Consideraciones Prácticas Del Agua Y Gas

1. Consideraciones Prácticas del Agua y Gas

Recientemente Thakur y Satter y previamente Ferrer y Rojas señalan algunas consideraciones relacionadas con el tiempo óptimo para el inicio de la inyección, la selección de los fluidos, los esquemas de inyección, los pozos inyectores y productores, la infraestructura para la inyección y el tratamiento de los fluidos, el monitoreo de los proyectos de inyección, los problemas más frecuentes que se presentan y sus posibles soluciones, los aspectos económicos y los casos de campo.

A continuación se describen los tópicos más relevantes expuestos a estas consideraciones, los cuales son de gran utilidad práctica.

• Tiempo Óptimo para el Inicio de un Proceso de Inyección de Fluidos.

Los yacimientos de petróleo y gas son como los seres humanos: cada uno es diferente con sus características particulares. En relación con el inicio de las operaciones de inyección, hay que tratar de evitar retrasar el tiempo óptimo para el comienzo físico de la inyección. En todos los casos es necesario reconocer lo más temprano posible en la vida productiva de un yacimiento la necesidad de inyección para lograr los objetivos específicos. La planificación temprana, aun cuando no sea en detalle, hará posible la toma de datos básicos en el momento más adecuado para el análisis de la ingeniería requerida. Esto puede conducir a la modificación del programa de desarrollo a fin de que los pozos puedan ser perforados con la máxima eficiencia para el programa de inyección y un costo mínimo de reperforación y reparaciones.

El inicio del proyecto del proyecto de inyección de agua y gas es una función de diferentes variables de los yacimientos, entre las cuales pueden citarse los mecanismos de producción y presión inicial, la presencia y tamaños de acuíferos y/o una capa de gas, y las propiedades de los fluidos, en particular, la presión de burbujeo, entre otros.

Al respecto Craig recomienda para maximizar el recobro del petróleo, la presión óptima en el yacimiento a la cual se debe invadir es la del punto de burbujeo. En este caso, la presión de inyección debe estar entre 200 y 300 lpc por encima de la presión de burbujeo.

Las ventajas de este procedimiento son:

- El petróleo remanente tiene la máxima cantidad de gas en solución, lo cual genera un factor volumétrico máximo y un volumen mínimo de barriles normales.

- Como se observa en la figura 2, a esta presión, la viscosidad del petróleo es mínima, por lo cual mejora la razón de movilidad y las eficiencias del desplazamiento y del barrido.

- Los pozos productivos tienen el máximo índice de productividad.

- No hay retaso en la respuesta del yacimiento a la invasión debido a que se encuentra lleno de líquido.

Figura 2 Efecto de la presión sobre las propiedades PVT del petróleo.

Las desventajas podrían ser:

- Requerimientos de altas presiones de inyección que incrementan los costos

- Exigencias de grandes inversiones al comienzo de la vida productiva del yacimiento, cuando sería más económico producir el yacimiento por su propia energía.

La generalización del tiempo óptimo para el inicio del proyecto de mantenimiento por inyección tiene un sentido práctico limitado por el excesivo número de variables que se deben considerar, tanto desde el punto de vista económico como de las características del yacimiento.

• Selección del Fluido de Inyección

La selección del fluido apropiado para inyectar en un determinado yacimiento es quizás la parte más difícil de cualquier operación de inyección, generalmente el agua y el gas son los materiales menos costosos y están disponibles en cantidades suficientes para el desplazamiento de petróleo. En esta actividad es donde el conocimiento, la imaginación y el ingenio del ingeniero de yacimiento permiten desarrollar programas de inyección que mejoren apreciablemente el recobro y los beneficios económicos de la mayoría de los yacimientos.

En general el agua es más eficiente que el gas en desplazar el petróleo porque tiene la mayor viscosidad, menor movilidad y porque la roca representan menor permeabilidad efectiva al agua que al gas. Esto produce la razón de movilidad agua-petróleo menor que la de gas-petróleo y, por lo tanto, la eficiencia del barrido areal y volumétrico y la del desplazamiento son mayores.

En yacimientos totalmente fracturados e hidrófilos, el agua desplaza el petróleo de las fracturas por empujes viscosos; y de la matriz, por imbibición. El avance macroscópico del frente del agua está dominado por las fuerzas gravitacionales.

• Esquemas de Inyección

La experiencia de campo ha demostrado que en muchos yacimientos homogéneos y continuos, la recuperación adicional de petróleo por inyección de agua es más efectiva cuando se mantiene la presión por inyección en la periferia.

Cuando la inyección periférica falla por falta de la continuidad entre la periferia y el centro del yacimiento, por la heterogeneidad y por la baja permeabilidad, es conveniente inyectar y producir los fluidos en arreglos o patrones de pozos.

En general se recomienda lo siguiente:

- Usar la inyección de arreglos 5,7 y 9 pozos en yacimientos con poco buzamiento y cierto grado de heterogeneidad, pues han resultado más beneficiosos que los arreglos en línea.

- Utilizar arreglos en líneas en yacimientos inclinados, pues permiten lograr un buen control del frente de barrido.

- De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazados, resulta preferible:

 Un arreglo de 7 pozos invertido, si la movilidad del fluido desplazante es mayor que la del petróleo.

 Un arreglo de 7 pozos normal, si es menor que la del petróleo.

 Un arreglo de 5 pozos, si es igual a la del petróleo.

- Preferir el arreglo el uso de los arreglos de 7 pozos a los 5 pozos por las razones siguientes:

 Mayor eficiencia de barrido areal.

 Menor número de pozos inyectores.

En la práctica la selección del tipo de arreglos depende de la distribución geométrica de los pozos existentes, y finalmente, de los análisis económicos de los planes de explotación, los cuales se realizan con modelos analíticos

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