Pozos inyectores y productores - I

Los pozos de inyección y producción requieren consideraciones particulares en los proyectos de inyección de fluidos. En éstos suelen presentarse varios problemas como: altas tasas de producción de agua y gas en los pozos de inyección, rotura de revestidores, fallas mecánicas, perforaciones, conificación de agua y gas, y fallas del cementó que originan baja eficiencia de barrido y alta producción de los fluidos inyectados. 

Para subsanar esos problemas se utilizan métodos mecánicos, químicos y/o de cementación, pero hay que tomar en cuenta el tipo de yacimiento. 

Así, para formaciones estratificadas resultan más adecuados la cementación y los sistemas mecánicos, pero éstos no son tan efectivos en yacimientos homogéneos, para los cuales se pueden utilizar barreras químicas a fin de crear cierres a la producción de agua y/o gas. 

En los pozos inyectores se usan herramientas mecánicas colocadas en el fondo para controlar la inyección en las zonas de interés: las empacaduras y las válvulas reguladas se utilizan, pero tienen la desventaja de un alto costo de inversión inicial y pueden originar problemas de pesca.

Estos pozos requieren también controles superficiales para fijar las tasas de inyección. Generalmente se usan reguladores y válvulas que actúan a través de una restricción dentro de la válvula. Estos equipos son, en general, poco costosos en comparación con los equipos de fondo.

Esquemas de inyección - III

En yacimientos heterogéneos con grandes contrastes areales de permeabilidad, el pozo interespaciado se justifica si puede drenar un volumen grande de petróleo que compense económicamente su costo.
Se recomienda orientar los pozos inyectores y productores preferiblemente en la dirección de los canales y ubicar los pozos productores en las regiones de mayor permeabilidad. En los yacimientos uniformes la explotación con un espaciado óptimo sólo contribuye a acelerar la producción y no a aumentar las reservas o el recobro final.
En yacimientos inclinados, se recomienda inyectar agua en la parte inferior de la estructura y gas en la parte superior, con el fin de aprovechar la segregación gravitacional, tal como se observa en la Figura 8.3.
En yacimientos con empuje hidráulico se requiere un adecuado número de pozos para asegurar una buena eficiencia de barrido, lo cual se traduce en un espaciado pequeño de los pozos. En estos casos no es recomendable ubicar los pozos inyectores muy adentro en el acuífero (lejos del contacto agua-petróleo), ya que se pierde una cantidad sustancial de agua sin obtenerse su efecto positivo en la zona de petróleo.
En general, los proyectos de inyección de agua con empuje hidráulico se inician con arreglos periféricos; sin embargo, a medida que se tiene una mejor descripción del yacimiento se cambia a inyección por arreglos y luego, para controlar la heterogeneidad, se procede a la perforación interespaciada, que mejora la eficiencia de barrido areal y vertical, el balance de la inyección y la continuidad lateral del barrido, y reduce el límite económico. La Figura 8.4 muestra como mediante la perforación interespaciada, se convierten arreglos de 5 pozos en arreglos de 9 y arreglos de 7 pozos en arreglos de 13.

Esquemas de inyección - II

En la práctica, la selección del tipo de arreglo depende de la distribución geométrica de los pozos existentes y, finalmente, de los análisis económicos de los planes de explotación, los cuales se realizan con modelos analíticos o numéricos de los yacimientos. 

Sin embargo, hay que tomar en cuenta que el número óptimo de pozos para desarrollar un yacimiento es proporcional a la cantidad de petróleo in situ y a la productividad por pozo individual, razón por la cual los yacimientos de mayor espesor se deben desarrollar con un espaciamiento menor que los delgados. Mientras más adversa sea la razón de movilidad (M > 1), más pequeño debe ser el espaciamiento para incrementar la eficiencia del barrido. 

La perforación interespaciada tiene diferentes propósitos de acuerdo con las características del yacimiento. La ubicación de los pozos interespaciados se decide con base en el comportamiento de inyección/producción, la descripción del yacimiento, las predicciones del modelo analítico o numérico y la evaluación económica. Este método de desarrollo da muy buenos resultados cuando la inyección de fluidos es poco eficiente. Así, en yacimientos lenticulares con poca continuidad lateral de las arenas, como se ilustra en la Figura 8.2, los pozos interespaciados ayudan a drenar petróleo que no se ha producido por falta de pozos que lo capturen.

Esquemas de inyección - I

La experiencia de campo ha demostrado que en muchos yacimientos homogéneos y continuos, la recuperación adicional de petróleo por inyección de agua es más efectiva cuando se mantiene la presión por inyección en la periferia. 

Cuando la inyección periférica falla por la falta de continuidad entre la periferia y el centro del yacimiento, por la heterogeneidad y por la baja permeabilidad, es conveniente inyectar y producir los fluidos en arreglos o patrones de pozos. En general se recomienda lo siguiente: 

• Usar la inyección en arreglos de 5, 7 y 9 pozos en yacimientos con poco buzamiento y cierto grado de heterogeneidad, pues han resultado más beneficiosos que los arreglos en línea. 

• Utilizar arreglos en línea en yacimientos inclinados, pues permiten lograr un buen control del frente de barrido. 

♦ De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazado, resulta preferible: 

- Un arreglo de 7 pozos invertido, si la movilidad del fluido desplazante es mayor que la del petróleo. 

- Un arreglo de 7 pozos normal, si es menor que la del petróleo, y 

- Un arreglo de 5 pozos, si es igual a la del petróleo. 

• Preferir el uso de los arreglos de 7 pozos a los de 5 pozos por las razones siguientes: 

- Mayor eficiencia de barrido areal - Menor número de pozos inyectores

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.