Casos históricos - II

En un campo de Bahrain se ha inyectado gas por más de 40 años, obteniéndose recobros de 50% POES en zonas invadidas por gas y de 20-25% en zonas inundadas por agua de un acuífero. Shehabi atribuye el mayor recobro obtenido por el gas a las siguientes razones:

Colina señala que la inyección de agua en arreglos de 7 pozos invertidos y en forma selectiva a través de las arenas más continuas, masivas y resistivas del yacimiento LL-03 del Campo Tía Juana fue exitosa; en cambio, la inyección en los flancos del mismo yacimiento y en forma no selectiva no se consideró efectiva. 

En el Campo Midale en Canadá, la formación está naturalmente fracturada con fracturas verticales espaciadas 1-4 pies. En el proyecto se usan 83 arreglos de 9 pozos invertidos de 320 acres/arreglo y se espera un recobro final de 24% del POES.

Huang y asociados" resumen la evaluación de ingenieña así como la planificación, perforación y completación de pozos horizontales de inyección y producción en un proyecto de inyección de agua y demostraron con eso la superioridad del uso de pozos horizontales en comparación con los verticales, ya que aumentó la producción y se mantuvo por más tiempo. Para predecir el comportamiento de los pozos horizontales utilizaron métodos analíticos y simulación. 

Grinestaff y Caffrey presentan un caso de inyección de agua en una zona compleja con múltiples yacimientos en Prudoe-Bay, Alaska, donde realizan un análisis global del comportamiento utilizando simulación numérica. De aquí se deduce que entre las mejores estrategias futuras de explotación para recuperar el petróleo remanente atrapado están el seguimiento de los yacimientos y la perforación masiva de pozos horizontales y verticales.

Casos históricos - I

Ferrer2 presenta varios casos de campo de yacimientos sometidos a inyección de agua donde demuestra que el seguimiento de varios proyectos de inyección de agua ha dado como resultado mejoras de la eficiencia del recobro. Ejemplos de éstos son: el del Campo Guntong en Malasia, el del Campo Ninian en el Mar del Norte y los proyectos de las segregaciones del lago de Maracaibo en Venezuela. Asimismo, Rojas3 describe otros casos a nivel mundial entre los cuales señala los siguientes: 

En yacimientos de carbonatos8 durante varios años se ha realizado perforación interespaciada extensiva en los yacimientos de carbonato del oeste de Texas, como un método para incrementar el área barrida por el agua y mejorar la comunicación entre los pozos. Los resultados de campo han llevado a la conclusión de que este método incrementa económicamente las reservas de los proyectos de inyección de agua en su fase subordinada. En yacimientos clásticos puede quedar petróleo remanente potencialmente recuperable por inyección de agua, a consecuencia de la pobre continuidad de las arenas o grandes contrastes de permeabilidad entre cuerpos de arena vecinos. Estas con- diciones típicamente ocurren en depósitos fluviales o en combinaciones de canal-barra de desembocadura. La experiencia en el Mar del Norte25 muestra que el recobro adicional obtenido por un pozo interespaciado, localizado en una zona pobremente barrida por agua y arena de baja permeabilidad, puede alcanzar un 7% del POES existente entre los pozos iniciales.

En las formaciones calcáreas del Campo Valhall de Noruega, debido a la baja permeabilidad del agua (15 md) se fracturaron moderadamente los yacimientos, in- yectando agua a presiones de 150 Ipc y en fracturas de 150 pies de extensión lateral y con tasas de inyección de 10.000 BPD.

Hasan refiere que un proyecto de inyección de agua en la unidad Curry, con una saturación de gas de 24%, rindió un recobro adicional de 7,5 MMBN con un incremento en la tasa de producción de petróleo de 1.000 a 3.650 BPD. Se observó la creación de un banco de petróleo luego del llene del yacimiento. El Campo Brookhaven, en Mississippi, fue sometido a inyección de agua luego de 20 años de haberse inyectado gas. 

