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Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos >Magdalena Pars de Ferrer

Segunda Edicin

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos

Segunda edicin

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos

Segunda edicin

Magdalena Pars de Ferrer

INYECCIN DE AGUA Y GAS EN YACIMIENTOS PETROLIFEROS

Magdalena Parts de Ferrer Copyright 2001. Ia edicin. ISBN 980-296-792-0

Depsito legal lf 06120015531494

Copyright 2001. 2a edicin. ISBN 980-296-885-4 Depsito legal lf 06120016003131

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Este libro est impreso en papel alcalino.This publication l u c s printed on acid-free paper that meets the mnimum requirements ofthe

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Diseo de la portada Javier Ortiz

Diagramacin e impresin Ediciones Astro Data S A

Telf. 0261-7511905 / Fax 0261-7831345 Maracaibo, Venezuela

Dedicatoria

A Chineo

con amor A Mnica, Jos Rafael y Juan Carlos

motivo de inspiracin en mi quehacer diario

A mis familiares, en especial a mi madre Olga Ins,

por su presencia alentadora

A una bella familia alemana A mis amigos

A MIS ESTUDIANTES DE LA ESCUELA DE PETRLEO,

de quienes tanto aprend

Prlogo

En Venezuela donde la industria del petrleo tiene cerca de un siglo de existencia y donde han funcionado escuelas de Ingeniera de Petrleo por casi cincuenta aos, es poca la literatura que al respecto puede encontrarse en espaol, y mucho menos en lo que a libros de texto se refiere. Razones de esto podra haber muchas, unas aceptadas y otras no tanto; sin embargo, eso no es lo importante y no viene al caso discutirlo. Lo que s es importante y sobre lo cual s vale la pena comentar y celebrar, es el hecho de que en esta oportunidad alguien ha tenido la voluntad, el conocimiento y la perseverancia de dedicarse y completar un libro de texto en uno de los temas bsicos del bagaje de conocimientos que debe poseer todo profesional que se desempee, o que se est preparando para desempearse, en un rea tan importante de la ingeniera de petrleo: el recobro de petrleo adicional o mejorado, como tambin se le conoce en la Industria del Petrleo Internacional.

Ese alguien con voluntad, conocimiento y perseverancia es la profesora Magdalena Paris de Ferrer, profesional que luego de ejercer la prctica de la Ingeniera de Petrleo en la industria por algunos aos, se dedic a prepararse para ejercer la noble tarea de la docencia. Luego de ms de veinticinco aos dedicada a la enseanza en la ilustre Universidad del Zulia, y cuando se le ha otorgado su merecido pase a retiro, se empe en no hacerlo hasta completar lo que ella haba considerado su tarea ms importante: dejar algo para las generaciones futuras de estudiantes y profesionales de la ingeniera de petrleo: un libro de texto en espaol sobre el tema de recobro de petrleo adicional.

Este libro, titulado Inyeccin de Agua y Gas en Yacimientos Petrolferos, por ser ste el tema que en mayor profundidad se trata, contiene adems valiosa informacin sobre otros mtodos de recuperacin adicional de crudo como: la inyeccin de vapor, aire, surfactantes, procesos miscibles, etc., que sin duda alguna ofrecen al lector ideas concretas sobre tales tpicos y un punto de comienzo en el aprendizaje de dichos procesos. La diferencia bsica en el tratamiento de estos ltimos temas, con respecto al primero, es que no se presenta la descripcin matemtica, ni los mtodos de prediccin del comportamiento de los yacimientos somet-

dos a tales procedimientos, lo cual se hace con gran detalle y claridad en el caso de la inyeccin de agua y gas.

La dificultad de incorporar originalidad en un libro de texto, en especial en el caso de un tema tan discutido en la literatura en ingls, es manejada extraordinariamente, tanto en la forma de mostrar detalles sobre el material presentado, como en la estructuracin del contenido del libro. Esto, adems del hecho de estar escrito en espaol, es sin duda una gran contribucin a la enseanza de la ingeniera de petrleo, lo cual como colega y amigo de la profesora Pars de Ferrer, celebro con la confianza de que el mismo ser todo un xito.

Alberto S. Finol Consultor

Presentacin

Este libro est escrito fundamentalmente para estudiantes de las escuelas de ingeniera de petrleo, geologa, geofsica y profesiones afines, ingenieros de petrleo o similares que requieran y tengan inters en los conocimientos fundamentales sobre los procesos de inyeccin de agua y gas, as como en la informacin primaria de los procesos de recobro mejorado de crudo, incluyendo Iqs aspectos prcticos fundamentales para su aplicacin. A lo largo del libro, se presentan aplicaciones prcticas de los conceptos y principios desarrollados, mediante ejemplos de clculo. Se incluyen los datos, tablas y grficos necesarios para resolver una amplia variedad de problemas comnmente encontrados en esta rea de la ingeniera de petrleo.

La inyeccin de agua y gas requiere conocimientos sobre el flujo de petrleo, agua y gas en yacimientos petrolferos; el proceso y la eficiencia del desplazamiento de petrleo por otros fluidos en el medio poroso; el desarrollo de avances tcnicos en la materia; la eficiencia de barrido areal, vertical y volumtrico; las aplicaciones prcticas; los yacimientos apropiados para el proceso y la prediccin del comportamiento de yacimientos sometidos a la inyeccin de agua y gas. Igualmente, es importante conocer los fundamentos sobre el recobro mejorado de petrleo, como una extensin de la inyeccin de agua y gas, para disponer de una visin ms completa de esta materia.

A continuacin se describen brevemente los diferentes captulos:

Capitulo 1. Introduce los elementos bsicos de los procesos de recobro primario y enfatiza la importancia de los procesos de recuperacin adicional de petrleo.

Captulo 2. Describe los mtodos convencionales para el recobro adicional de petrleo, sealando los objetivos, ventajas y desventajas de la inyeccin de agua y gas, as como las caractersticas de los yacimientos apropiados para su aplicacin.

Captulo 3. Presenta una revisin de las propiedades bsicas de las rocas y de los fluidos, necesarias para comprender el comportamiento del desplazamiento inmiscible del petrleo.

Captulo 4. Trata la teora de avance frontal que explica el desplazamiento de petrleo mediante la inyeccin de fluidos inmiscibles, limitndose al caso de desplazamiento tipo pistn con fugas o flujo disperso. Se analizan los diferentes factores que afectan el flujo de agua y gas en el medio poroso.

Captulo 5. Describe los diferentes tipos de arreglos de pozos de inyeccin y produccin y su relacin con la eficiencia de barrido y la razn de movilidad.

Capitolio 6. Se refiere al desplazamiento inmiscible de petrleo mediante la inyeccin de gas.

Captulo 7. Presenta los mtodos analticos de prediccin que se han desarrollado para estimar el comportamiento de yacimientos sometidos a Inyeccin de agua y gas, los cuales son la base para el diseo de los proyectos y su posterior seguimiento.

Captulo 8. Resea algunos aspectos prcticos de la inyeccin de agua y gas que pueden ser el inicio para un anlisis ms detallado de casos particulares.

Capitolio 9. Se discuten los mtodos de recuperacin mejorada de petrleo, conocidos a la fecha y sus posibilidades de aplicacin, segn las caractersticas de cada yacimiento.

Se han publicado importantes estudios, fundamentalmente, sobre inyeccin de agua, y muchas de sus aplicaciones son vlidas tambin para la inyeccin de gas. Entre ellos vale la pena mencionar la Monografa The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding de Craig (1971), el libro Waterflooding de Willhite (1986), las notas Waterflooding de Smith y Cobb (1992), el libro The Practice of Reservoir Engineering de Laurie Dake (1994) y, recientemente, el texto Integrated Waterflood Asset Management de Thakur y Satter (1998). Asimismo, existen varias publicaciones sobre mtodos de recobro mejorado, tales como: Enhanced Oil Recovery de Green y Willhite (1998) y el de Larry Lake (1989), del mismo nombre; los trabajos presentados en los Simposios Internacionales sobre Recuperacin Mejorada de Crudo, aos 1984-1989, y numerosas publicaciones de Farouq Al y Asociados, entre muchas otras.

