GENERALIDADES DE INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS
OMAR CAMILO GUATAVITA SALGADO YEISON ALFREDO TRUJILLO CARDONA
CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCION TECNICO EN PRODUCCION PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO VILLAVICENCIO 2012
GENERALIDADES DE INYECCION DE AGUA EN CAMPOS PETROLIFEROS
OMAR CAMILO GUATAVITA SALGADO YEISON ALFREDO TRUJILLO CARDONA
Ingeniero DIEGO ARMANDO HERRERA Director De Investigaci贸n Y Proyectos
CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCION TECNICO EN PRODUCCION PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO VILLAVICENCIO 2012
NOTA DE ACEPTACION
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DIRECTOR DE PROYECTO
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VILLAVICENCIO-META 24 DE NOVIEMBRE DE 2012
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN....................................................................................................................................7 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................................................................8 JUSTIFICACION .....................................................................................................................................9 OBJETIVOS ......................................................................................................................................... 10 Objetivo General ........................................................................................................................... 10 Específicos ..................................................................................................................................... 10 ALCANCES Y LIMITACIONES .............................................................................................................. 11 METODOLOGIA ................................................................................................................................. 12 MARCO TEORICO .............................................................................................................................. 13 TIPOS DE INYECCION DE AGUA ......................................................................................................... 15 INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA.............................................................................................. 15 CARACTERISTICAS: ........................................................................................................................ 15 INYECCION EN ARREGLOS O DISPERSA ......................................................................................... 15 CARACTERISTICAS ......................................................................................................................... 16 RECUPERACION ASISTIDA ............................................................................................................. 17 RECUPERACIÓN ASISTIDA CON INYECCIÓN DEL CO2 ........................................................................ 19 INYECCIÓN DE GAS POBRE: ............................................................................................................... 20 ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES (EBM) .............................................................................. 22 Método De La Línea Recta. ........................................................................................................... 23 Índices De Producción................................................................................................................... 27 TERMINOS DE LA EBM ...................................................................................................................... 29 Expansión Del Gas En Solución: .................................................................................................... 30 Expansión De La Capa De Gas: ...................................................................................................... 31 Expansión Del Agua Connata Y Reducción Del Volumen Poroso:................................................. 32 Influjo De Agua Del Acuífero: ...................................................................................................... 33 Vaciamiento: ................................................................................................................................. 33
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ....................................................................................................... 35 Mecanismos De Producción Natural: ........................................................................................... 35 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN INDUCIDOS: .................................................................................. 40 INYECCION DE AGUA......................................................................................................................... 42 TIPOS DE INYECCIÓN. ........................................................................................................................ 44 Inyección Periférica O Externa. ..................................................................................................... 44 Ventajas. ....................................................................................................................................... 44 Desventajas. .................................................................................................................................. 45 INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA. ............................................................................................ 46 Ventajas. ....................................................................................................................................... 46 Desventaja. ................................................................................................................................... 47 ANEXO ESPECIAL SOBRE ARTICULO VALLE DEL RIO MAGDALENA ................................................... 48 INYECCION PILOTO DE AGUA ............................................................................................................ 59 Limitaciones De Un Proyecto De Inyección De Agua En Pozos Petroleros: .................................. 59 Información Que Puede Obtenerse De Un Proyecto Piloto De Inyección De............................... 60 Agua: ............................................................................................................................................. 60 CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 61 CIBERGRAFIA ..................................................................................................................................... 62
INTRODUCCIÓN El 85% de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por métodos de producción primaria y secundaria
con un recobro promedio del 35% del
petróleo in situ. Como esta producción todavía es baja, para incrementarla se han desarrollado métodos y técnicas de recobro mejorado, EOR (del inglés enhanced oíl recovery). Las cuales involucran una inyección de un fluido, líquido o gas, dentro del yacimiento.
Hoy en día, la inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos EOR, y hasta la fecha es el proceso que más ha contribuido en la recuperación extra de petróleo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua todavía queda en el yacimiento más del 50% de aceite original in situ. El objetivo principal de la inyección de agua es mantener la presión a cierto valor o suplementar la energía natural del pozo. El primer caso se conoce como mantenimiento de la presión y el segundo como mantenimiento parcial. Ambos dan lugar a un incremento en el recobro del petróleo, a una mejora en los métodos de producción y a un aprovechamiento y conservación del agua producida.