Las expectativas de recobro terciario eran de 5 MMBN cuando se inició el proyecto. En el lago de Maracaibo también se han obtenido excelentes resultados en proyectos de inyección de agua en arenas saturadas de gas. En yacimientos donde Sg =5-10%, se ha observado aumento de la tasa de producción de petróleo, reducción de la relación gas-petróleo, aumento de la presión del yacimiento y resaturación del crudo con gas.

Aspectos económicos

Para que un proyecto de inyección sea económicamente viable debe generar ganancias que satisfagan las metas de la empresa. Por esa razón, la gerencia de los proyectos de inyección de agua o gas requiere la evaluación económica, para lo cual los ingenieros de producción y yacimientos deben trabajar en equipo a fin de fijar los objetivos económicos, formular los escenarios, recopilar los datos de producción, operación y de rentabilidad, efectuar los cálculos y análisis de riesgos, así como seleccionar la estrategia de explotación óptima, usando los conocidos criterios de valor presente neto, tasa interna de retomo, eficiencia de la inversión, entre otros. Thakur y Satter y Willhite presentan un estudio detallado sobre este tópico. 

Las facilidades de superficie, los pozos y sus equipos, las fuentes de gas y agua para inyección son por lo general escasos; por eso es necesario considerar como un valor el fluido de inyección. También es fundamental tener en cuenta el costo del tratamiento del fluido de inyección y el transporte y manejo de los fluidos producidos.

Corrosión de la tubería

Un problema que se presenta en la inyección de agua, y poco en la inyección de gas natural dulce, es la corrosión en las tuberías de inyección por la presencia de oxígeno y sales en el agua. Por esta razón es necesario usar sulfito de sodio, bactericidas e inhibidores de corrosión para aumentar la vida útil de estos pozos.

Fracturas artificiales profundas

Las fracturas artificiales profundas menores de 250 pies de extensión lateral inducidas por altas presiones de inyección, producen bajas eficiencias de barrido, ya que el fluido de inyección tiende a canalizarse rápidamente a través de las fracturas hacia los pozos de producción, como se ilustra en la Figura 8.10. En los pozos de inyección se pueden instalar controles para evitar que la presión alcance la de la fractura de la formación. Ahora bien, si se logran crear fracturas perpendiculares a las líneas de flujo, entre el pozo de inyección y producción, se mejora la eficiencia de barrido, pues la fractura se comportaría como un surtidor que distribuiría arealmente el fluido inyectado.

Alta relación gas-petróleo

Las elevadas relaciones gas-petróleo que se tienen luego que ocurre la irrupción del gas, no generan tantos problemas como las altas razones agua-petróleo. Por el contrario, la presencia de gas en los pozos gasifica la columna de petróleo y se puede lograr que el pozo vuelva a fluir naturalmente. Si luego de la irrupción del gas la presión de los pozos de inyección no cambia, la presión de fondo fluyente de los pozos de producción aumenta, debido a la menor caída de presión

Alta relación agua-petróleo

Son muchos los problemas que se presentan por alta producción de agua de los pozos. A continuación se mencionan los más importantes: 

• Rápida declinación de la productividad de los pozos 

• Aumento de los costos del manejo del agua producida

• Aumento de los problemas de deshidratación del petróleo 

• Deterioro de la productividad de los pozos por la migración de finos 

• Arenamiento de los pozos 

• Producción de arena que deteriora las instalaciones de producción 

• Cierre prematuro de los pozos, que convierte en antieconómica su producción Las altas relaciones agua-petróleo se pueden controlar de la siguiente manera: 

• Si la producción de agua y petróleo proviene de lentes o zonas diferentes, el tratamiento más adecuado es taponar las zonas productoras de agua con ce- mento, resinas o geles de silicato o polímeros. 

• Si el agua y el petróleo provienen de las mismas arenas, o de zonas donde es difícil distinguir cuáles producen agua y cuáles petróleo, es preferible crear barreras selectivas en todas las zonas por medio de polímeros hidrosolubles que bloquean la producción de agua sin afectar la producción de petróleo y gas. También, la producción simultánea de agua y petróleo puede ser una buena alternativa, cañoneando ambas zonas en lugar de hacerlo sólo en el tope petrolífero.