Agradecimientos

Gracias a todos los ingenieros y profesores de la Facultad de Ingeniera de la Universidad del Zulia que hicieron posible este texto. Sus enseanzas han sido fuente inagotable de conocimientos y me han estimulado a seguir su ejemplo de transmitir el saber.

Gracias muy especiales a mi profesor el Dr. Jos Chiquinquir Ferrer, cuyas notas originales sobre el tema, difundidas entre sus alumnos durante su ejercicio de la docencia, an continan vigentes y han servido de punto de partida para publicaciones de algunos colegas. El deseo de reconocer pblicamente su aporte a la formacin de los ingenieros de petrleo, fue la principal motivacin que me indujo a escribir este libro.

Gracias al Dr. S. M. FarouqAl, Maestro de Maestros, cuyas palabras me decidieron a publicar este libro.

Gracias a los distinguidos doctores William Cobb y James Smith, por permitirme utilizar sus notas sobre Waterflooding.

Gracias a mis amigos y colegas los doctores Alberto Finol y Gonzalo Rojas, quienes generosamente revisaron el manuscrito y me aportaron valiosas observaciones. Asimismo, a todos aquellos que me brindaron su apoyo para mejorar la primera edicin y, en especial, al doctor Martn Essenfeld por sus acertados comentarios que, indudablemente, enriquecieron el texto.

Gracias a los estudiantes que tomaron este curso cuando lo impart en la Escuela de Petrleo: sus interrogantes y comentarios en clase hicieron posible aumentar el valor instruccional del libro.

En n, gracias a los ingenieros Milagro Gonzlez, Ivn Ramrez, Gladys de Carvajal, Jos Edmundo Gonzlez, Eduardo Manrique, Esther Flores, Domingo Orta y Liliana Ferrer, por facilitarme la informacin tcnica de campo que aparece en varios captulos; a los estudiantes Nora Pars, Vicente Pia, Ninfa Castillo, Oscar Gil, Miriam Paz, Joan Vera, Smir Pars, Felipe Araujo y Eglix Rodrguez, por su trabajo tcnico; a Mara Eugenia Andara, por el trabajo editorial; y a la Dra. Ana Mireya Uzctegui, por su asesora para que yo lograra construir un discurso didctico apropiado.

Contenido

Captulo 1 Introduccin1. Produccin primarla, secundaria y terciaria................................................... 1

2. Mecanismos de produccin primaria........................................................... 3

2.1. Empuje por agua.................................................................................... 4

2.2. Empuje por gas en solucin.................................................................. 5

2.3. Expansin de la roca y de los fluidos...................................................... 6

2.4. Empuje por capa de g a s ....................................................................... 6

2.5. Drenaje por gravedad............................................................................. 9

Referencias bibliogrficas................................................................................ 9

Captulo 2Mtodos convencionales de recobro adicional1. Introduccin................................................................................................ 11

2. Inyeccin de agua....................................................................................... 11

2.1. Tipos de inyeccin................................................................................ 12

2.1.1. Inyeccin perifrica o extema...................................................... 12

2.1.2. Inyeccin en arreglos o dispersa.................................................. 14

3. Inyeccin de gas.................................................. ...................................... 15

3.1. Tipos de inyeccin........................................ ....................................... 16

3.1.1. Inyeccin de gas interna o dispersa............................................... 16

3.1.2. Inyeccin de gas extema............................................................... 18

4. Factores que controlan la recuperacin por inyeccin de agua y ga s ............ 19

4.1. Geometra del yacimiento...................................................................... 19

4.2. Litologa................................................................................................ 20

4.3. Profundidad del yacimiento.................................................................. 21

XIV Magdalena Pars de Ferrer

4.4. Porosidad..................................................................................................22

4.5. Permeabilidad...........................................................................................23

4.6. Continuidad de las propiedades de la roca............................................. ....24

4.7. Magnitud y distribucin de las saturaciones de los fluidos...........................25

4.8. Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas.......................... ....25

5. Reservas y produccin de petrleo en Venezuela..............................................27

6. Aplicaciones en Venezuela...............................................................................29

6.1. Inyeccin de gas.................................................................. ................. ....29

6.2. Inyeccin de agua...................................... .......................................... ....29

6.3. Casos de campo en Venezuela.............................................................. ....30

6.3.1. Inyeccin de agua y gas en el yacimiento BACH-02 en el lagode Maracaibo.............................................................................. ....30

6.3.2. Inyeccin alternada de agua y gas en el yacimiento C-2, VLE 305.......30

Referencias bibliogrficas................................................................................ ....32

Captulo 3Propiedades de las rocas y de los fluidos

1. Fuerzas capilares........................................................................................ ....35

1.1. Tensin superficial e interfacial.................................................................35

1.2. Humectabilidad................................................................................... ....37

1.3. Presin capilar..................................................................................... ....39

1.3.1. Caractersticas de una curva de presin capilar............................. ....42

1.3.2. Funcin J de Leverett......................................................................43

2. Fuerzas viscosas........................................................................................ .....44

3. Distribucin de fluidos en el yacimiento....................................................... ....46

4. Saturacin de agua connata........................................................................ ....47

5. Permeabilidad................................................................ ...............................48

5.1. Ley de Darcy para flujo lineal................................................................ ....49

5.2. Tipos de permeabilidad.............................................................................50

5.2.1. Mtodos para obtener curvas de permeabilidades relativas.......... ....52

5.2.2. Curva promedio de permeabilidad relativa.......................................54

5.3. Permeabilidades relativas a tres fases.................................................... ....55

6. Heterogeneidad del yacimiento........................................ ........................... ....56

7. Petrleo residual........................................................................................ ....58

7.1. Concepto del lazo poroso o del pore doublet.......................................... 587.2. Comportamiento de flujo en un doublet................................................ 59

7.2.1. Imbibicin lib re ........................................................................... 60

7.2.2. Imbibicin restringida.................................................................. 60

7.2.3. Efecto de la longitud del doublet.................................................. 617.3. Petrleo residual por qu existe?......................................................... 61

7.4. Localizacin del petrleo residual en sistemas mojados por agua....... . 62

7.5. Localizacin del petrleo residual en sistemas mojados por petrleo___ 63

7.6 Localizacin del petrleo residual en sistemis de mojabilidadintermedia............................................................................................ 64

7.6.1 Propiedades de un sistema de mojabilidad intermedia................. 64

7.7. Valores tpicos de petrleo residual........................................................ 65

7.8. Conclusiones sobre petrleo residual en inyeccin de agua................... 65

8. Presentacin y aplicacin de la teora VISCAP............................................... 65

8.1. Anlisis de las fuerzas presentes en el flujo de fluidos............................ 66

8.2. Ajuste de las fuerzas capilares y viscosas............................................... 67

9. Movilidad................. ................................................................................... 68

10. Razn de movilidad................................................................................... 68

Problemas....................................................................................................... 69


Captulo 4Desplazamiento de fluidos inmiscibles

1. Introduccin................................................................................................ 73

2. Tipos de desplazamiento............................................................................. 73

2.1. Desplazamiento pistn sin fugas........................................................... 74

2.2. Desplazamiento pistn con fugas........................................................... 74

3. Mecanismo de desplazamiento.................................................................... 74

3.1. Condiciones iniciales antes de la invasin............................................. 75

3.2. La invasin a un determinado tiempo.................................................... 75

3.3. Llene.................................................................................................... 76

3.4. Ruptura................................................................................................. 76

3.5. Posterior a la ruptura............................................................................ 77

4. Teora de desplazamiento o de Buckley y Leverett................ ..................... 77

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos xv

XVI Magdalena Pars de Ferrer

4.1. Ecuacin de flujo fraccionad.................................................................. 78

4.1.1. Ecuaciones simplificadas del flujo fraccional................................. 84

4.1.2. Curva tpica de flujo fraccional...................................................... 84

4.1.3. Factores que afectan el flujo fraccional de agua............................ 86

4.2. Ecuacin de avance frontal o ecuacin de la velocidaddel frente de invasin............................................................................ 89

