Monitoreo de los proyectos de inyección - II

Entre los aspectos relacionados con el yacimiento que merecen la atención en los programas de monitoreo se encuentran los siguientes: las presiones tales como restauración y declinación de presiones, presiones estáticas, RFT y medidas continuas para determinar gradientes, entre otros; las tasas de petróleo, agua, gas, corte de agua y RGP; y el balanceo de los arreglos como: control de vaciamiento, eficiencia areal y vertical. 

Las causas que pueden provocar la disminución de presión y producción podrían ser: canalización del fluido inyectado por arenas muy permeables sin drenaje adecuado, fuga del fluido inyectado hacia otras arenas por comunicación en los pozos o por coalescencia entre lentes, o sistemas inadecuados de medición. El factor de reemplazo es la relación del fluido inyectado a los fluidos producidos. Una forma de mantener este factor positivo es llevando un balance de los fluidos inyectados y producidos por arreglo, lo cual minimiza la migración de petróleo a través de los límites, mejora la captura del petróleo movilizado y reduce el volumen de agua reciclada. Esta técnica incrementa la eficiencia de barrido.

Monitoreo de los proyectos de inyección - I

El monitoreo de los proyectos de inyección de fluidos como agua y gas es vital para asegurar el éxito de los mismos y para ello se usan procesos computarizados cada vez más sofisticados. Aplicaciones como Oil Field Manager, OFM, para gerenciar información de los yacimientos o simuladores numéricos como Eclipse son de uso cada vez más frecuente para tales propósitos. 

Los trabajos de Thakur y Satter1 así como los de Ferrer2 presentan información detallada sobre esta materia, la cual se incluye en la mayoría de los tópicos tratados en este capítulo, tales como: la determinación del petróleo residual al inicio del proyecto, los registros de inyección y producción, la identificación y el recobro del petróleo remanente, la caracterización cada vez más detallada del yacimiento, la ubicación de la inyección y producción de los fluidos, la detección de canales y zonas de elevadas permeabilidades, el monitoreo de los frentes de fluidos, la localización de la ruptura de los fluidos, de la migración y del flujo cruzado, y la utilización de la simulación de yacimientos como herramienta de monitoreo. Mediante ésta, se puede realizar el cotejo de la historia de producción y detectar zonas de entrada de agua o canales de alta permeabilidad. 

Asimismo, es necesario determinar durante el seguimiento de proyectos de inyección de fluidos aspectos tales como: los problemas de los pozos, las canalizaciones detrás de las tuberías de producción, zonas comunicadas indeseables, los trabajos de reacondicionamiento de pozos por estimulación, geles, químicas diversas, taponamientos mecánicos y químicos, y las recompletaciones, entre otros. 

También, pueden usarse trazadores y registros de diversos tipos y, en el futuro, se estima que es posible detectar con mediciones continuéis las posiciones de los frentes para una mejor definición y monitoreo de los proyectos. 

Los pozos de observación y monitoreo se han utilizado en varios proyectos de campo con éxito para una mejor comprensión y control del proceso de inyección en el yacimiento.

Infraestructura para la inyección y tratamiento de los fluidos - II

A continuación se presentan los tratamientos que se deben realizar al gas y al agua de inyección para mejorar su calidad (Tabla 8.1).

El control de la corrosión es de gran importancia en la operación de procesos de inyección de fluidos para el recobro de petróleo, si se quiere evitar la reducción de la vida útil de los equipos y el taponamiento que producen en los pozos inyectores los residuos de la corrosión, los cuales disminuyen la inyectividad y originan la necesidad de mayores presiones. El mantenimiento inadecuado también puede conducir a la necesidad de mayores presiones para alcanzar las tasas deseadas. 

