno de líquido. 

Las desventajas podrían ser: 

• Requerimiento de altas presiones de inyección que incrementan los costos. 

• Exigencia de grandes inversiones al comienzo de la vida productiva del yacimiento, cuando sería más económico producir el yacimiento por su propia energía.

Tiempo óptimo para el inicio de un proceso de inyección de fluidos - I

Los yacimientos de petróleo y gas son como los seres humanos: cada uno es diferente, con sus características particulares. En relación con el inicio de las operaciones de inyección, hay que evitar retrasar el tiempo óptimo para el comienzo físico de la inyección. En todos los casos es necesario reconocer lo más temprano posible en la vida productiva de un yacimiento la necesidad de inyección para lograr los objetivos específicos. 

La planificación temprana, aun cuando no sea en detalle, hará posible la toma de los datos básicos en el momento más adecuado para el análisis de la ingeniería requerida. Esto puede conducir a la modificación del programa de desarrollo a fin de que los pozos puedan ser perforados con la máxima eficiencia para el programa de inyección y a un costo mínimo de reperforación y reparaciones. 

El inicio de un proyecto de inyección de agua o gas es una función de diferentes variables de los yacimientos, entre las cuales pueden citarse los mecanismos de producción y la presión inicial, la presencia y tamaño de acuíferos y/o capa de gas, y las propiedades de los fluidos, en particular, la presión de burbujeo, entre otros. 

Al respecto, Craig recomienda que para maximizar el recobro del petróleo, la presión óptima en el yacimiento a la cual se debe invadir es la del punto de burbujeo. En este caso, la presión de inyección debe estar entre 200 y 300 Ipc por encima de la presión de burbujeo.

Consideraciones prácticas durante la inyección de agua y gas

Introducción 

Los capítulos previos cubren los diferentes aspectos de la inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos e incluyen las teorías y métodos desarrollados para explicar y estimar el comportamiento de yacimientos sometidos a dichos procesos. Sin embargo, existe una cantidad apreciable de detalles prácticos que se requiere considerar para asegurar el éxito de los referidos proyectos en el campo y sobre este tema la literatura especializada en la inyección de agua y gas ofrece varias publicaciones. Así, recientemente Thakur y Satter1 y, previamente, Ferrer2 y Rojas3, señalan algunas consideraciones relacionadas con el tiempo óptimo para el inicio de la inyección, la selección de los fluidos, los esquemas de inyección, los pozos inyectores y productores, la infraestructura para la inyección y el tratamiento de los fluidos, el monitoreo de los proyectos de inyección, los problemas más frecuentes que se presentan y sus posibles soluciones, los aspectos económicos y los casos de campo. 

A continuación se describen los tópicos más relevantes expuestos en estas consideraciones, los cuales son de gran utilidad práctica.

Referencias bibliográficas

1. Craig, F.F., Jr.: The Reservar Engineering Aspeets ofWaterflooding, Monograph Series, SPE,  Richardson, TX (1971) 3.

2. Buckley, S.E y Levcrctt, M.C.: Mechanisms of Fluid Displaccment in Sands, Trans., Al ME (1942) 146, 107-116.

3. Dykstra, H. y Parsons, R.L.: The Prediction of Oil Rccovery by Water Flood, Secondary Recooery of Oil in The United States, API, New York City (1950) 160-174.

4. Johnson, C.E. Jr.: Prediction of Oil Recovery by Waterflood - A Simplified Graphical Treatment of ITie Dykstra-Parsons Method, Trans., AJME (1956) 207,345-346.

5. Stiles, W.: Use of Permeablllty Distribution in Water-Flood Calculatlons, Trans., AIME (1949) 186, 9-13.

6. Craig, F.; Geffen, T. y Morse, R.A.: Oil Recovery Performance of Pattem Gas or Water Injection Operallons froni Model Tests, Trans., AIMF. (1955) 204,7-15.

7. Ferrer, J.: Notas sobre Métodos de Predicción de la Recuperación Secundaria de Petróleo por Inyección de Agua, Escuela de Petróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1970).

8. Smith, J., y Cobb, W.: Walerflooding Notebook, Lubbock, Texas (1992).

9. Smith, C.: Mechanics of Secondary Oil Recovery, Reinhold Publishing Corporation, New York (1966).

10.  Scientifíc Software Intercomp (SSI): Notebook of Improved Oil Recovery by Walerflooding and Gas Injection, Denver (1981).

11. Roberts, T.G.: A Permeability Block Method of Calculating a Water Drive Recoverv Factor,Peí. Eng. (1959) 31, B45-48.

12.  Higgins, R.V. y Leighton, A.J.: Computer Prediction of Water Drive of Oil and Gas Mixtures through Irregularly Bounded Porous Media-Three Phase Flow.yP7'(Sept. 1962) 1048-1054.

13.  Rapoport, LA, Carpenter, C.W. y Leas, WJ.: Laboratory Studies of Five-Spot Waterflood Performance, Trans., AIME (1958) 213, 113-120.

14.  Yuster, S.T. y Calhoun, J.C., Jr.: Behavior of Water Injection Wells, Oil Weekly (Dic. 18 v 25, 1944)44-47.

Problema 11

Se está llevando a cabo una inyección de agua en un yacimiento formado por un arreglo de 5 pozos. Se conocen además los siguientes datos:

Calcule: 

a) Petróleo recuperado a la ruptura 

b) El tiempo transcurrido desde el inicio de la inyección hasta que el frente de invasión llegue a los pozos productores 

c) Petróleo recuperado y tiempo necesario cuando se ha inyectado un volumen de agua equivalente a 1,5 veces el volumen desplazable.