5. Concepto de zona estabilizada...................................................................... 92

5.1. Longitud de la zona estabilizada............................................................. 93

6. Determinacin de la saturacin del frente de invasin................................... 95

6.1. Solucin de Buckley y Leverett.............................................................. 97

6.2. Solucin de Calhoun............................................................................ 98

6.3. Solucin de W elge................................................................................ 99

6.3.1. Clculo de la derivada del flujo fraccional por mtodos analticosy/o numricos.............................................................................. 101

7. Aplicaciones de la teora de desplazamiento................................................. 102

7.1. Determinacin de la distribucin de saturacin con distancia................... 102

7.2. Clculo de la saturacin promedio de agua en el estrato en elmomento de la ruptura......................................................................... 103

7.3. Clculo de la saturacin promedio de agua en el estratopara tiempos posteriores a la ruptura.................................................... 107

7.4. Flujo radial............................................................................................ 110

7.5. Efecto de una saturacin de gas libre.................................................... 110

7.5.1. Comportamiento durante la produccin........................................ 114

7.5.2. Eficiencia de desplazamiento........................................................ 114

7.6. Clculo del petrleo producido y del factor de recobro................... . 115

Problemas........................................................... ........................................... 117


Captulo 5Arreglos de pozos y eficiencia de barrido

1. Introduccin............................................................................................... 129

2. Razn de movilidad..................................................................................... 130

3. Arreglos de pozos........................................................................................ 132

3.1. Principales parmetros que caracterizan los arreglos de pozos.............. 134

3.2. Empuje en lnea directa......................................................................... ..135

3.3. Empuje en lnea alterna......................................................................... ..136

3.4. Arreglos de 5 pozos.............................................................................. ..137




4. Eficiencia de barrido areal........................................................................... ..140

4.1. Mtodos para estimar la eficiencia de barrido areal............................... ..142

4.1.1. Eficiencia de barrido areal a la ruptura............................................143

4.1.2. Eficiencia de barrido areal despus de la ruptura.......................... ..148

5. Eficiencia de barrido vertical..........................................................................151

6. Eficiencia de barrido volumtrico...................................................................153

Problemas.........................................................................................................160

Referencias bibliogrficas................................................................................ ..163

Captulo 6 Inyeccin de gas1. Introduccin.................................................................................................167

2. Mecanismos de desplazamiento.................................................................. .168

2.1. Reduccin de la viscosidad.................................................................... .168

2.2. Aumento de la energa del yacimiento.................. ................................168

2.3. Eliminacin de depsitos slidos........................................................... ..168

2.4. Vaporizacin.........................................................................................168

3. Ecuaciones fundamentales................................................. ..........................168

3.1. Ecuacin de flujo fraccional.................................................................. .169

3.1.1. Curva de flujo fraccional de gas.................................................... .173

3.1.2. Factores que afectan el flujo fraccional de ga s ...............................173

3.2. Ecuacin de avance frontal.................................................................... .177

3.2.1. Saturacin del frente de invasin....................................................178

3.2.2. Clculo de la saturacin promedio de gas en la zona invadidapor la capa de g a s ....................................................................... .181

4. Eficiencia de desplazamiento.........................................................................183

4.1. Comportamiento antes de la ruptura del gas...........................................183

4.2. Comportamiento despus de la mptura del gas...................................... ..188

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos xvii

XVH1 Magdalena Pars de Ferrer

5. Prediccin en el caso de inyeccin de gas interna o dispersa........................ ..189

Problemas...................................................................................................... ..193

Referencias bibliogrficas........................ ....................................................... ..198

Captulo 7Mtodos de Prediccin

1. Introduccin............................................................................................... ..201

2. Mtodo de prediccin perfecto......................................................................202

3. Clasificacin............................................................................................... ..202

4. Mtodo de Buckley y Leverett....................................................................... ..203

4.1. Consideraciones tericas..................................................................... ..204

4.2. Ecuaciones bsicas sin considerar la zona estabilizada.......................... ..205

4.2.1. Antes de la ruptura....................................................................... ..205

4.2.2. En el momento de la ruptura....................................................... ..207

4.2.3. Despus de la ruptura.................................................................. ..209

4.3. Ecuaciones bsicas considerando la zona estabilizada.......................... ..211

4.3.1. Antes de la salida completa de la zona estabilizada.........................212

4.3.2. Despus de la salida de la zona estabilizada................................. ..212

4.4. Procedimiento para la prediccin......................................................... ..212

4.4.1. Antes de la ruptura....................................................................... ..212

4.4.2. Despus de la ruptura.................................................................. ..213

5. Mtodo de Dykstra y Parsons....................................................................... ..213

5.1. Consideraciones tericas..................................................................... ..218

5.2. Cubrimiento vertical o intrusin fraccional............................................. ..221

5.3. Clculo de la relacin agua-petrleo........................................................222

5.4. Grficos de intrusin fraccional...............................................................224

5.4.1. Clculo del coeficiente de variacin de permeabilidad................. ..225

5.5. Correlacin del mdulo de recuperacin.................................................229

5.6. Grficos de Johnson.............................................................................. ..230


5.7.1. Utilizando los grficos de intrusin fracciona*............................... ..230

5.7.2. Utilizando el mdulo de recuperacin............................................232

5.7.3. Utilizando los grficos de Johnson...................................................233

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos xix

6. Mtodo de Stiles.......................................................................................... ..233

6.1. Distribucin de permeabilidad y capacidad de flujo............................... ..233

6.2. Eficiencia de barrido vertical....................................................................236

6.3. Determinacin del flujo fraccional y de la relacin agua-petrleo.......... ..238

6.4. Tasas de produccin de petrleo y de agua........................................... ..239

6.5. Petrleo producido................................................................................ ..239

6.6. Tiempo................................................................................................. ..239


7. Mtodo de Craig, Geffen y Morse.................................................................. ..241

7.1. Clculos iniciales para un solo estrato.................................................... ..241

7.2. Etapa 1: Comportamiento antes de la interferencia................................. ..244

7.3. Etapa 2: Comportamiento desde la interferencia hasta el llene..................246

7.4. Etapa 3: Comportamiento desde el llene hasta la ruptura.........................248

7.5. Etapa 4: Comportamiento despus de la ruptura del agua.........................249

7.6. Comportamiento cuando existen varios estratos.................................... ..260

Problemas.........................................................................................................263

Referencias bibliogrficas................................................................................ .274

