Pozos de inyeccion de agua
Recuperación Esperada
La predicción de la recuperación de petróleo requiere de:
1. La cantidad del petróleo original en sitio
2. La recuperación por depletación primaria que ocurrió antes del inicio de la inyección
3. La saturación de petróleo al inicio de la inyección y la saturación residual de petróleo después del proceso de desplazamiento y como se distribuye en el reservorio
4. La fracción del reservorio a ser barrida, y
5. Tasa de producción e inyección
INYECCIÓN DE AGUA:
El comienzo de la inyección de agua esta acompañado por un aumento de presión en el yacimiento.
Este aumento es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los pozos productores, aumentando rápidamente la presión del yacimiento.
Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características:
1-El agua no debe ser corrosiva. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno son dos fuentes comunes de problemas de corrosión.
2. El agua no debe depositar minerales bajo condiciones de operación. El encostramiento (Scale) se puede formar de la mezcla de aguas incompatibles o debido a cambios físicos que causan que el agua se convierta en súper saturada. El encostramiento mineral depositado por el agua usualmente consiste de uno o más de los siguientes compuestos químicos: BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3. El encostramiento mineral dentro del sistema de inyección no solo reduce la capacidad de flujo sino también proporciona un medio para que ocurra corrosión.
3. El agua no debe contener sólidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. Los materiales que pueden estar presentes como material suspendido son los compuestos que forman encostramiento tal como los mencionados en el punto anterior, limo, petróleo, microorganismos y otro material orgánico.
4. El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales arcillosos presentes en la formación. La importancia de esta consideración depende de la cantidad y tipo de minerales arcillosos presentes en la formación, así como de las sales minerales disueltas en el agua inyectada y permeabilidad de la roca.
5. La salmuera debe ser compatible con el agua presente inicialmente en la formación. El agua producida e inyectada debe ser manipulada separadamente, si no son completamente compatibles.
La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petróleo es influenciado fuertemente por la relación de movilidad M, definido como la relación de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido desplazado.
La cantidad de petróleo en sitio es directamente proporcional a la porosidad, saturación de petróleo y espesor del reservorio. La magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son consideraciones importantes.
Tipos de inyección
Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos productores e inyectores, tales como:
Inyección periférica o externa:
Se basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto agua-petróleo. Este método consiste en la inyección de agua en el área externa de la zona de petróleo a través de pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea añadida al acuífero relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la producción.
Inyección en arreglos o dispersa:
Se encarga de inyectar agua en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna. Este método consiste en la inyección de agua dentro de la zona de petróleo generando así el desplazamiento de los fluidos presentes en el área hacia los pozos productores que están posicionados en arreglo geométrico con respecto a los inyectores
Características:
-Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los limites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes.
-Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.
-Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden arreglados como en la primera etapa de recuperación.
INYECCIÓN DE GAS: La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos. Es decir pasa a ser miscible cuando se inyecta a alta presión porque al mezclarse con el petróleo forma una mezcla homogénea simple. El objetivo principal de la inyección de gas es mantener la presión a cierto valor o suplementar la energía natural del yacimiento.
Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas:
Las propiedades de los fluidos del yacimiento
El tipo de empuje
La geometría del yacimiento
La continuidad de la arena
El relieve estructural
Las propiedades de la roca
Temperatura y presion del yacimiento
Tipos de inyección de gas
1.- Inyección de gas interna o dispersa:
Consiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.
Características:
Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor.
Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de producción.
El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento.
La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.
2.- Inyección de gas externa:
Es el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del reservorio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo.
Características:
Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas.
Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical.
Deben tener alto buzamiento.
Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del área donde es inyectado el gas.
Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas
Geometría del yacimiento
Litología
Profundidad del Yacimiento
Porosidad
Permeabilidad
Continuidad en las propiedades de las rocas
Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos
Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas
INYECCIÓN DE VAPOR:
La inyección de vapor se emplea en depósitos que contienen petróleos muy viscosos. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada. Generalmente la estimulación de vapor es aplicada a yacimientos de petróleo pesado, aunque pueden ser aplicados a crudos de gravedad mediana en yacimientos muy fríos o de baja temperatura.
