Vaporización de hidrocarburos

Un fenómeno asociado con la inyección de gas, que no se presenta en la inyección de agua, es la vaporización de hidrocarburos. Ésta consiste en que una porción del petróleo en contacto con el gas inyectado se vaporiza y se desplaza hacia los pozos de producción en forma de gas. En crudos livianos, volátiles y en condensados, este fenómeno es muy importan te y se debe tener en cuenta en la predicción del comportamiento del yacimiento, ya que el gas producido al enfriarse rinde en superficie los líquidos vaporizados que originalmente formaban parte del petróleo líquido del yacimiento.

Segregación gravitacional - II

Yacimientos inclinados Debido a la segregación gravitacional, es más eficiente el desplazamiento buza- miento abajo de petróleo por gas que el desplazamiento buzamiento arriba de petróleo por agua. 

Yacimientos humectados por petróleo 

En estos yacimientos, el petróleo ocupa los canales porosos más pequeños y moja la superficie de los granos, mientras que el agua ocupa los canales porosos más grandes, tal como se observa en la Figura 8.7. Por esta razón, la inyección de agua es menos efectiva que la de gas en la recuperación de yacimientos subsaturados y humectados por petróleo.

Segregación gravitacional - I

En la Figura 8.6 se ilustra el efecto de esta variable en yacimientos horizontales e inclinados. En general, la segregación gravitacional es mayor en la inyección de gas que en la de agua debido a que la diferencia de densidad petróleo-gas (p„ - ps) es alrededor de cinco veces mayor que la de agua-petróleo (pu, -p0), lo cual, en algunos casos, beneficia la inyección de gas y en otros, la perjudica. Comúnmente, los mejores resultados de los proyectos de inyección de gas se han obtenido en yacimientos con buena segregación gravitacional. 

Yacimientos horizontales 

En estos yacimientos, cuando se inyecta y se produce por todo el espesor de la formación, el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical es mayor en la inyección de gas que en la de agua. Además, si son de gran espesor (> 100 pies), se puede formar una capa secundaria de gas que es muy eficiente en el desplazamiento de petróleo. Generalmente, para que ocurra segregación del gas se requiere que el yacimiento tenga una permeabilidad vertical mayor de 200 md.

Presencia de capa de gas

En yacimientos horizontales, el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena, y el gas, el tope, lo que causa bajas eficiencias de barrido vertical debido a la segregación. Este problema es mayor en el caso de inyección de gas y se puede resolver parcialmente con la inyección y producción selectiva, mediante la perforación interespaciada.

En yacimientos con capa de gas se recomienda aprovechar la eficiencia del barrido de la capa, inyectando no sólo el gas producido sino también volúmenes adiciona- les provenientes de otros yacimientos. Además, el gas mantiene presiones elevadas que reducen el requerimiento del levantamiento artificial, ya que las altas RGP disminuyen el peso de la columna de petróleo3'5. No obstante, la presencia de una capa grande de gas es contraproducente en proyectos de inyección de agua, pues ésta última puede empujar petróleo hacia la capa de gas y reducir su recuperación.

Presencia de acuíferos

Cuando un yacimiento tiene un acuífero pequeño, de energía limitada, se recomienda aumentarla por medio de inyección de agua en los flancos. Pero si es grande, un proceso de inyección sería contraproducente para el yacimiento, puesto que la inyección interna limita la acción del acuífero y se corre el riesgo de obtener recobros muy poco atractivos. Por eso, antes de considerar un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua o gas, es necesario prever que la inyección no contrarreste los mecanismos naturales de recobro.

Restauración

El espacio ocupado por el gas en zonas no barridas por agua se resatura con petróleo durante la invasión, lo cual disminuye el banco de petróleo. Estas porciones no barridas pueden ser de baja permeabilidad o zonas sin drenaje adecuado. De acuerdo con Craig, las condiciones necesarias para que ocurra la resaturación y disminuya significativamente el recobro de petróleo son: 

1. Que exista una saturación de gas libre previa a la inyección de agua. 

2. Que el yacimiento sea heterogéneo. 

3. Que exista una porción grande del yacimiento sin drenaje detrás de la última fila de los pozos productores.

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.