Por otra parte, el diseño, construcción y monitoreo de las facilidades de inyección reducen los costos de tratamiento de los fluidos, las reparaciones y la estimulación de pozos, con lo que se disminuyen los costos de operación y mantenimiento, y se reduce la pérdida de producción de petróleo. En cuanto al diseño de las instalaciones de producción éste depende del tipo de fluido que se inyecta y se produce: en el caso de inyección de agua se deben planificar instalaciones para desmulsificar y deshidratar el crudo; y en el caso del gas, el tratamiento y la deshidratación son frecuentes.

Infraestructura para la inyección y tratamiento de los fluidos - I

Las operaciones de campo dependen de los sistemas de inyección, de la compatibilidad y tratamiento de los fluidos, de los pozos de inyección y del uso de pozos viejos o la perforación de pozos nuevos. En Thakur y Satter1 se describen detalles relativos a los tres primeros aspectos para el caso de inyección de agua. Los equipos de inyección son un elemento de gran importancia económica en la selección final del fluido de inyección; así por ejemplo, se sabe que las bombas de inyección de agua son menos costosas que los compresores requeridos para elevar la presión del gas, pero el costo del tratamiento del agua es mayor. Las instalaciones de producción, los tipos de inyección, la presión y la tasa de inyección son variables muy importantes. 

La presión de inyección debe ser inferior a la presión de fracturamiento de la formación y algunos autores10-11 recomiendan calcular la máxima presión de inyección basándose en un gradiente de presión hidrostática de 0,75 Ipc/pie, lo cual da un margen de seguridad para no fracturar la formación. Una calidad pobre del agua de inyección genera graves problemas en los pozos, los cuales requerirán constantemente trabajos costosos de reacondicionamiento tales como: achicamiento, limpieza, acidificación y fracturamiento para mantener un nivel aceptable de inyectividad. 

Hasta los pozos inyectores de agua de buena calidad requieren algunas veces trabajos de reacondicionamiento para ese mismo fin. 

Los problemas que origina la inyección de un fluido de baja calidad son: 

1. Elevadas presiones de inyección 

2. Reducción de la eficiencia de barrido y, por lo tanto, del recobro de petróleo 

3. Corrosión en los pozos de inyección 

4. Taponamiento de la formación y reducción de la inyectividad 

5. Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección.

Pozos inyectores y productores - II

Muchos operadores consideran los pozos inyectores como de importancia secundaria y prefieren convertir pozos productores viejos en lugar de perforar pozos inyectores nuevos. 

La decisión más conveniente debe pasar por un análisis económico, pues es necesario considerar aspectos tales como el tamaño y la condición del revestidos la técnica de completación y la localización del fondo del pozo en el yacimiento, factor muy importante. 

La conversión del pozo de productor a inyector puede ser un factor decisivo en la economía de un proyecto de inyección. Dependiendo del tipo de fluido de inyección y de su calidad, pueden ocurrir problemas de incompatibilidad y/o precipitación de sólidos que originan reducción de permeabilidad y disminución de la inyectividad de los fluidos. Los casos de expansión de arcillas, floculación de asfáltenos y formación de emulsiones son los más frecuentes. 

Para identificar estos problemas se utilizan los gráficos de Hall, a partir de los cuales es posible deducir si los pozos se están comportando normalmente, si existe daño o estimutación, o si el agua se está dirigiendo fuera de la zona de interés, tal como se observa en la Figura 8.5. 

El análisis de los gráficos de Hall permite realizar cambios en las prácticas operacionales o la adición de nuevos pozos. Dependiendo de sus condiciones mecánicas, se recomienda usar como inyectores los pozos viejos si están bien ubicados para el proceso de invasión y poseen buenas condiciones mecánicas, a fin de minimizar la perforación de pozos nuevos. 

En algunos casos, los operadores prefieren usar pozos productores malos como inyectores, lo cual no es conveniente, ya que regularmente un pozo mal productor es un mal inyector. En yacimientos fallados es recomendable colocar los pozos inyectores retirados de la falla y los productores cerca de la misma, para reducir el riesgo de perder la zona productiva.

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.