Captulo 8Consideraciones prcticas durante la inyeccin de agua y gas

1. Introduccin................................................................ ................................277

2. Tiempo ptimo para el inicio de un proceso de inyeccin de fluidos............ .277

3. Seleccin del fuido de inyeccin.................................................................. .279

4. Esquemas de inyeccin................................................................................ .280

5. Pozos inyectores y productores.....................................................................282

6. Infraestructura para la inyeccin y tratamiento de los fluidos........................ .284

7. Monitoreo de los proyectos de inyeccin.......................................................286

8. Problemas que se presentan y posibles soluciones...................................... .287

8.1. Tasa de inyeccin............ .................................................................... .287

8.2. Barrido del yacimiento............................................................................287

8.2.1. Heterogeneidades del yacimiento..................................................288

8.2.2. Razn de movilidad..................................................................... ..288

8.2.3. Segregacin gravitacional...............................................................288

8.3. Eficiencia de desplazamiento................................................................ 289

8.4. Propiedades petrofsicas....................................................................... 289

8.5. Saturacin de agua connata.......... ....................................................... 289

8.6. Zonas de alta permeabilidad................. ............................................... 289

8.7. Profundidad del yacimiento.................................................................. 290

8.8. Resaturacin........................................................................................ 290

8.9. Presencia de acuferos.......................................................................... 290

8.10. Presencia de capa de gas.................................................................... 290

8.11. Segregacin gravitacional.................................................................... 291

8.11.1. Yacimientos horizontales........................................................... 291

8.11.2. Yacimientos inclinados.............................................................. 292

8.11.3. Yacimientos humectados por petrleo........................................ 292

8.12. Vaporizacin de hidrocarburos............................................................. 292

8.13. Petrleo del tico................................................................................ 292

8.14. Saturacin de gas inicial..................................................................... 293

8.15. Contenido de arcilla............................................................................ 293

8.16. Alta relacin agua-petrleo.................................................................. 294

8.17. Alta relacin gas-petrleo.................................................................... 294

8.18. Fracturis artificiales profundas............................................................. 295

8.19. Corrosin de la tubera......................................................................... 295

9. Aspectos econmicos........................................... ..................................... 295

10. Casos histricos........................................................................................ 296


Captulo 9Mtodos de recuperacin mejorada de petrleo

1. Definicin................................................................................................... 301

2. Potencial de los procesos EOR..................................................................... 302

2.1. Otras alternativas................................................................................. 304

3. Caractersticas ideales de un proceso EOR.................................................. 304

4. Objetivos de la aplicacin de los mtodos EOR............................................. 309

4.1. Mejorar la razn de movilidad................................................................ 309

4.2. Aumentar el nmero capilar.................................................................. 310

xx Magdalena Pars de Ferrer

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos xxi

5. Clasificacin de los mtodos EOR................................................................ ..311

5.1. Mtodos no convencionales no trmicos.............................................. ..313

5.1.1. Invasiones qumicas..................................................................... ..313

5.1.1.1. Invasiones con polmeros................................................ ..313

5.1.1.2. Invasin con surfactantes................................................ ..316

5.1.1.3. Invasiones alcalinas o procesos de inversinde humectabilidad........................................................... ..318

5.1.1.4. Invasiones micelares ........................................................ ..320

5.1.1.5. Inyeccin de espuma..........................................................322

5.1.2. Desplazamientos miscibles........................................................... .323

5.1.2.1. Proceso de tapones miscibles........................................... .324

5.1.2.2. Procesos con gas enriquecido o empujecon gas condensante.........................................................325

5.1.2.3. Empuje con gas vaporizante o de alta presin................... .326

5.1.2.4. Inyeccin alternada de agua y gas.................................... .327

5.1.2.5. Inyeccin usando solventes........................................... ...327

5.1.2.6. Inyeccin de alcohol.........................................................329

5.1.2.7. Inyeccin de dixido de carbono...................................... .329

5.1.2.8. Inyeccin de nitrgeno.......................................................330

5.1.3. Empujes con g a s ..........................................................................332

5.1.3.1. Inyeccin cclica de gas.....................................................332

5.1.3.2. Inyeccin de agua carbonatada.........................................333

5.2. Mtodos no convencionales trmicos.................................................... .333

5.2.1. Inyeccin de agua caliente.................................................. ....... .334

5.2.2. Inyeccin continua de vapor.........................................................335

5.2.3. Inyeccin alternada de vapor.........................................................337

5.2.4. Drenaje por gravedad asistido con vapor...................................... .340

5.2.5. Combustin in situ ..................................................................... .340

5.2.5.1. Combustin convencional o hacia adelante ................... .341

5.2.5.2. Combustin en reverso.................................................... .343

5.2.5.3. Combustin hmeda....................................................... .344

Problemas...................................................................................................... .348

Referencias bibliogrficas.................................................................................349

Nomenclatura

XXII

....................... 353

Magdalena Pars de Ferrer

Bibliografa............................................................................................. 359

ndice de autores.................................................................................... 371

ndice de materias................................................................................... 377

Captulo 1

Introduccin

El 85% de la produccin mundial de crudo se obtiene actualmente por mtodos de recuperacin primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% del petrleo in situ. Como esta recuperacin es todava baja, para incrementarla se han desarrollado nuevos mtodos y tcnicas de recobro mejorado de petrleo, EOR (del ingls Enhanced Oil Recouery), los cuales en su mayora involucran la inyeccin de un fluido, gas o lquido, dentro del yacimiento.

Hoy en da, la inyeccin de agua es el principal y ms conocido de los mtodos EOR, y hasta esta fecha es el proceso que ms ha contribuido al recobro extra de petrleo. No obstante, se considera que, despus de una invasin con agua, todava queda en el yacimiento ms del 50% del petrleo original in situ.

1. Produccin primaria, secundaria y terciaria

1 ac n n o ra r in n o c Ho r o n m o ra r in n Ho n o trn lon han ciHn traH ir in n a lm an ta ci iKH_uwo vpviuvivuvu V i w u p v iu v ivn V I1UII

2 Magdalena Pars de Ferrer

En cuanto a la recuperacin terciaria, la tercera etapa de produccin, es la que se obtiene despus de la inyeccin de agua (o cualquier otro proceso secundario utilizado). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles, qumicas y/o energa trmica para desplazar petrleo adicional despus de que un proceso secundario se vuelve no rentable1. La Figura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de produccin de petrleo2.

Figura 1.1. Mecanismos de produccin de petrleo (segn N1PER2).

La desventaja de considerar las tres etapas como una secuencia cronolgica es que muchas operaciones de produccin de los yacimientos no se llevan a cabo en el orden especificado. Un buen ejemplo es la produccin de petrleo pesado que ocurre en todo el mundo: si el crudo es suficientemente viscoso, no puede fluir a tasas econmicas mediante empujes de energa natural, de tal manera que la produccin primaria sena insignificante; tampoco la inyeccin de agua sena factible, por lo que el uso de energa trmica podra ser la nica forma para recuperar una cantidad significativa de petrleo. En este caso, un mtodo considerado como terciario en una secuencia cronolgica de agotamiento, podra ser utilizado como el primer, y quizs el nico, proceso por aplicar.

En otras situaciones, los denominados procesos terciarios podran ser aplicados como operaciones secundarias en lugar de la inyeccin de agua. Esta accin puede ser determinada por factores como la naturaleza del proceso terciario, la disponibilidad de los fluidos para inyectar y la economa. Por ejemplo, si antes de aplicar un proceso ter

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos 3

ciario se observa que una inyeccin de agua disminuira su efectividad, entonces la etapa de inyeccin de agua podra ser relegada.

Debido a estas situaciones, el trmino "recuperacin terciaria" ha cado en desuso en la literatura de ingeniera de petrleo y la designacin de mtodos EOR ha venido a ser la ms aceptada . As, como se observa en la Figura 1.2, actualmente los procesos de recobro de petrleo se clasifican en convencionales y procesos EOR3.

Inyeccin de agua caliente Inyeccin cclica de vapor

Inyeccin continua de vapor SAGD

Combustin Electromagnetismo

Hidrocarburos Nitrgeno

Gases inertes C02

Soluciones alcalinas Polmeros

Soluciones mlcires Surfactantes

Espumas

a: oLL(fO(fOOgQ.

Figura 1.2. Diferentes procesos de recobro de petrleo (segn Satter y Thakur3).

Otro concepto asociado se designa con el trmino IOR (del ingls Improved Oil Recooery), que se refiere a las medidas que se toman durante las etapas de recuperacin primaria y secundaria para incrementar el recobro de petrleo1-4. Incluye lo concerniente a EOR y, adems, otras actividades como: caracterizacin de los yacimientos, mejoramiento de la gerencia de los yacimientos y perforaciones interespaciadas.

2. Mecanismos de produccin primaria

La recuperacin primaria resulta de la utilizacin de las fuentes de energa natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petrleo hacia los pozos productores. Tales fuentes son: el empuje por agua, el empuje por gas en solucin, la expansin de la roca y de los fluidos, el empuje por capa de gas y el drenaje por gravedad.


2.1. Empuje por agua

Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexin hidrulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acufero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de l. A menudo los acuferos se encuentran en el margen del campo, como se observa en la Figura 1.3.

Figura 1.3. Yacimiento con empuje de agua (segn Willhite5).

El agua en un acufero est comprimida, pero a medida que la presin del yacimiento se reduce debido a la produccin de petrleo, se expande y crea una invasin natural de agua en el lmite yacimiento-acufero. La energa del yacimiento tambin aumenta por la compresibilidad de la roca en el acufero. Cuando ste es muy grande y contiene suficiente energa, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua. Tal como se observa en la Figura 1.4, en algunos yacimientos de empuje hidrulico se pueden obtener eficiencias de recobro ^ ntre un 30 y un 50% del petrleo original in situ (POES). La geologa del yacimiento, la heterogeneidad, y la posicin estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro. Yacimientos con un fuerte empuje de agua han sido descubiertos en todo el mundo, por ejemplo Campo East en Texas, los yacimientos de Arbuckle en Kansas, los yacimientos de Tensleep en Wyoming y los yacimientos de los campos Silvestre y Sinco en Barinas y Lama del lago de Maracai- bo, en Venezuela.

