Inyección Alternada de Agua y Gas (AGA)

Cuando se revisan los proyectos de Inyección Alternada de Gas (AGA) y las propiedades de los fluidos presentes, se encuentra que la viscosidad del gas es aproximadamente cincuenta veces mayor que la del agua, por lo tanto la relación de movilidad entre el petróleo y el fluido que lo desplaza tiende a ser mucho mayor cuando se desplaza con gas.

Como se ha mencionado en otros artículos, los proyectos de inyección de gas tiende a presentar relaciones de movilidad desfavorables, por lo que su eficiencia de barrida volumétrica tiende a ser baja a menos que se aprovechen las fuerzas de segregación gravitacional de los yacimientos altamente inclinados. 

La pregunta es: que se hace cuando se desea implantar un proyecto de inyección de gas (natural, nitrógeno o CO₂) en un yacimiento de bajo buzamiento. En el presente artículo explora una de las soluciones a este problema.

El proceso AGA o WAG por sus siglas en inglés (Inyección Alternada de Agua y Gas) combina los procesos de Inyección de Agua e Inyección de Gas logrando una real sinergia en cuanto a las bondades de ambos métodos. Consiste en la inyección sucesiva y alternada de volúmenes específicos de agua y gas desde el inyector hacia los pozos productores (ver Figura 1).

El AGA surgió originalmente como una alternativa para controlar la movilidad en proyectos de gas, posteriormente se observaron efectos positivos en el incremento del factor de recobro que motivaron su estudio detallado a nivel de laboratorio y una rápida masificación como proceso de recuperación mejorada.

Mecanismos presentes en la Inyección AGA

Incremento de la eficiencia volumétrica

En otros artículos publicados se ha hecho mención que cuando no existe efecto gravitacional debido a los bajos buzamientos (yacimientos horizontales), la eficiencia volumétrica del gas es sumamente baja, el gas se canaliza rápidamente hacia los pozos productores, produciendo altas relaciones gas petróleo (RGP) cuando el yacimiento no ha sido barrido convenientemente, de manera que la producción cae vertiginosamente cuando hay considerables acumulaciones de crudo detrás del frente de invasión de gas. 

La adición de volúmenes alternados de agua tiene como efecto una disminución de la permeabilidad relativa al gas debido al incremento de la saturación del agua en el espacio poroso y viceversa, cuando se inyecta el volumen de agua posterior a un ciclo de gas, se encuentra que se ha reducido la permeabilidad relativa al agua por incremento de gas atrapado en el medio poroso. 

El efecto global es una reducción en la permeabilidad relativa al fluido desplazante, que se traduce en la disminución de la relación de la movilidad (M) y por lo tanto en un incremento en la eficiencia volumétrica «Ev» (ver Figura 2 y Figura 3).

Incremento de la eficiencia de desplazamiento

Si el gas es inyectado a condiciones de miscibilidad, entonces es posible lograr máximos recobros dado que también se incrementa la eficiencia microscópica.

Aún cuando las condiciones de presión y composición del gas de inyección no alcancen las condiciones para generar miscibilidad, existe un mecanismo adicional que se manifiesta a medida que se repiten los ciclos de inyección de agua-gas, y se denomina histéresis y cuyo efecto final es una reducción de la saturación residual de crudo (Sorw ó Sorg), por lo tanto representa un incremento de la eficiencia microscópica.

Una manera simple de visualizar el fenómeno de histéresis en un proceso AGA esta representado por un diagrama ternario en la Figura 4:

• Primer ciclo de gas. El primer ciclo está representando por la flecha discontinua amarilla (trayectoria A-B) y consiste en un ciclo de gas; obsérvese que se incrementa la saturación de gas y disminuyen las saturaciones de agua y petróleo (lo que sucede en toda inyección de gas convencional).

• Primer ciclo de agua. A continuación del primer ciclo de gas, se inicia la inyección del primer ciclo de agua, representado por la flecha continua azul, (trayectoria B-C). En este caso se incrementa la saturación de agua y se reducen la de gas y petróleo (lo que sucede es una inyección de agua convencional).

• Segundo ciclo de gas. En el punto (C) se ha completado el primer ciclo completo AGA, se ha extraído petróleo y la saturación del mismo es la residual al primer ciclo, está representada por el tamaño del círculo rojo, (SorC). A estas condiciones se inicia el segundo ciclo de gas (trayectoria C-D).

• Segundo ciclo de agua. La trayectoria (D-E) señala el segundo ciclo de agua, con el cual se completa el segundo ciclo completo AGA. En el punto de llegada (E) se aprecia una disminución de la saturación residual de petróleo (SorE, SorC) un incremento de la saturación final de gas (SgE > SgC) y una disminución de la permeabilidad relativa al gas (KrgC > KrgE).

La disminución de la saturación residual de petróleo (Sor) se ha logrado sin estar presente el fenómeno de miscibilidad, tan sólo repitiendo el ciclo AGA, a esto se denomina «histéresis» y se atribuye principalmente a un incremento de la saturación de gas atrapado después de cada ciclo, lo que se traduce en una disminución de la saturación de los líquidos (agua y crudo) y de la permeabilidad relativa del gas. 

La disminución progresiva de la permeabilidad relativa al gas se manifiesta en la disminución de la inyectividad del gas después de cada ciclo. La Figura 5, muestra un esquema que resume el efecto del proceso AGA, cuando se inyectan ambos fluidos (agua y gas) de manera alternada se genera una zona de saturaciones trifásicas (agua, gas y petróleo) donde se manifiestan los mecanismos anteriormente descritos.

