La inyección de agua es utilizada para desplazar crudo móvil y para mantener presión en el yacimiento, es el fluido más utilizado con fines de recuperación secundaria.
Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo como mecanismos de recuperación de petróleo, generalmente se han complementado mediante la inyección de agua y de gas en procesos secundarios de recobro con el fin de aumentar la energía y, en consecuencia, aumentar el recobro.
Posteriormente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial. Por estas razones, la inyección de agua y de gas continúan siendo los métodos convencionales más utilizados para obtener un recobro extra de petróleo en los yacimientos.
Posteriormente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial. Por estas razones, la inyección de agua y de gas continúan siendo los métodos convencionales más utilizados para obtener un recobro extra de petróleo en los yacimientos.
La inyección de agua es utilizada para desplazar crudo móvil y para mantener presión en el yacimiento, es el fluido más utilizado con fines de recuperación secundaria debido a:
- Su disponibilidad cercana a la mayoría de los yacimientos petroleros conocidos a la fecha.
- Su costo de inyección es usualmente más bajo en comparación con otros fluidos.
- Su relación de movilidad con respecto al crudo liviano y mediano es más favorable que la de cualquier gas.
- Debido a que la mayoría de los yacimientos están compuestos de rocas con mojabilidad intermedia o ligeramente preferencial al agua, ésta tiene la capacidad de penetrar en los poros de menos diámetro y desplazar el crudo.
- Los costos de transporte y procesamiento en superficie son menores que los de cualquier tipo de gas.
1. Tipos de inyección de agua
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección se puede llevar a cabo de dos formas diferentes:
1.1. Inyección de agua periférica o externa
Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, como se observa en la Figura 1, el agua se inyecta en el acuífero, cerca del contacto agua-petróleo.
Características:
- Se utiliza cuando no posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua.
- Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.
Ventajas:
- Se utilizan pocos pozos.
- No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.
- No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua por los flancos.
- Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua llegue a la última fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua-petróleo.
Desventajas:
- Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.
- No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como sí es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.
- En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos.
- Puede fallar por no existir una buena comunicación en la periferia y el yacimiento.
- El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.
Fig. 1. Inyección de agua externa o periférica.
1.2. Inyección de agua en arreglos o dispersa
Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 2.
Características:
- La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del número y posición de los pozos existentes.
- Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal.
- 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 propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.
Ventajas:
- Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.
- Rápida respuesta del yacimiento.
- Elevada eficiencia de barrido areal.
- Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.
- Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.
- Rápida respuesta en presiones.
- El volumen de la zona de petróleo es grande en un período corto.
Desventajas:
- En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.
- Requiere mejor descripción del yacimiento.
- Exige un mayor control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es más riesgosa.
Fig. 2. Inyección de agua en un arreglo de 5 pozos.
Es importante señalar que la práctica de de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se aplica menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentológica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las características del yacimiento y optimizando el número de pozos.
2. Principales fuentes de agua para proyectos de inyección
Las fuentes más comunes de agua son:
- Acuíferos superficiales, preferiblemente los que contienen agua debido a sus propiedades químicas y/o físicas no puede ser dirigida hacia el consumo humano.
- Agua superficial proveniente de ríos, lagos o mares.
- Agua proveniente del yacimiento explotado que es tratada para reinyección.
La calidad del agua inyectada es un aspecto crítico para el éxito de los proyectos de inyección, de esto depende que no se generen problemas graves de inyectividad, productividad e integridad mecánica de los pozos y las facilidades de producción.
Todo proyecto de inyección de agua debe garantizar que ésta cumpla con las siguientes condiciones:
- Compatibilidad con la roca del yacimiento. El agua inyectada no debe generar ningún tipo de reacción de disolución y precipitación de minerales en el yacimiento. Otro problema común es el hinchamiento de las arcillas lo que causa una disminución de la permeabilidad y caída de la inyectividad.
- Compatibilidad con el agua de formación. El agua inyectada no debe generar un desbalance químico de las sales disueltas en el agua de formación, esto podría tener como consecuencia la formación y precipitación de escamas que traen serios problemas tanto a la producción como en la inyección.
- Gases corrosivos en solución. Inadecuadas concentraciones de gases como el oxígeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, etc., aceleran el proceso corrosivo de las facilidades de inyección y producción.
- Tamaño de los sólidos en suspensión. El tamaño máximo de los sólidos en suspensión en el agua inyectada debe ser controlado mediante filtrado para evitar la disminución de la permeabilidad en los alrededores del pozo inyector.
- Control de bacterias. Un contenido alto de bacterias puede traducirse en un incremento de corrosión o taponamiento en los pozos. Algunos tipos de bacterias pueden convertir el crudo desde "dulce" hasta "agrio", lo cual resulta intolerable para los procesos de refinación aguas abajo del negocio.
3. Recuperación Mejorada en Proyectos de Inyección de Agua
Es posible mejorar la eficiencia volumétrica (Ev) optimizando patrones de inyección, arquitectura y geometría de pozos. En cuanto a la eficiencia microscópica, su máximo valor (Ed) está determinado por la saturación residual de crudo al Agua (Sorw), este parámetro depende de la interacción de la roca del yacimiento y el crudo, y su alteración o cambio puede materializarse mediante la aplicación de otro tipo de procesos de recuperación mejorada, como es el caso de los miscibles.
Entre los factores que afectan la eficiencia volumétrica está el concepto de la relación de movilidad (M) como un parámetro adimensional que describe de manera fundamental la eficiencia de barrido volumétrica:
(Ec. 1)
Para el caso de procesos de inyección de agua, el sub-índice (d) esta referido al agua (w por su inicial en inglés) de manera que Krd = Krw y 𝜇d = 𝜇w.
Como se mencionó, la eficiencia de desplazamiento en un proceso de inyección de agua viene dada por la siguiente ecuación:
(Ec. 2)
La situación de crudo residual al agua Sord = Sorw, es obtenida mediante pruebas de desplazamiento en núcleos de yacimiento y es característica de cada yacimiento. Durante el proceso de inyección de agua se busca entonces maximizar la eficiencia de barrido volumétrica tratando de minimizar los efectos adversos consecuencia de la heterogeneidad del yacimiento, para lo cual es imprescindible adquirir la mejor información del mismo y sintetizarla en lo que se denomina su caracterización o modelos estático y dinámico.
En Venezuela el promedio del incremento del factor de recobro (Ev * Ed) por efecto de proyectos de inyección de agua no ha superado el 20% en la mayoría de los casos. Sin embargo a nivel mundial se ha alcanzado hasta un 40% adicional en proyectos apoyados por una oportuna y conveniente Gerencia de Yacimientos.
Fuente:
Paris, Magdalena. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos 2da. edición. Ediciones Astro data.
Álvarez, Carlos. Introducción a los mecanismos implícitos en procesos de recuperación mejorada. PDVSA Intevep.
COMENTARIOS