Profundidad del yacimiento

En yacimientos profundos (> 10.000 pies) puede resultar más económica la inyección de agua que la de gas. Esto se debe a la menor presión de cabezal que se requiere al inyectar agua, por cuanto el peso de la columna de fluidos ayuda a alcanzar las altas presiones de fondo exigidas en los pozos inyectores. Así, en un pozo inyector de 10.000 pies de profundidad, una columna hidrostática de agua ejercería una presión del orden de 4.000 Ipc; en cambio, una similar de gas sólo ejercería una presión aproximada de 400 Ipc. Sin tener en cuenta las pérdidas irreversibles por fricción, la presión de cabezal requerida por el pozo inyector de agua sería alrededor de 3.600 Ipc, menor que en el caso de gas.

Zonas de alta permeabilidad

La presencia de zonas o estratos de alta permeabilidad en un yacimiento es más desfavorable en proyectos de inyección de agua que de gas, ya que para recuperar el petróleo es necesario producir grandes cantidades de agua. En la inyección de gas, su arribo prematuro a los pozos productores no representa mayores problemas de operación; por el contrario, altas relaciones gas-petróleo ayudan al levantamiento del petróleo, aunque pueden producir un reciclaje de gas sin mayor beneficio para el proyecto y el consecuente desperdicio en capacidad de compresión.

Saturación de agua connata

La inyección de agua en yacimientos con alta saturación de agua connata (>30%) rinde bajos recobros de petróleo. El agua inyectada tiende a fluir por los canales más pequeños donde está acumulada el agua connata, canalizándose rápidamente hacia los pozos de producción.

Propiedades petrofísicas

En yacimientos con baja permeabilidad (< 100 md) y porosidad (< 15%) es preferible la inyección de gas, ya que la inyectividad del agua en estos yacimientos es baja. En yacimientos con alta permeabilidad (>100 md) y porosidad (> 15%) se puede inyectar agua sin dificultades.

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