Aspectos resaltantes de los Proyectos AGA

De acuerdo a la revisión de aplicaciones AGA a nivel mundial, realizada por Christensen y Cols., basada en estadísticas sobre 60 proyectos reportados, se extraen los aspectos más resaltantes:

• El incremento obtenido en recobro adicional del petróleo, de acuerdo a tipo de proceso, esta en el orden de 9,7% en procesos miscibles, mientras que en procesos inmiscibles es del orden de 6,4%.

• En cuanto al incremento de acuerdo al tipo de gas inyectado se tiene que los valores más altos se alcanzaron utilizando Dióxido de Carbono (10%), seguido por Nitrógeno y Gas Hidrocarburo (8%). Este resultado es consistente con el hecho de que la mayoría de las aplicaciones con dióxido de carbono han sido en condiciones miscibles.

• El 80% de los casos reportados se hicieron a condiciones de miscibilidad.

• Sólo el 12% se desarrollaron costa afuera (offshore), en total 6 proyectos en el Mar del Norte (Snorre, Brae South, Statfjord, Brague, Fulfaks y Ekofisk), de los cuales los tres primeros fueron implantados a condiciones inmiscibles y los tres últimos miscibles.

• El radio AGA (relación entre el volumen de agua inyectado por ciclo en relación al volumen de gas por ciclo) ha sido reportado como 1 en la mayoría de los casos, con excepciones tales como en el yacimiento Kelly Snyder (relación de 3) y Jay Little Escambia (relación de 4).

• El volumen de gas inyectado ha estado en el rango de 0,1 a 3 volúmenes porosos.

• Más del 90% de los 60 proyectos registrados a nivel mundial han sido aplicaciones AGA con gas hidrocarburo o dióxido de carbono, solo el 3% reportan otro tipo de gases: Jay-Lec (Nitrógeno) y Twofreds (gas de efluente).

• Sólo los proyectos en tierra han aplicado el AGA por arreglo de pozos, usualmente el de cinco pozos (4 inyectores y productor central), esto ha proporcionado un mejor control sobre la presión y efectividad del AGA en procesos miscibles.

Consideraciones para el Diseño de Proyectos AGA

El proceso AGA, al igual que cualquier otro método de recuperación mejorada no debe ser considerado una panacea con propiedades mágicas que le infieren la posibilidad de incrementar el factor de recobro en cualquier yacimiento y al cualquier condición. Detallados estudios de factibilidad son requeridos antes de implantarlo, también que hay que tomar en cuenta una serie de aspectos claves como son:

• El objetivo final del AGA es el control de la movilidad de los fluidos y el consiguiente incremento de la eficiencia de barrido. El AGA no esta concebido para represurizar el yacimiento, aún cuando en algunas aplicaciones de campo se ha incrementado la presión previa de aplicación del AGA para alcanzar condiciones de miscibilidad y hacerlo más eficiente.

• En más del 90% de los casos estudiados, el AGA se aplica como una etapa posterior a proyectos de inyección de agua o gas.

• Es importante resaltar que el AGA mejora el control de movilidad de los fluidos inyectados pero no corrige problemas operacionales de proyectos previos de inyección de agua o gas producto de diseños inadecuados, fundamentados sobre yacimientos mal caracterizados. Por ejemplo, si durante la etapa del proyecto de inyección de gas o agua, se presentan irrupciones tempranas por canalizaciones a través de fracturas, canales preferenciales o fuertes efectos segregacionales dando como resultado un recobro inadecuado, la implantación del AGA aportará muy posiblemente resultados deficientes.

• Como se mencionó anteriormente, el efecto del flujo trifásico se manifiesta en una reducción de permeabilidades relativas del agua y gas, por lo tanto a medida que se incrementa el número de ciclos AGA disminuye la inyectividad, esto debe ser previsto en los diseños de las capacidades de compresión y bombeo (usualmente la compresión del gas es más costosa y crítica).

• Usualmente los proyectos AGA se implementan haciendo uso de facilidades de inyección/producción existentes, salvo aplicaciones como dióxido de carbono, el control de la corrosión es el mismo aplicable a proyectos convencionales de agua o gas. Para el caso de dióxido de carbono se requieren completaciones especiales en los pozos inyectores y monitoreo de corrosión en los productores.

• Lo anterior aplica exactamente para el control de escamas y precipitación de asfaltenos.

Rango de Aplicabilidad

Más que un proceso de recuperación mejorada, el AGA es un esquema de aplicación que busca optimizar los procesos de inyección de agua o gas, de manera que los rangos de aplicación son los mismos que para los mencionados procesos.

Normalmente se han iniciado proyectos AGA inmediatamente después de los proyectos de inyección de agua, la razón es que se facilita la implantación dado que no es necesario repetir estudios de compatibilidad de agua y adicionalmente es posible asegurar que en un yacimiento donde se inyecta agua es «seguro» que habrá buena inyectividad para el gas, no sucede siempre el caso contrario.

Cuando el proceso previo ha sido la inyección continua de gas, y ahora se desea inyectar agua en ciclos AGA, se requiere verificar si la permeabilidad del yacimiento es suficiente para admitir agua no sólo en un primer ciclo, también luego de sucesivos ciclos AGA con la consiguiente disminución de inyectividad.

También se requieren estudios de compatibilidad entre la roca y los fluidos de formación con el agua de inyección, entre otros.

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