La extensin del acufero y su capacidad energtica no se conoce hasta que se tienen datos de la produccin primaria, a menos que se cuente con una extensa informacin geolgica sobre l proveniente de perforaciones o de otras fuentes. Una medida de la capacidad del empuje con agua, se obtiene de la presin del yacimiento a determinada tasa de extraccin de los fluidos, lo cual permite calcular el influjo de agua.


Figura 1.4. Recobro de petrleo por los diferentes mecanismos de produccin primaria (segn Satter y Thakur3).

Si el acufero no puede suministrar suficiente energa para alcanzar las tasas deseadas de extraccin de los fluidos, manteniendo la presin del yacimiento, se puede implementar un programa de inyeccin de agua en el borde de ste para suplementar su energa natural. Este programa se denomina mantenimiento de presin con inyeccin de agua.

Se concluye que yacimientos con un fuerte acufero son por su naturaleza invadidos por esta agua. No obstante, la heterogeneidad del yacimiento puede limitar el efecto del empuje natural de agua en algunas porciones del mismo5.

2.2. Empuje por gas en solucinEl petrleo crudo bajo ciertas condiciones de presin y temperatura en los yaci

mientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presin del yacimiento disminuye, debido a la extraccin de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petrleo del yacimiento hacia los pozos productores, tal como se observa en la Figura 1.5.

La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solucin, de las propiedades de la roca y del petrleo y de la estructura geolgica del yacimiento. Los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10 a 30% del POES, debido a que el gas en el yacimiento es ms mvil que la fase petrleo (Figura 1.4). A medida que la presin declina, el gas fluye a una tasa ms rpida que la del petrleo, provocando un rpido agotamiento de la energa del yacimiento, lo cual se nota en el incremento de las relaciones gas-petrleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empuje por gas en solucin son usualmente buenos candidatos para la inyeccin de agua5.


Figura 1.5. Empuje por gas en solucin (segn Willhite5).

2.3. Expansin de la roca y de los fluidos

Un petrleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar el petrleo a la presin y temperatura del yacimiento. Cuando el petrleo es altamente subsaturado, mucha de la energa del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presin declina rpidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presin de burbujeo. Entonces, el empuje por gas en solucin se transforma en la fuente de energa para el desplazamiento de los fluidos.

Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presin del yacimiento, realizando un anlisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento PVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyeccin de agua con el fin de mantener alta la presin del yacimiento y para incrementar la recuperacin de petrleo5.

2.4. Empuje por capa de gas

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, como se muestra en la Figura 1.6, debe existir una gran cantidad de energa almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansin de la capa a medida que los fluidos se extraen del yacimiento, de modo que el petrleo se desplaza por el empuje del gas ayudado por el drenaje por gravedad. La expansin de la capa de gas est limitada por el nivel deseado de la presin del yacimiento y por la produccin de gas despus que los conos de gas llegan a los pozos productores.


Figura 1.6. Yacimientos con empuje por capa de gas (segn Willhite5).

Los yacimientos con capa de gas muy grande no se consideran como buenos candidatos paira la inyeccin de agua; en su lugar, se utiliza la inyeccin de gas para mantener la presin dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyeccin de agua y gas, tal como se observa en la Figura 1.7. Se deben tomar precauciones con estos programas combinados de inyeccin, ya que existe el riesgo de que el petrleo sea desplazado hacia la regin de la capa de gas y quede atrapado al final de la invasin5.

Figura 1.7. Empuje combinado de inyeccin de agua y gas (segn Willhite5).

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2.5. Drenaje por gravedad

El drenaje por gravedad puede ser un mtodo primario de produccin en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicacin vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte ms alta de la estructura o al tope de la formacin para llenar el espacio formalmente ocupado por el petrleo y crear una capa secundaria de gas. La migracin del gas es relativamente rpida comparada con el drenaje del petrleo, de forma que las tasas de petrleo son controladas por la tasa del drenaje del petrleo.

El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de produccin en varios yacimientos de California. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesados no son candidatos para la inyeccin de agua5.

La Tabla 1.1 muestra un resumen y algunas caractersticas importantes de los mecanismos de produccin primara presentes en los yacimientos de petrleo6.

Un aspecto comn a todos los mecanismos de agotamiento o de recuperacin primaria es el hecho de que para que los mismos acten debe existir una reduccin de presin en el yacimiento; por esta razn, cuando en algn momento de la vida de un yacimiento se inicia un proceso de inyeccin de fluidos que mantiene total o parcialmente la presin promedio del yacimiento, se est reemplazando, total o parcialmente segn el grado de mantenimiento de presin, un mecanismo primario por uno de recuperacin secundaria o adicional, basado principalmente en el desplazamiento inmiscible del fluido en el yacimiento (petrleo) por el fluido inyectado (agua o gas). La efectividad y rentabilidad de este reemplazo de mecanismo en cualquier etapa de la vida de un yacimiento, determina el momento ptimo en que se debe iniciar un proceso de inyeccin de fluidos7.

Referencias bibliogrficas1. Green, D.W. y Willhite, G.P.: Enhanced Oil Recovery, Textbook Series, SPE, Richardson, TX

(1998) 6.

2. National Institute for Petroleum and Energy Research (NIPER): Enhanced Oil Recovery Information, Bartlesville-Oklahoma (Abril 1986).

3. Satter, A. y Thakur, G.: Integrated Petroleum Reservoir Management, PennWell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1994).

4. Farouq Al, S.M. y Thomas, S.: The Promise and Problems of Enhanced Oil Recovery Methods, JCPT (Sept. 1996) Vol. 35, N 7.

5. Willhite, G.P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson,TX (1986) 3.

6. Thakur, G. y Satter, A.: Integrated Waterflood Asset Management, Pennwell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1998).

7. Finol, A.: Comunicacin Personal.

Captulo 2

Mtodos convencionales de recobro adicional

1. Introduccin

Las fuerzas primarias que actan en los yacimientos de petrleo como mecanismos de recuperacin de petrleo, generalmente se han complementado mediante la inyeccin de agua y de gas como procesos secundarios de recobro con el fin de aumentar la energa y, en consecuencia, aumentar el recobro. Posteriormente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperacin de petrleo, pero su aplicacin ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotacin comercial. Por estas razones, la inyeccin de agua y de gas continan siendo los mtodos convencionales ms utilizados para obtener un recobro extra de petrleo de los yacimientos.

2. Inyeccin de agua

La inyeccin de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el ao 18651. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nuevas tecnologas, la primera inyeccin ocurri accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se mova a travs de las formaciones petrolferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la produccin de petrleo en los pozos vecinos2. En esa poca se pens que la funcin principal de la inyeccin de agua era la de mantener la presin del yacimiento y no fue sino hasta los primeros aos de 1890, cuando los operadores notaron que el agua que haba entrado a la zona productora haba mejorado la produccin.

Para 1907, la prctica de la inyeccin de agua tuvo un apreciable impacto en la produccin de petrleo del Campo Bradford3. El primer patrn de flujo, denominado una invasin circular, consisti 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, stos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente ms amplio. Este mtodo se expandi lentamente en otras provincias productoras de petrleo debido a varios factores, especialmente a que se entenda muy poco y a que muchos operado

11


res estuvieron en contra de la inyeccin de agua dentro de la arena. Adems, al mismo tiempo que la inyeccin de agua, se desarroll la inyeccin de gas, generndose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos mtodos.

En 1921, la invasin circular se cambi por un arreglo en lnea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una lnea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrn de lnea se reemplaz por un arreglo de 5 pozos3. Despus de 1940, la prctica de la inyeccin de agua se expandi rpidamente y se permitieron mayores tasas de inyeccin-produccin. En la actualidad, es el principal y ms conocido de los mtodos de recuperacin secundaria, constituyndose en el proceso que ms ha contribuido al recobro del petrleo extra4. Hoy en da, ms Salida

Entrada de aguade la mitad de la produccin de a g u a y pe?r?eo mundial de petrleo se debe a *la inyeccin de agua. La Figura 2.1 presenta un esquema del desplazamiento de petrleo por agua en un canal de Figura 2.1. Esquema del desplazamiento de petrleo por flujQ agua en un canal de flujo (segn Clark5).

