Eficiencia de desplazamiento

Para que un proyecto de recuperación mejorada de petróleo genere mejores resultados, es necesario que el fluido de inyección produzca una elevada eficiencia de desplazamiento, para lo cual se deben tener en cuenta los siguientes factores: la mojabilidad de la roca con respecto al fluido de inyección, la tensión interfacial fluido des- plazante/desplazado, las viscosidades de los fluidos, la transferencia de masa entre los fluidos y otros.

Segregación gravitacional

Es conveniente seguir algunas recomendaciones para la inyección y producción selectiva que contrarrestan el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical. Las mismas se presentan en la Tabla 8.2

Razón de movilidad

Una razón de movilidad desfavorable (Af > 1) produce: 

• Inestabilidad viscosa del frente de invasión 

• Pronta irrupción del fluido desplazante en los pozos de producción 

• Bajas eficiencias de barrido 

Para evitar la inestabilidad viscosa, se recomienda tener en cuenta los siguientes límites de viscosidad en proyectos de inyección:

 • Para agua: na < 50 a 60 cp 

• Para gas: \L0 < 20 a 30 cp Existen varios métodos para mejorar la razón de movilidad en proyectos de inyección de agua o gas. 

Los más usados en la práctica son: 

• Inyección de soluciones de polímeros

• Inyección de dióxido de carbono 

• Inyección de tapones alternados de agua y gas 

• Procesos térmicos

Heterogeneidades del yacimiento

Posiblemente, la principal razón por la cual fallan muchos proyectos de inyección de fluidos es el desconocimiento de las heterogeneidades más comunes que se encuentran en los yacimientos: 

• Variación areal y vertical de la permeabilidad 

• Lenticularidad de las arenas 

• Fracturas naturales e inducidas 

• Permeabilidad direccional 

• Falta de comunicación entre los pozos de inyección y producción 

Cuando el yacimiento es muy heterogéneo es preferible no someterlo a procesos de desplazamiento pozo a pozo, pero sí realizar estimulación de los pozos productores. Si la heterogeneidad es limitada, se puede intentar la inyección selectiva en las arenas más continuas y de mejor desarrollo, y perforar pozos interespaciados.

Problemas que se presentan y posibles soluciones

Los problemas que se presentan durante la inyección de fluidos son muy diversos y seria prácticamente imposible un análisis exhaustivo. Además, como se ha referido, cada yacimiento y cada proyecto es particular, por lo cual requieren consideraciones y soluciones particulares. En general, los problemas y su posible solución están relacionados con algunos factores que se describen a continuación: 

Tasa de inyección En yacimientos horizontales, las altas tasas de inyección disminuyen el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical, pero pueden producir inestabilidad viscosa del frente que se manifiesta por una rápida canalización del fluido desplazante. En yacimientos inclinados y en los naturalmente fracturados es recomendable inyectar a tasas bajas por las siguientes razones: 

• Favorecen la segregación gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa del frente de invasión. 

• Favorecen la imbibición del agua en la matriz y su segregación gravitacional en las fracturas. Sin embargo, debe tenerse presente que las tasas bajas de inyección pueden afectar negativamente la economía de un proyecto porque retardan la recuperación de la inversión. 

Barrido del yacimiento En la selección del fluido para inyectar se debe considerar cuál de las opciones disponibles genera un mejor barrido del yacimiento. A tal efecto, se deben tener pre sentes las heterogeneidades del yacimiento, la razón de movilidad y la segregación gravitacional de los fluidos.

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.