Un factor predominante que controla las operaciones de inyección de agua es la localización de los pozos inyectores con respecto a los pozos productores y los límites del yacimiento. Es aquí donde nace la necesidad de crear una fuente de información compleja y clara de esta importante actividad que se lleva a cabo en los campos petroleros de todo el mundo.
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PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El petróleo crudo no tiene la habilidad para salir por sí mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje de un fluido asociado al petróleo como el gas o por acumulación de otros fluidos como el agua. Este proceso, mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso, se conoce como desplazamiento. Generalmente los fluidos desplantes son el agua y el gas, y el desplazado es el petróleo.
Además del desplazamiento del petróleo por efecto de un fluido en solución, el petróleo también puede ser recuperado por un desplazamiento similar al ocasionado por un pistón. Esto se logra con la aplicación de fuentes de energía, como es el caso de un yacimiento con empuje por agua o por una capa de gas en ambos casos ocurre un desplazamiento inmiscible del petróleo, bien sea por el avance del acuífero o por la expansión del volumen de la capa de gas.
En operaciones de recuperación secundaria cuando se inyecta agua en yacimientos de petróleo, también ocurren desplazamientos inmiscibles. Para que exista este desplazamiento es necesario que el fluido desplante disponga de más energía que el desplazado. Es aquí donde nuestro proyecto es de gran utilidad para adquirir conocimiento e información acerca del proceso de inyección de agua como factor de recobro y sus temas asociados.
¿Estarán los estudiantes en capacidad en adquirir esta información para fortalecer su conocimiento?
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JUSTIFICACION Este proyecto lo hacemos con el fin de adquirir una información proporcionada y eficaz para el aprendiz creando unas generalidades en inyección de aguas en los campos petroleros, es esencial tener en cuenta hoy en día que para extraer la máxima cantidad de crudo se necesita de un factor de recobro es ahí donde la inyección de aguas entra a ser un papel muy importante en la industria petrolera ya que gracias a este podemos lograr un 60% en el factor de recobro a lo cual identificáremos con nuevas tecnologías y poder aprovechar el conocimiento de sí mismas en cuanto a la producción de hidrocarburos.
Cabe
decir
que
las
siguientes
generalidades
serán
de
gran
utilidad
específicamente para los estudiantes de las líneas de producción de pozos de petróleo y facilidades de superficie, perforación de pozos de petróleo y todo el personal que sin importar su técnica quieran adquirir conocimiento acerca de los factores de recobro en específico la inyección de agua. Esta sería una gran fuente de información muy compleja y de fácil adquisición al estudiante.
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OBJETIVOS Objetivo General Analizar entender y fortalecer la información en cuanto la inyección de agua como un factor de recobro definiendo las pautas y recomendaciones a tener en cuenta para la realización de ajustes y verificación en la inyección de agua para el aumento en la producción de crudo en los campos petrolíferos.
Específicos Brindar una fuente de información clara y compleja de inyección de agua como factor de recobro para todo aquel estudiante que presente interés por el tema. Enriquecer nuestros conocimientos en cuanto a los factores de recobro específicamente en la inyección de agua Determinar los parámetros y condiciones para tener en cuenta al realizar una optimización de la producción de crudo mediante la inyección de agua como factor de recobro.
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ALCANCES Y LIMITACIONES El alcance de estas generalidades es de facilitar información a las estudiantes de la técnica de producción y al personal interesado sobre el funcionamiento, características y parámetros que se tienen en cuenta en la producción de crudo cuando
aplicamos
un método de recobro como inyección de agua para el
aumento de la producción.
La gran limitación es no contar con un método práctico en donde los estudiantes puedan interactuar con el tema y desarrollar la operación como si estuvieran afrontando un caso real, pues contando con esta metodología de aprendizaje se garantiza una mejor explicación del tema debido a que la experiencia lo hace todo.
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METODOLOGIA En primera instancia vamos a recopilar información de diversas fuentes como son libros, internet, y asesorías de personas que conocen y son expertos en el tema, para una vez reunida, comencemos a seleccionar y clasificar su importancia. Se buscará información, y se propenderá por realizar si es posible una visita de campo, que nos posibilite conocer, de qué manera en la industria se reacciona, en el momento que los casos acontecen, y cómo se podría aplicar, estas estrategias en nuestra institución. Se determinará cuándo y de qué manera se realiza una inyección de agua para aumentar la producción Después se construirá el proyecto, se preparará y de socializará de forma que se aplique no como proyecto de grado, sino como oportunidad de vida. El producto final será un libro de generalidades que nos preocuparemos para que se convierta en físico, y se socialice en la comunidad COINSPETROL.
