RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA

1. FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA.

1.1. PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO

1.1.1. La profundidad del yacimiento tiene una influencia técnica y económica muy importante. Desde un punto de vista técnico, un yacimiento poco profundo tiene la restricción de la presión de inyección, la cual debe ser menor que la presión de fractura. Económicamente el costo de este tipo de proyectos está directamente relacionado con la profundidad, por ejemplo, en el costo de perforar los pozos o con la potencia de compresión requerida, en el caso de inyección de gas.

1.2. LOCALIZACIÓN Y ARREGLOS DE LOS POZOS

1.2.1. En operaciones de recuperación secundaria, en algunos casos, los pozos de producción pueden ser reacondicionados como pozos de inyección, mientras que en otros, es necesario perforar nuevos pozos de inyección. Lógicamente, en una inyección de agua se desea que una gran parte del espacio poroso del yacimiento entre en contacto con el fluido desplazante.

1.3. PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN.

1.3.1. Magnitud

1.3.1.1. La magnitud de la permeabilidad de las rocas del yacimiento controla, en alto grado, la tasa de inyección de agua que pueda mantenerse en un pozo de inyección, a una presión determinada en el fondo del pozo, frente a la zona de inyección.

1.3.2. Variación

1.3.2.1. A menudo los yacimientos de petróleo tienen variaciones de permeabilidad tan marcadas que no es posible considerar al yacimiento como un sistema homogéneo y asignarle una permeabilidad promedio.

1.3.3. Este factor es quizás el de más importancia en proyectos de recuperación secundaria por inyección de agua. Si existen diferencias muy grande de permeabilidad entre los estratos de un horizonte productor, la ruptura del agua ocurrirá primero en los estratos más permeables y luego irá ocurriendo en los estratos con permeabilidades menores; por lo tanto, el desplazamiento de petróleo por agua no es tan uniforme

1.4. PROPIEDADES HUMECTANTES DE LAS ROCAS.

1.4.1. En rocas humectadas por petróleo, sucede lo contrario y debe esperarse, por lo tanto, una menor recuperación. Afortunadamente, la mayoría de las rocas de los yacimientos son humectadas por agua, y así este factor es, en general, favorable a la inyección de agua como método de recuperación secundaria.

1.5. SATURACIÓN DE GAS INICIAL.

1.5.1. Cuando en un yacimiento existe una saturación de gas inicial, la inyección de agua resulta en una sucesión de dos desplazamientos bifásicos. El petróleo forma un banco o zona de petróleo que desplaza parte del gas libre, dejando detrás una cantidad de gas atrapado.

1.6. SATURACIÓN DE LOS FLUIDOS.

1.6.1. Saturación de Petróleo.

1.6.1.1. La saturación de petróleo inicial es determinante en la recuperación. Es necesario que la saturación inicial de petróleo sea lo suficientemente alta y la residual lo más baja posible, para que el proyecto resulte económico. En otras palabras, la diferencia en la saturación de petróleo al comienzo y al final de la inyección determina la cantidad de petróleo recuperado.

1.6.2. Saturación de agua.

1.6.2.1. Si la saturación inicial de agua excede un valor crítico, no se puede formar un banco de petróleo, y aunque pueda producirse cierta cantidad de petróleo, éste debe producirse a altas razones de agua – petróleo. En términos generales, puede afirmarse que, si la saturación de agua es tan alta que la roca es más permeable al agua que al petróleo, el proyecto será menos eficiente.

1.7. RAZÓN DE MOVILIDAD

1.7.1. Una razón de movilidad igual a 1.0 indica que el petróleo y el agua se mueven a la misma velocidad relativa. Cuando M < 1.0, el agua se mueve más lenta que el petróleo, conduciendo a altas saturaciones de agua a la ruptura y a altas eficiencias de desplazamiento. Valores de M >1.0 indican que el agua detrás del frente se mueve más rápido que el petróleo que se encuentra delante del frente.

1.8. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO

1.8.1. Desafortunadamente, es muy difícil predecir cuantitativamente la influencia de la viscosidad del petróleo en la recuperación y sólo puede establecerse en general que la recuperación aumenta mientras menor sea la viscosidad del petróleo.