2.1. Tipos de inyeccin678

De acuerdo con la posicin de los pozos inyectores y productores, la inyeccin de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes:

2.1.1. Inyeccin perifrica o externa

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petrleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce tambin como inyeccin tradicional y en este caso, como se observa en la Figura 2.2, el agua se inyecta en el acufero cerca del contacto agua-petrleo.

Caractersticas:

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripcin del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyeccin de agua.

2. Los pozos de inyeccin se colocan en el acufero, fuera de la zona de petrleo.

Ventajas:1. Se utilizan pocos pozos.

2. No requiere de la perforacin de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversin en reas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.


co n un acuifero en el fondo

A Pozo inyector O Pozo productor

Pozo inyector

O Pozo productor

Figura 2.2. Inyeccin de agua externa o perifrica (segn Latil9).

3. No es indispensable una buena descripcin del yacimiento para iniciar el proceso de invasin con agua por flancos.

4. Rinde un recobro alto de petrleo con un mnimo de produccin de agua. En este tipo de proyecto, la produccin de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la ltima fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de produccin de superficie para la separacin agua-petrleo.

Desventajas:1. Una porcin del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petrleo.

2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasin, como s es posible hacerlo en la inyeccin de agua en arreglos.

14 Magdalena Paris de Ferrer

3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presin de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyeccin en arreglos en esa parte de los yacimientos.

4. Puede fallar por no existir una buena comunicacin entre la periferia y el yacimiento.

5. El proceso de invasin y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperacin de la inversin es a largo plazo.

2.1.2. Inyeccin en arreglos o dispersa

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petrleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petrleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyeccin tambin se conoce como inyeccin de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petrleo a travs de un nmero apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geomtrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 2.3.

Caractersticas:

1. La seleccin dei arreglo depende de la estructura y lmites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (fc), de la porosidad (()>) y del nmero y posicin de los pozos existentes.

2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensin areal.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propsito es obtener una distribucin uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

Ventajas:

1. Produce una invasin ms rpida en yacimientos homogneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, de

Figura 2.3. Inyeccin de agua en un arreglo de 5 pozos (segn Craig y col.10).


bido a que la distancia inyector-productor es pequea. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.

2. Rpida respuesta del yacimiento.

3. Elevada eficiencia de barrido areal.

4. Permite un buen control del frente de invasin y del factor de reemplazo.

5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

6. Rpida respuesta en presiones.

7. El volumen de la zona de petrleo es grande en un perodo corto.

Desventajas:1. En comparacin con la inyeccin extema, este mtodo requiere una mayor in

versin, debido al alto nmero de pozos inyectores.

2. Requiere mejor descripcin del yacimiento.

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es ms riesgosa.

Es importante sealar que la prctica de arreglos geomtricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada da se usa menos, ya que con los avances en descripcin de yacimientos, al tener una buena idea de las caractersticas de flujo y la descripcin sedimentolgica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al mximo el conocimiento de las caractersticas del yacimiento y optimizando el nmero de pozos.

3. Inyeccin de gas

La inyeccin de gas natural fue el primer mtodo sugerido para mejorar el recobro de petrleo y se us inicialmente a comienzos del ao 19006 7-8-11, con fines de mantenimiento de presin. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperacin secundaria, ya que el gas inyectado, adems de aumentar la energa del yacimiento, deba desplazar el petrleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyeccin de gas se lograba un recobro adicional de petrleo desinflando o agotando aceleradamente la presin del yacimiento.

Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petrleo adicional que puede obtenerse por la inyeccin de gas. Ferrer7 seala como las ms importantes: las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometra del yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presin del yacimiento.

El slo propsito de mejorar los mtodos de produccin justifica, en la mayora de los casos, la inyeccin de gas; como ste es ms liviano que el petrleo, tiende a for


Agua connata mar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la produccin se extrae de la parte ms baja de la capa, dar como resultado una forma de conservacin de energa y la posibilidad de mantener las tasas de produccin relativamente elevadas, recobrando en un tiempo ms corto lo que por medio natural requerira un perodo ms largo. Adems, el gas disuelto en el petrleo disminuye su viscosidad y mantie-

Figura 2.4. Esquema del desplazamiento de petrleo por gas en el medio poroso (segn Clark5).

ne alta la presin y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de produccin a un nivel ms elevado durante la vida productiva del campo. La Figura 2.4 muestra un esquema del desplazamiento de petrleo por gas en un canal poroso.

Otros beneficios de la inyeccin de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable conservarlo para futuros mercados y, en ese caso, se inyecta en un yacimiento para almacenarlo. Adems, como se dispone de gas en algunas reas de produccin, ya sea del mismo yacimiento que se est explotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificultades.

3.1. Tipos de inyeccin

Las operaciones de inyeccin de gas se clasifican en dos tipos generales: inyeccin de gas interna o dispersa e inyeccin de gas externa.

3.1.1. Inyeccin de gas interna o dispersa

Este proceso se refiere a la inyeccin de gas dentro de la zona de petrleo. Se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solucin, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrleo al poco tiempo de haber sido inyectado.

Caractersticas:

1. Se aplica en yacimientos homogneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.

2. Generalmente, se requiere un nmero elevado de puntos de inyeccin. Los pozos de inyeccin se colocan formando cierto arreglo geomtrico con el fin de distribuir el gas inyectado a travs de la zona productiva del yacimiento. Como se muestra en la Figura 2.5, la seleccin de dichos pozos y el tipo de


o Pozo productor a Pozo inyector Lineas de simetra - - Unidad del arreglo

Figura 2.5. Seleccin de diferentes patrones de 5 pozos para la inyeccin de gas dispersa.

arreglo dependen de la configuracin del yacimiento con respecto a la estructura, al nmero y a la posicin de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y de as variaciones de porosidad y permeabilidad.

3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

Ventajas:

1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas ms apropiadas.

2. La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la produccin e inyeccin de gas.

Desventajas:

1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posicin estructural o drenaje por gravedad. Sin embargo, la experiencia de la inyeccin de gas en yacimientos del Campo Oveja en Venezuela (12-14 API), ha mostrado que la segregacin gravitacional ha sido el principal mecanismo de recobro (20-30%).

2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyeccin extema.

3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyeccin extema.


4. La cantidad de pozos de inyeccin requeridos aumentan los costos de operacin y de produccin.

3.1.2. Inyeccin de gas externaSe refiere a la inyeccin de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la

capa de gas, bien sea primaria o secundaria (Figura 2.6).

Figura 2.6. Inyeccin de gas externa (segn Latil9).

Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregacin debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.

1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petrleo.

2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales, >200 md.

3. Los pozos de inyeccin se colocan de manera que se logre una buena distribucin areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyeccin que se requieran.

Ventajas:En comparacin con lo que se obtiene con la inyeccin interna:

1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyeccin es superior.

2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.

3. El factor de conformacin o eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor.

Desventajas:

1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.

Agua

A Pozo inyector O Pozo productor


2. Es necesario controlar la produccin de gas libre de la zona de petrleo.

3. Las intercalaciones de lutitas, as como las barreras, son inconvenientes para la inyeccin de gas extema.

4. Factores que controlan la recuperacin por inyeccin de agua y gas

Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyeccin de agua o de gas en un yacimiento, se deben considerar los siguientes factores6:

4.1. Geometra del yacimiento

Uno de los primeros pasos al recabar la informacin de un yacimiento para un estudio de inyeccin, es determinar su geometra, pues su estructura y estratigrafa controlan la localizacin de los pozos y, en gran medida, determinan los mtodos por los cuales el yacimiento puede ser producido a travs de prcticas de inyeccin de agua o de gas.

La estructura es el principal factor que gobierna la segregacin gravitacional. As, en presencia de altas permeabilidades, la recuperacin por segregacin gravitacional, particularmente en yacimientos de petrleo, puede reducir la saturacin de petrleo a un valor al cual no resulta econmica la aplicacin de la inyeccin de agua. La Figura 2.7 muestra la unidad geolgica del yacimiento LL-03 del lago de Maracaibo14.