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MARCO TEORICO Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdivididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente estas tres etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica, la etapa primaria de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento. La secundaria, que actualmente es casi sinónima de inyección de agua se implementa usualmente después de la declinación de la producción primaria.
La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural al inyectar agua para desplazar el petróleo a los pozos productores. Cuando el petróleo ha perdido o no tiene la habilidad suficiente para salir de los espacios porosos de la roca del yacimiento en el cual se encuentra se dice que este ha perdido su energía natural y es ahí donde podemos empezar a pensar en implementar un método de recuperación secundaria, uno de los más eficaces la inyección de agua.
La inyección de agua en yacimientos petrolíferos es un método de recobro secundario el cual tiene como objetivo principal aumentar la producción de crudo atreves del aumento y el sostenimiento de la energía del yacimiento.
La inyección de agua tuvo comienzos sus comienzos en la ciudad de pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1865. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nuevas tecnologías, la primera inyección de agua ocurrió accidentalmente, cuando el agua proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía atreves de las formaciones petrolíferas, entraba en el intervalo productor de los pozos perforados e incrementaba la producción de crudo en pozos vecinos en esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión inicial del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1890, cuando los
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operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción.
En 1907, la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo en el campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo; a medida que aumentaba la zona invadida y que lo pozos productores que la rodeaban eran invadidos por agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente más amplio.
Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyección de gas, generándose entre algunos yacimientos diferentes un proceso competitivo entre ambos métodos.
En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea en la cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos Inyectores de agua.
Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de cinco pozos (5). Después de 1940, la práctica de inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tazas de inyección-producción. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación colombiana constituyéndose en el proceso que más ha contribuido en la recuperación del petróleo extra.
Hoy en la en día más de la mitad de la producción mundial de petróleo crudo se debe a la inyección de agua.
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TIPOS DE INYECCION DE AGUA Cuando se llega el momento de pensar en implementar un método de recuperación secundaria en un yacimiento, porque este dejo de producir de forma natural debemos tener en cuenta que de acuerdo con la ubicación de de los pozos inyectores y los pozos productores la inyección de agua se puede llevar a cabo en dos formas diferentes.
INYECCIÓN PERIFÉRICA O EXTERNA Consiste en inyectar el agua fuera de la zona del petróleo, e los flancos del yacimiento se conoce también como inyección tradicional y en este caso el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.
CARACTERISTICAS: Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece esta forma de inyección de agua. Los pozos inyectores se ubican en el acuífero fuera de la zona del petróleo
INYECCION EN ARREGLOS O DISPERSA Consiste en inyectar agua dentro de la zona del petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección interna ya que el fluido se inyecta en la zona del petróleo a través de un número apreciable de pozos que forman un arreglo geométrico con referencia a los pozos productores.
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CARACTERISTICAS La selección del arreglo depende de la estructura y los límites del yacimiento, de la continuidad de la arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad (Φ) y del número y posición del pozos existentes. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y gran extensión de área.
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RECUPERACION ASISTIDA El procedimiento químico general de una recuperación asistida se ilustra en la figura, utilizando el método específico de polímeros alcalinos.
Por lo general, la introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedidas por un preflush (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades específicas.)
para producir un buffer acuoso compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas, las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los aditivos químicos son del tipo de detergentes
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(Generalmente petróleosulfonados.), polímeros orgánicos (para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo.) y micellar solutions. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que se haya realizado el preflush del pozo.
Dicha inyección se halla proseguida por la inyección de una solución de polímeros (usualmente un poliacrilamida o polisacárido) para incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución o channeling. Finalmente, la salinidad del agua adicionada que siga a la inyección del polímero es aumentada respecto de la concentración normal que caracterizan a los fluidos petroquímicos.