1.9. TASA DE INYECCIÓN Y BUZAMIENTO DE LA FORMACIÓN

1.9.1. El efecto del buzamiento de la formación y la tasa de inyección están relacionados entre sí. En general, cuando se inyecta agua y el desplazamiento es buzamiento arriba, se obtiene una mejor eficiencia inyectando a bajas tasas, para que las fuerzas de gravedad tengan un mejor dominio de la situación.

2. Recuperación Mejorada en Proyectos de Inyección de Agua

2.1. Es posible mejorar la eficiencia volumétrica (Ev) optimizando patrones de inyección, arquitectura y geometría de pozos. En cuanto a la eficiencia microscópica, su máximo valor (Ed) está determinado por la saturación residual de crudo al Agua (Sorw), este parámetro depende de la interacción de la roca del yacimiento y el crudo, y su alteración o cambio puede materializarse mediante la aplicación de otro tipo de procesos de recuperación mejorada, como es el caso de los miscibles.

2.2. Entre los factores que afectan la eficiencia volumétrica está el concepto de la relación de movilidad (M) como un parámetro adimensional que describe de manera fundamental la eficiencia de barrido volumétrica: Para el caso de procesos de inyección de agua, el sub-índice (d) esta referido al agua (w por su inicial en inglés) de manera que Krd = Krw y 𝜇d = 𝜇w.

3. Principales fuentes de agua para proyectos de inyección

3.1. Acuíferos superficiales, preferiblemente los que contienen agua debido a sus propiedades químicas y/o físicas no puede ser dirigida hacia el consumo humano. Agua superficial proveniente de ríos, lagos o mares. Agua proveniente del yacimiento explotado que es tratada para reinyección.

4. La inyección de agua es utilizada para desplazar crudo móvil y para mantener presión en el yacimiento, es el fluido más utilizado con fines de recuperación secundaria debido a:

4.1. - Su disponibilidad cercana a la mayoría de los yacimientos petroleros conocidos a la fecha. - Su costo de inyección es usualmente más bajo en comparación con otros fluidos. - Su relación de movilidad con respecto al crudo liviano y mediano es más favorable que la de cualquier gas. - Debido a que la mayoría de los yacimientos están compuestos de rocas con mojabilidad intermedia o ligeramente preferencial al agua, ésta tiene la capacidad de penetrar en los poros de menos diámetro y desplazar el crudo. - Los costos de transporte y procesamiento en superficie son menores que los de cualquier tipo de gas.

5. TIPOS DE INYECCIÓN DE AGUA

5.1. INYECCIÓN PERIFÉRICA O CENTRAL

5.1.1. Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, como se observa en la Figura 1, el agua se inyecta en el acuífero, cerca del contacto agua-petróleo.

5.1.1.1. figura 1

5.2. INYECCIÓN POR ARREGLOS

5.2.1. Irregulares

5.2.1.1. Los pozos de producción e inyección están colocados en forma desordenada y cada caso particular requiere de un estudio especial.

5.2.2. Geométricos

5.2.2.1. Los pozos de producción e inyección están distribuidos arealmente formando ciertas formas geométricas conocidas. Es a este tipo de arreglo que se han dedicado la mayoría de los estudios realizados, bien por medio de modelos o mediante las matemáticas aplicadas. En sí, este arreglo consiste en inyectar agua a la capa de crudo, formando un cerco de pozos inyectores alrededor de los pozos productores en forma de una figura geométrica preestablecida, con el objetivo de empujar los volúmenes de crudo remanentes en el yacimiento hacia dichos pozos productores.

5.2.3. figura 2

5.3. INYECCIÓN EXTERNA DE AGUA O PERIFÉRICA

5.3.1. Ventajas.

5.3.1.1. • Se utilizan pocos pozos. • No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que este puede usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. • No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión de agua. • Rinde un recobro de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de facilidades de producción para la separación agua-petróleo.

5.3.2. Desventajas.

5.3.2.1. • Generalmente, se sustituye por una inyección de agua en arreglos a medida que se conoce mejor el yacimiento. • Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. • No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como es posible hacerlo en inyección de agua en arreglos. • En algunos yacimientos, la inyección periférica de agua no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario efectuar una inyección en arreglos en esa parte del yacimiento. • La inyección periférica puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. • El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la invasión es a largo plazo.