Inyección cíclica de vapor:
El proceso de inyección cíclica de vapor es a veces llamada «huff and puff» o «steam soak».
Es un proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando vapor de agua. El método es muy usado en pozos que producen petróleo de baja gravedad API (alta viscosidad). Este es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción, Un proceso típico involucra la inyección hacia un pozo de aproximadamente 1,000 barriles de agua por día en la forma de vapor. La inyección continúa por dos o tres semanas, después de la cual el pozo es cerrado por unos cuantos días. El periodo de cierre lo suficiente largo de 3 a 5 días para que el vapor condense pero no para disipar la presión substancialmente. Después del periodo de cierre, el pozo será producido por un periodo de tiempo entre unos meses a aproximadamente un año. La recuperación de petróleo por inyección cíclica de vapor es usualmente menor que la que se puede obtener por inyección continua de vapor.
Inyección continúa de vapor:
El vapor no es inyectado cíclicamente. Este tipo de proceso es similar a los patrones de inyección de agua. Consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros. Los pozos de inyección y producción se perforan en arreglos, tal como en la inyección de agua. Es utilizado especialmente en yacimientos someros, con arenas de alta permeabilidad o no consolidada.
El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta eficiencia de barrido.
En la inyección continua de vapor, el petróleo es producido por causa de tres mecanismos básicos: destilación por vapor, reducción de la viscosidad y expansión térmica, siendo la destilación por vapor el más importante. Estos mecanismos pueden visualizarse considerando inyección de vapor en un medio poroso suficientemente largo, inicialmente saturado con petróleo y agua connata.
COMBUSTION IN SITU:
El oxígeno es inyectado dentro de un yacimiento, el crudo en el yacimiento se enciende, y parte de ese crudo es quemado en la formación para generar calor. La inyección de aire es la manera más común de introducir oxígeno en un yacimiento. Considerando que el aire que se inyecta normalmente está a temperatura ambiente (excepto en los casos de compresión que se calienta), las líneas de superficie deben ser diseñadas como sería requerido para ajustarse a prácticas prudentes.
El aire de inyección enriquecido con oxigeno pueden ser considerados para:
Necesidad de remover y comprimir grandes volúmenes de nitrógeno
Reducir relación gas liquido
Incrementar CO2
Incrementar la eficiencia de combustión
Existen dos tipos de procesos de combustión en sitio: Combustión «forward» y combustión «reverse».
Los dos procesos se muestran a continuación:
Para el proceso «forward» el reservorio es «incendiado» en uno o más pozos de inyección de aire. El frente de combustión se propaga a través del reservorio hacia el pozo de producción más cercano.
Para el proceso «reverse» el frente del fuego se mueve desde el pozo de producción hacia el pozo de inyección de aire. Ya que el petróleo producido se mueve a través del frente de combustión, ocurrirá un craqueo térmico y se producirá parte de este como vapor. Este proceso es aplicable principalmente a petróleos de muy alta viscosidad. No se han reportado proyectos comercialmente exitosos, pero la investigación sobre el proceso continúa.
Procedimiento general:
Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.
1. Combustión convencional o «hacia adelante»:
Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos, es decir desde el pozo inyector hasta el pozo productor.Inmediatamente delante de la zona de combustión ocurre el craqueo del petróleo, esto origina el depósito del coque que se quemará para mantener la combustión. La zona de combustión actúa como un pistón y desplaza todo lo que se encuentra delante de su avance.
2. Combustión en reverso:
En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Como se puede apreciar en la siguiente figura, la zona de combustión se mueve en contra del flujo de aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad.
3. Combustión húmeda:
Consiste en inyectar agua en forma alternada con aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire, esto se logra gracias a que al inyectar l agua parte de ésta o toda se vaporiza y pasa a través del frente de combustión transfiriendo así calor delante del frente.