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RECUPERACIÓN ASISTIDA CON INYECCIÓN DEL CO2 Otro tipo de recuperación asistida de reservorio saturado, consiste en la inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles como se observa en la figura. La adición de dióxido de carbono es una de las técnicas más utilizadas en las instalaciones de recuperación en la actualidad. El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles son:
Disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el crudo, Aumento del volumen de la fase oleica. La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo. Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido descubiertas y aplicadas:
Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua, como se ilustra en la figura inyección de agua saturada con el dióxido de carbono; y finalmente, inyección del gas a presión elevada. Diversas técnicas han emergido de métodos térmicos de recuperación asistida y la elección de uno u otro depende de la evaluación del reservorio y de la economía. Los procedimientos térmicos, son especialmente utilizados en la recuperación de crudos pesados, del orden APIº< 20.
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INYECCIÓN DE GAS POBRE: Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples contactos entre el petróleo y el gas inyectado antes de que se forme la zona miscible.
Cabe destacar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo sino en un punto mas alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 de crudo para formar la zona miscible.
Es importante destacar que este proceso se usa para crudos livianos con una gravedad API > 30
Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es más económico que el proceso de l tapón de propano o gas enriquecido, no existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua y el gas puede ser reciclado y reinyectado.
Las desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, tiene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones del C2 al C6, la eficiencia areal y la segregación son pobres(por la gravedad) y es costoso
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ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES (EBM) La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el balance volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento, y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento.
Se basa en la ley de conservación de la materia, que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre constante
La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941. La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos.
Para la aplicación del balance de materiales se toman en cuenta algunas consideraciones importantes, tales como: Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia. El PVT es representativo del yacimiento Proceso isotérmico Cw y Cf son despreciables Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento Dimensión cero.
Entre las aplicaciones principales de este método tenemos la Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento, Evaluar We conociendo N o G, Predecir el
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comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción y Evaluar factores de recobro
Método De La Línea Recta. La EBM expresada como una línea recta fue propuesta por Van Everginden (1953) y Havlena-Odeh (1963. El método de Havlena-Odeh consiste en agrupar ciertos términos en la EBM y graficar un conjunto de variables con respecto a otro. Para ello definimos los siguientes términos: F = Np [Bo + (Rp − Rs)Bg] +WpBw Eo = Bo − Boi + (Rsi − Rs)Bg Eg = Bo(Bg/Bgi – 1) Efw = Boi((CwSwi + Cr)/(1−Swi))Δp
Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw
Donde F, Eo, Eg y Efw corresponden al vaciamiento, la expansión del petróleo, gas y de la formación respectivamente.
Quedando la ecuación de la siguiente forma:
F = NEt +We
Si se escribe la ecuación de la siguiente forma: F − We = NEt
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Entonces esta es una ecuación lineal con pendiente igual a N (petróleo original en sitio) y debe pasar por el punto (0,0).
De acuerdo a las características del yacimiento la ecuación se puede simplificarse, entre estos casos tenemos:
a.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas en solución y compactación del volumen poroso (m=0, We=0):
F = N[Eo + Efw]
b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas presente:
Se divide toda la ecuación entre Eo, resultando:
F/Eo = N + NmEg/Eo
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Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN.
c.- Empuje por Agua, gas disuelto y compactaciĂłn del volumen poroso: F â&#x20AC;&#x201C; We = N[Eo + Efw]
Al graficar se obtiene que la pendiente es N.
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d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente: (F â&#x20AC;&#x201C; We)/Eo = N + NmEg/Eo
Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN.
e.- Empuje por agua y gas disuelto:
F/Eo = N + We/Eo
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Al graficar se obtiene que el punto de corte con la vertical es N y la pendiente es igual a 1.
Índices De Producción Los índices de producción de un yacimiento corresponden a la contribución fraccionaria o porcentual de cada uno de los mecanismos de producción presentes en el reservorio para un determinado paso de presión y a unas determinadas condiciones. De aquí que la EBM se puede modificar para determinar cuál es la contribución de cada mecanismo de producción natural a la producción del pozo, por lo que están clasificados en:
Contribución por expansión del petróleo y su gas disuelto:
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Contribuci贸n
por
expansi贸n
del
Contribuci贸n por Influjo de Agua.
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Gas
en
la
capa
de
gas
TERMINOS DE LA EBM Es necesario conocer los elementos que forman parte de la ecuación de balance de materiales antes de definirla y comenzar a explicar sus aplicaciones, entre estos tenemos:
Np: Petróleo producido acumulado a condiciones estándar [MSTB]
Rp: Relación gas-petróleo acumulado [MSCF/STB]
Wp: Volumen de agua producido [MSTB]
N : Volumen inicial de petróleo a condiciones estándar (POES)[MMSTB]
m: Relación entre volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de petróleo +gas disuelto en la zona de petróleo (m es constante y adimensional)
w : Saturación de agua ( es adimensional).