Inyeccin de agua: LL-03 Fase I

Figura 2.7. Unidad geolgica del yacimiento LL-03 del lago de Maracaibo (segn Carvajal14).


Si existe una estructura apropiada y la saturacin de petrleo justifica un proceso de inyeccin de agua, la adaptacin de una invasin perifrica puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una inyeccin en un patrn de lnea directa. La existencia de zonas con altos relieves sugieren la posibilidad de un programa de inyeccin de gas. La forma del campo y la presencia o no de una capa de gas tambin influenciar en esta decisin.

La mayora de las operaciones de inyeccin de agua han sido llevadas a cabo en campos que exhiben un moderado relieve estructural, donde la acumulacin de petrleo se encuentra en trampas estratigrficas. Como estos yacimientos por regla general, han sido producidos con empuje por gas en solucin y no han recibido beneficios de un empuje natural de agua o de otro tipo de energa de desplazamiento, usualmente poseen altas saturaciones de petrleo despus de una produccin primaria, hacindose atractivos para operaciones de recuperacin secundaria. As, la localizacin de los pozos de inyeccin y produccin debe adaptarse a las propiedades y condiciones que se conocen de la arena.

A menudo es importante realizar un anlisis de la geometra del yacimiento y de su comportamiento pasado, para definir la presencia y la fuerza de un empuje de agua y as decidir sobre la necesidad de inyeccin suplementaria, pues sta puede ser innecesaria si existe un fuerte empuje natural de agua. Tal decisin depende tambin de la existencia de problemas estructurales como fallas o presencia de lutitas, o de cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra parte, un yacimiento altamente fallado hace poco atractivo cualquier programa de inyeccin.

4.2. fitologaLa litologa tiene una profunda influencia en la eficiencia de la inyeccin de agua

o de gas en un yacimiento en particular. De hecho, la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litolgicos que afectan el proceso de inyeccin. En algunos sistemas complejos, una pequea porcin de la porosidad total, como por ejemplo las porosidades creadas por fracturas, tendrn suficiente permeabilidad para facilitar las operaciones de inyeccin de agua. En estos casos, solamente se ejercer una pequea influencia sobre la porosidad de la matriz, la cual puede ser cristalina, granular, o vugular. La evaluacin de estos efectos requiere de estudios de laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento, y tambin pueden hacerse mediante pruebas pilotos experimentales.

Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre la composicin mineralgica de los granos de arena y la del material cementante que se ha observado en varias arenas petrolferas despus de haber sido invadidas con agua, puede ocasionar diferencias en la saturacin de petrleo residual. Estis diferencias dependen no slo de la composicin mineralgica de la roca del yacimiento, sino tambin de la composicin de los hidrocarburos presentes en ella. Benner y Bartell15 han demostrado que en ciertas condiciones los constituyentes bsicos presentes en algunos tipos de petrleo


causan que el cuarzo se tome hidrofbico, debido a su adsorcin en la superficie de los granos de arena. De manera similar, los constituyentes cidos presentes en otros tipos de petrleo vuelven la calcita hidrofbica. No se han determinado suficientes datos para pronosticar el efecto que tienen sobre el recobro las variaciones en el grado de humectabilidad de las paredes de los poros, por agua o por petrleo.

A pesar de que se conoce que la presencia de mineral arcilloso en algunas arenas petrolferas puede taponar los poros por hinchamiento o floculacin al inyectar agua, no existen datos disponibles sobre la extensin de este problema, pues eso depende de la naturaleza de dicho mineral; no obstante se puede obtener una aproximacin de estos efectos mediante estudios de laboratorio. Se sabe por ejemplo, que el grupo de la montmorillonita es el que ms puede causar una reduccin de la permeabilidad por hinchamiento y que la kaolinita es la que causa menos problemas. La extensin que puede tener esta reduccin de permeabilidad tambin depende de la salinidad del agua inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el agua fresca por salmueras para propsitos de invasin.

4.3. Profundidad del yacimiento

La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse en una invasin con agua ya que: a) si es demasiado grande para permitir reperforar econmicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no se pueden esperar altos recobros; b) en los yacimientos profundos, las saturaciones de petrleo residual despus de las operaciones primarias son ms bajis que en yacimientos someros, debido a que estuvo disponible un gran volumen de gas en solucin para expulsar el petrleo y a que el factor de encogimiento fue greinde y, por lo tanto, ha quedado menos petrleo; y c) grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espaciamiento ms amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral.

Se debe actuar con mucha precaucin en yacimientos pocos profundos donde la mxima presin que puede aplicarse en operaciones de inyeccin est limitada por la profundidad del yacimiento. Durante la inyeccin de agua, se ha determinado que existe una presin crtica -usualmente aproximada a la presin esttica de la columna de roca superpuesta sobre la arena productora y cerca de 1 lpc/pie de profundidad de la arena- que al excederla, ocasiona que la penetracin del agua expeinda aberturas a lo leirgo de fracturas o de cualquier otro plano de felas, as como juntas o posibles planos de estratificacin. Esto da lugar a la canalizacin del agua inyectada o al sobrepaso de largas porciones de la matriz del yacimiento. Consecuentemente, en operaciones que implican un gradiente de presin de 0.75 lpc/pie de profundidad, generalmente se permite suficiente margen de seguridad para evitar fracturamiento. A fin de prevenir cualquier problema, debe tenerse en cuenta la informacin referente a presin de fractura o de rompimiento en una localizacin determinada, ya que ella fijar un lmite superior para la presin de inyeccin. Estas consideraciones tambin influyen en la se


leccin del equipo y en el diseo de planta, as como en el nmero y localizacin de los pozos inyectores. El elevado gradiente de presin del agua permite tener menores presiones de inyeccin en el cabezal del pozo que en el caso de inyeccin de gas, lo cual es una ventaja en yacimientos profundos como los del Norte de Monagas en Venezuela.

4.4. Porosidad

La recuperacin total de petrleo de un yacimiento es una funcin directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petrleo presente para cualquier porcentaje de saturacin de petrleo dado. Como el contenido de este fluido en una roca de yacimiento vara desde 775,8 hasta 1.551,6 Bbls/acre-pie para porosidades de 10 y 20%, respectivamente, es importante tener una buena confiabilidad en estos datos. Esta propiedad de la roca es muy variable: algunas veces oscila desde 10 hasta 35% en una zona individual; otras, como en calizas y dolomitas, puede variar desde 2 hasta 11 % debido a fracturas; y en rocas llenas de agujeros como panales de abejas y porosidades cavernosas, puede ir desde 15 hasta 35%. Para establecer el promedio de porosidad, es razonable tomar el promedio aritmtico de las medidas de porosidades de un ncleo de arena. Si existen suficientes datos sobre este aspecto, se pueden construir mapas de distribucin de porosidades que pueden ser pesados areal o volumtricamente para dar una porosidad total verdadera, similares al presentado en la Figura 2.8. Igualmente, si existen suficientes datos de muestras de ncleos se pueden realizar anlisis estadsticos de porosidades y permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta informacin. La mejor forma de medir este parmetro tan importante ha sido a travs de medidas de laboratorio en muestras de ncleos. Varios registros de pozos tambin producen buenas medidas de porosidad como: perfil elctrico o de induccin, micro-log, registro de neutrones y el perfil snico, entre otros.

7.000 Ipc) para mantener la presin, optimar el recobro y evitar la depositacin de asfltenos.

Como se observa en la Figura 2.14 para finales de 1999 se mantuvieron activos 92 proyectos de inyeccin de gas, con un porcentaje de recobro que vara entre 46 y 57%.

En Venezuela quedan muy pocos yacimientos prospectivos para la inyeccin de gas, por lo que los esfuerzos se han dedicado a optimar los proyectos existentes mediante la revisin de los estudios geolgicos y de yacimientos.

6.2. Inyeccin de agua

La inyeccin de agua se inici en 1966, en el Campo Oficina, despus de haber inyectado gas; pero la mayora de estos proyectos fueron suspendidos por presentar problemas de canalizaciones.