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Cw: Factor de compresibilidad del agua [psi-1].
Cf : Factor de compresibilidad de la formación [psi-1]. Nβoi: Volumen de petroleo + gas disuelto inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl]. NRsiβgi: Volumen inicial de gas disuelto en el petróleo a condiciones de yacimiento [MMbbl].
G: Volumen total inicial de gas en sitio a condiciones estándar (GOES) [MMMSCF].
N(βo-βoi ): Volumen producido por expansión del líquido (Expansión del petróleo) [MMBbl]
Expansión Del Gas En Solución: NRsi Gas en solución inicial a condiciones normales [MMMPCN]. NRsi∙βg Gas en solución inicial a condiciones de yacimiento [MMBbl]. NRs∙βg Gas en solución condiciones de yacimiento [MMBbl].
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Nβg(Rsi-Rs) Volumen por expansión del gas en solución [MMBbl].
Expansión del petróleo + gas en solución:
Expansión De La Capa De Gas: Volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl]
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Volumen de gas en la capa de gas [MMBbl]
Volumen
por
expansiรณn
del
gas
en
la
capa
de
gas
Expansiรณn Del Agua Connata Y Reducciรณn Del Volumen Poroso: Compresibilidad del agua
Volumen total debido a la expansiรณn del agua connata
Volumen total debido a la reducciรณn del volumen poroso
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[MMBbl]
Volumen total por expansión del agua connata y reducción del volumen poroso
Influjo De Agua Del Acuífero: We Influjo acumulado de agua en el yacimiento [MMBbl]
Vaciamiento:
Sabiendo que:
Vaciamiento =
{Expansión del petróleo + gas en solución} + {Expansión del gas de la capa de gas} + {Expansión del agua connata + reducción del volumen poroso} + {Reducción del volumen poroso} + {Influjo de agua de acuífero}
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Todo esto de acuerdo con ley de conservaciรณn de la materia, que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre constante.
De acuerdo con esta relaciรณn se puede acoplando todos los elementos anteriores, de acuerdo al principio de conservaciรณn de la materia nos queda que la ecuaciรณn general
de
balance
de
materiales
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para
yacimientos
de
petrรณleo
es:
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
Para la extracción del petróleo que se encuentra en los yacimientos es necesario perforar pozos, estos constituyen la unidad fundamental de drenaje. Una vez perforados los pozos estos comienzan a producir debido a la acción de fuerzas naturales que desplazan los fluidos del yacimiento hasta los pozos productores. Estas fuerzas naturales a medida que se va produciendo van disminuyendo, hasta el punto donde el yacimiento alcanza su límite físico, las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo y este deja de fluir naturalmente, y es a partir de allí donde se aplican los mecanismos de producción inducidos. De allí su clasificación:
Mecanismos De Producción Natural: Compresibilidad de la roca y de los fluidos:
Al pozo estar en producción, se incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión de poro, lo que ocasiona una reducción del volumen poroso del yacimiento y la expansión o cambio en el volumen de los fluidos presentes.
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Este tipo de mecanismo no importa si la presión del yacimiento se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Este se ve influenciado principalmente por fuerzas como: fuerzas capilares, fuerzas gravitacionales, y fuerzas viscosas debidas a los diferenciales de presión y a potenciales de flujo.
Liberación de gas en solución:
Únicamente presente en los yacimientos cuya presión es menor que la presión de burbuja (Yacimiento Saturado). Iniciando la movilización del gas hacia los pozos productores una vez que la saturación del gas liberado exceda la saturación de gas critica, haciéndose este móvil. Segregación gravitacional:
Este mecanismo es característico de los yacimientos que presentan un alto buzamiento, por lo que posee una alta permeabilidad vertical, permitiendo así una fácil migración del gas hacia el tope. Esto permite que el flujo en contracorriente mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petróleo hacia
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la parte baja, por razones de diferencia de densidad, esto en respuesta de que las fuerzas gravitacionales actuantes son mayores que las fuerzas viscosas presentes
Empuje por capa de gas:
Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones inferiores a la presión de burbujeo. En lo que existe una capa de gas, la cual tiende a expandirse debido a la disminución de presión actuando esta como una fuerza de empuje que obliga al petróleo a desplazarse
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Empuje hidráulica:
Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua (Acuífero). Debido a la expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce la presión), este invade el yacimiento, reemplazo a los fluidos que ya han sido extraído. Este es uno de los mecanismos de producción más efectivo debido al constate suministro de agua del acuífero, ya que no hay caída de presión en el sistema o cae muy poco.