En el occidente, las experiencias se remontan al ao 1959 cuando se inyectaban las aguas efluentes de los yacimientos del lago de Maracaibo con fines de mantenimiento de presin y de disponibilidad. En 1979 comenz la inyeccin de agua mediante arreglos en la cuenca de Maracaibo. La Figura 2.14 tambin muestra que existen 79 proyectos activos de inyeccin de agua que contribuyen con un potencial aproximado de 1.000 MBP, equivalente a un 40% de la capacidad de produccin del pas.


6.3. Casos de campo en Venezuela

Venezuela como pas petrolero tiene un larga historia de aplicaciones de inyeccin de agua y de gas, slo por referencia se mencionan algunos de los casos ms relevantes:

6.3.1. Inyeccin de agua y gas en el yacimiento BACH-02 en el lago de Maracaibo

El yacimiento BACH-02 posee un espesor neto de arena 235 pies, volumen de roca 5.768.418 acres-pies, porosidad 29,9%, saturacin de petrleo inicial 75,5%, factor de merma 0,93 y permeabilidad 1.650 md, rea productiva 22.673 acres, crudo de 15 API, POES 9.079 MMBN, factor de recobro final 29,5%, siendo 20,3% primario y 9,2% secundario, con reservis totales de 2.678 MMBNP de las cuales las primarias son 1.842 MMBNP, 836 MMBN secundarias y las reservas remanentes son 1.041 MMBNP. La presin inicial del yacimiento fue 2.215 lpca a 4.000 pies y se han utilizado como mtodos de produccin el levantamiento artificial por gas (LAG) y el bombeo electrosumergible (BES).

Los mecanismos de produccin del yacimiento son: empuje por gas en solucin, compactacin y empuje hidrulico. El yacimiento ha sido sometido a inyeccin de agua y gas, as como a inyeccin alternada de vapor usando pozos verticales, horizontales e inclinados. Se han completado 1.162 pozos en el yacimiento de los cuales 539 permanecen activos con una produccin a finales del ao 2000 de 71,9 MBPD y una relacin agua-petrleo del 42,2%. El yacimiento ha producido 1.649 MMBNP y 994 MMMPCN de gas.

La inyeccin de agua por flancos se inici en julio 1967 con el objetivo de mantener la presin, con una presin inicial de 1.200 lpca y una presin actual de 900 lpca. La inyeccin de gas en la cresta de la estructura se inici en junio 1968, utilizndose 277 MMMPCN de gas con una presin inicial de 1.200 lpca, pero fue suspendida por falta de disponibilidad de gas.

En este yacimiento tambin se ha aplicado inyeccin alternada de vapor para estimular alrededor de 200 pozos horizontales, verticales e inclinados, con xitos variables. Actualmente se ha iniciado un estudio de simulacin numrica para determinar los mejores planes de explotacin donde se evaluar la inyeccin de agua incluyendo el uso de arreglos. Esta experiencia de inyeccin de agua, gas y vapor en un yacimiento grande con petrleo relativamente pesado, ha sido excelente y por tanto merece citarse como ejemplo.

6.3.2. Inyeccin alternada de agua y gas en el yacimiento C-2, VLE 305

El yacimiento C-2,VLE-305 ubicado en el centro del lago de Maracaibo, est conformado por las parcelas pertenecientes al Bloque V del Campo Lamar. Fue descubierto en noviembre de 1958 con la perforacin del pozo LPG-1403; posteriormente fue perforado el pozo VLE-305, comprobndose que ambos pozos pertenecan al mismo


yacimiento, con una presin inicial de 5.500 lpc al datum (12,600 pies). Este yacimiento de hidrocarburos es el ms grande e importante del Bloque V/LAMAR, con un POES de 1.527,4 MMBN.

Contiene un crudo de 31API, inicialmente subsaturado, 2.500 lpca por encima de la presin de burbujeo. La estructura est constituida por dos sistemas de fallas, uno Norte-Sur que forma parte del sistema de fallas Lama-Icotea y otro de direccin Noroeste-Sureste. El rea est dividida en bloques, en los cuales se observan pliegues cnicos (anticlinales y sinclinales). El nuevo modelo, basado en interpretacin de la ssmica 3D, introduce cambios al modelo anterior especialmente hacia la zona central. El yacimiento C-2 se ha subdividido en cuatro subunidades (C-20, C-21, C-22 y C-23), las cuales estn constituidas por una secuencia de areniscas con intercalaciones de lutitas.

Desde el inicio de su desarrollo en 1958 hasta 1963, el yacimiento produjo por agotamiento natural una tasa inicial de 66 MBNPD limpios. Para 1963 se inicia un proyecto de recuperacin secundaria mediante la inyeccin de agua en la parte baja de la estructura, la cual fue reforzada en 1968 con la inyeccin de gas en el tope de la misma. La mxima produccin alcanzada fue de 77 MBPPD. La produccin acumulada de fluidos hasta diciembre de 2000 es 560 MMBN de petrleo, 1.033,4 MMMPC de gas y 99,7 MMBN de agua. Actualmente produce a razn de 13 MBNPD con un corte de agua de 50%.

En cuanto al comportamiento de la inyeccin, se inici con 25 MBAPD y posteriormente fue reforzada con 75 MMPCD de gas. Debido al dficit en la disponibilidad del gas se ha ido sustituyendo la inyeccin de gas por la de agua. La inyeccin acumulada hasta diciembre del 2000 es 433,6 MMBA y 429,2 MMMPCG; y la inyeccin promedio, de 78 MBPD de agua y 2,5 MMPCD de gas.

Datos Bsicos del Yacimiento

POES, MMBN

Reservas Recuperables Primarias, MMBN

Reservas Recuperadas Secundarias, MMBN

Reservas Recuperables Totales, MMBN

Produccin Acumulada, MMBN (36,6% Recobro)

Reservas Remanentes, MMBN

Produccin Actual, MBPD (Diciembre-2000)

Relacin Produccin Reservas, %

Inyeccin Actual (agua/gas), MBAPD/MMPCD

Productores Activos

Inyectores Activos_________________________________

1.527,4

458

212670

560

110

13,0

4,5

78/2,5

31

14


Actualmente se est llevando a cabo un programa de reingeniera, el cual tiene como objetivo la reorientacin de la inyeccin por regin y por subunidad. Para ello se est realizando un diagnstico de la situacin y un pronstico del comportamiento, mediante la revisin del vaciamiento y de la eficiencia volumtrica de reemplazo. Es importante destacar que la produccin actual del yacimiento est asociada al proyecto de recuperacin secundaria, debido a que por declinacin natural el mismo hubiese alcanzado ya su lmite econmico. Hasta la fecha se han logrado recuperar 560 MM de barriles de petrleo, de los cuales 102 MM se asocian al proyecto de recuperacin secundaria.

Paralelamente, desde el c i o 2000, est en progreso un proyecto piloto: el Laboratorio Integral de Campo (LIC), con el objetivo de evaluar el proceso de inyeccin alternada de agua y gas (WAG: del ingls Water Altemating Gas), como mtodo de recuperacin mejorada, con el cual se espera mejorar el factor de recobro. El arreglo tiene forma hexagonal y est conformado por 5 pozos productores, un pozo observador y un inyector doble.

Debido al grado de complejidad estructural y a las heterogeneidades estratigrficas del yacimiento C-2, se ha generado un avance irregular de los frentes de inyeccin de gas y agua que conlleva la formacin de regiones y subunidades con diferentes niveles de presin. As, se tienen subunidades con presiones que se encuentran entre 2.700 y 3.500 lpc, variando entre una y otra unos 100 a 300 lpc; y otras, con presiones entre 1.800 a 2.500 lpc, prcticamente uniformes en todas ellas. En abril de 2001, la presin promedio del yacimiento fue de 2.700 lpc.

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ropiedades de las rocas y de los fluidos

Un requisito para entender el comportamiento del desplazamiento inmiscible de un fluido por otro es conocer las propiedades de las rocas yacimiento, en especial, las relativas al flujo de dos o ms fases.

1. Fuerzas capilares

1.1. Tensin superficial e interfacial

Cuando dos fases inmiscibles

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