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MECANISMOS DE PRODUCCIÓN INDUCIDOS: Inyección de fluidos:
Este mecanismo se aplica cuando los mecanismos de producción natural ya no son eficiente (perdida de la presión del yacimiento), por lo que constituye un mecanismo secundario (artificial) para restablecer la presión del yacimiento que se ha perdido debido al tiempo de producción. Este consiste en inyectar agua por debajo de la capa de petróleo o inyectar gas por encima de la misma o en algunos casos ambas, de manera tal que funcione como un mecanismo de desplazamiento y mantenga la presión.
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INYECCION DE AGUA La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros año de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción.
Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio. Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos.
En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el
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proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.
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TIPOS DE INYECCIÓN. De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes.
Inyección Periférica O Externa. 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, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua petróleo.
Características. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y7o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.
Ventajas. Se utilizan pocos pozos. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden 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.
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Rinde un recobro alto 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 las instalaciones de producción de superficie para la separación agua-petróleo.
Desventajas. Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de yacimientos. 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 inversión es a largo plazo.
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INYECCIÓN EN ARREGLOS O DISPERSA. Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.
Característica. La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.
Ventajas. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad
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Rápida respuesta del yacimiento. Elevadas eficiencias de barrido areal. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro. Rápida y respuesta de presiones. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.
Desventaja. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores. Es más riesgosa. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos.
Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentalógica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las característica del yacimiento y optimizando el número de pozos.
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ANEXO ESPECIAL SOBRE ARTICULO VALLE DEL RIO MAGDALENA
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INYECCION PILOTO DE AGUA Para poder hacer un buen pronóstico de inyección es necesario disponer de información digna de confianza sobre: Ed, cobertura arial y la Eficiencia de Desplazamiento Volumétrico (Ev). Cada uno de estos factores requiere de un muestreo para obtener medidas representativas de las propiedades de la roca y fluidos.
Las inyecciones piloto son un medio para estudiar el comportamiento de la recuperación en un muestreo in situ del yacimiento. El comportamiento de la inyección puede obtenerse a escala para obtener el rendimiento que puede esperarse de las operaciones a mayor escala.
Limitaciones De Un Proyecto De Inyección De Agua En Pozos Petroleros: Con piloto pequeño, aumenta la probabilidad de localizarlo en una parte no representativa del yacimiento. Los efectos de un pozo dañado serán más pronunciados que un número reducido de pozos. Las pérdidas de petróleo por migración pueden resultar en una recuperación estimada más baja que lo que podría lograrse con una inyección a mayor escala. El agua inyectada puede perderse fuera del área piloto, indicando necesidades de agua mayores.
Es evidente la importancia de situar el piloto en una porción representativa del yacimiento. 59
El espesor neto y la So, son las variables de mayor importancia. Es espesor neto puede obtenerse de núcleos o registros.
Un pozo inyector dañado o un pozo situado en una zona poco permeable puede producir gastos de inyección más bajos. En un arreglo produce inyección desbalanceada. Un pozo productor dañado tiene un efecto más grave sus resultados probables son recuperaciones más bajas y una mayor migración de petróleo
Información Que Puede Obtenerse De Un Proyecto Piloto De Inyección De
Agua: Al inicio el objetivo fundamental es determinar si podía formarse un banco de petróleo o una zona de mayor saturación. Información sobre la inyectividad de agua.
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CONCLUSIONES La inyección de agua es un proceso probado de recuperación de petróleo No siempre es satisfactorio ni económico. Existe una base sólida para el diseño de los proyectos de inyección de agua. Los métodos de predicción han llegado a un elevado grado de refinamiento. Tenemos a nuestra disposición técnicas para llevar una buena evaluación de la ingeniería de la inyección de agua.
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CIBERGRAFIA http://www.textoscientificos.com/petroleo/recuperacion http://www.monografias.com/trabajos39/recuperacion-petroleo/recuperacionpetroleo.shtml http://modelaje-deyacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2010_04_01_archive.html http://www.taringa.net/posts/imagenes/9071054/Para-aprender-sobre-elPetroleo.html
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