Tipos de inyección
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Universidad de Oriente.Núcleo de Anzoátegui.
Escuela de Ingeniería Y Ciencias Aplicadas.Departamento De Petróleo.
Cátedra: Yacimientos II
Inyección de Agua y Gas Yacimientos II
Profesora:Bachilleres:Ana Blondell Blanco
Michaelle CI: 17904647Pedro Ojeda CI: 18450382
Maryaurilyn Tucen CI: 17592482Rhonny Rojas CI: 18645539Diego Jimeno CI: 17730373
Astrid Castañeda CI: 18678767
Secc: 20
Barcelona, Abril de 2010.
Introducción
La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer
o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en
ciertos casos se la considera como una producción terciaria. El primer
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paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el
descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la
naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la
superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes
volátiles y/o el pumping o bombeo forzado para removerlo hacia la
superficie. Cuando se produce una considerable disminución de esta
energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria
donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección
de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la
evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo
de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del
pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación
asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final
de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle a la
misma energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y
recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la
técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier
momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la
necesidad de estimular la producción.
El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa
primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto de la cantidad
original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida
es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para
aprovechar al máximo el rendimiento económico y útil del mismo.
Inyección de agua
La inyección de agua en los yacimientos de hidrocarburos es muy
común debido a que es uno de los métodos más simple, de menor
costo cuando hablamos de métodos de recuperación de hidrocarburo
y el factor de recobro puede llegar hasta un 60%.
En principio los pozos de hidrocarburos producen de manera natural
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gracias a la energía interna del yacimiento hasta llegar a un punto en
el que la energía presente en el yacimiento es menor a la necesaria
para llevar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario
implementar métodos secundarios de producción o recuperación con
el fin de mantener el pozo produciendo a una tasa fija y aumentando
el factor de recobro del yacimiento. El método de recuperación por
bombeo de agua es uno de estos métodos y por lo general la
inyección de agua se realiza por medio de pozos llamados inyectores
que se pueden encontrar en medio de varios pozos productores o al
rededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por
el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie.
La inyección de agua tuvo sus comienzos al oeste de Pennsylvania en
el año 1865. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nuevas
tecnologías. La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el
agua proveniente de algunas arenas acuíferas pocos profundas o de
acumulaciones de agua superficiales, se movía a través de las
formaciones petrolíferas, estaba el intercambio productor en los
pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los
pozos vecinos. En esta época se pensó que la función principal de la
inyección de agua era la de mantener la presión y no fue sino hasta
los primeros años de 1890, cuando los operadores notaron que el
agua que había entrado a la zona productora había mejorado la
producción.
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Para 1907, la práctica de inyección de agua tuvo un apreciable
impacto en la producción de petróleo del campo Branford. El primer
patrón de flujo denominado una invasión circular, consistió en
inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona
invadida, y que los pozos productores que los rodeaban eran
invadidos con agua, esto se iba convirtiendo en inyectores para crear
un frente más amplio. Este método se amplió lentamente en otras
provincias productoras de petróleo debido a varios factores,
especialmente a que se extendía muy poco y a que muchos
operadores estuvieron en contra de la inyección de agua frente las
arenas.
En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en líneas, en el
cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con
una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se
reemplazo por un arreglo de cinco pozos. Después de 1940, la
práctica de inyección de agua se expandió rápidamente y se
permitieron, mayores tazas de inyección producción. En la actualidad
es el principal y más conocido método de recuperación secundaria,
constituyéndose en el proceso que más ha contribuido el recobro de
petróleo extra. Hoy en día más de la mitad de la producción de
petróleo se debe a la inyección de agua. La siguiente figura muestra
un esquema del desplazamiento de petróleo por agua en un canal de
flujo.
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Tipos de inyección
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y
productores, la inyección de agua se puede a cabo de dos formas
diferentes:
Inyección periférica o externa
Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los
flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional
y en este caso, como se observa en la figura 2.2, el agua se inyecta
en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.
Características:
1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del
yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de
agua.
2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la
zona de petróleo.
Ventajas:
1. Se utilizan pocos pozos.
2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se
pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto
diminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos
perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los
pozos es muy grande.
3. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para
iniciar el proceso de invasión con agua por flancos.
4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción
de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede
ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos
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productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de
producción de superficie para la separación agua-petróleo.
Desventajas:
1. Una porción del agua inyectada no es utiliza para desplazar el
petróleo.
2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de
invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en
arreglos.
3. 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.
4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la
periferia y el yacimiento.
5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto,
la recuperación de la inversión es a lo largo plazo.
Inyección de Arreglo o Dispersa
Este método consiste en la inyección de agua dentro de la zonade petróleo, generando así el desplazamiento de los fluidos presentes
en el área hacia los pozos productores que están posicionados en
arreglo geométrico con respecto a los inyectores (Gráfica # 1). 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.
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Figura 1. Inyección de Agua en un Arreglo de 5 pozosCaracterísticas
• El arreglo de pozos tanto productores como inyectores
dependerá de los límites del yacimiento así como de
propiedades tales como permeabilidad y porosidad que
presente el mismo.
• Se aplica particularmente, en yacimientos con poco
buzamiento, homogéneos y de 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 existente en inyectores,
o se perforan pozos inyectores interespaciados. En
ambos caso propósito es obtener una distribución
uniforme de los pozos.
Ventajas
• Invasión rápida en yacimientos homogéneos, de bajobuzamiento y baja permeabilidad efectiva con altasdensidades de los lodos, ya que los pozos inyector-productor se encuentran a distancias cortas deseparación. Estos es importante en yacimientos de bajapermeabilidad.
• Rápida respuesta del yacimiento.
•Eficiencia de barrido alta.
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• Rápida respuesta en presiones.
• Existe un buen control del frente de invasión.
• El volumen de la zona de petróleo es grande en un
período corto.
• Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidadessobre el recobro.
Desventajas
• En comparación de la inyección externa, este método
requiere un alto costo de inversión debido al mayor
número de pozos productores.
• Requiere de una mejor descripción del yacimiento.
• Requiere mayor seguimiento y control, es decir mayor
cantidad de recursos humanos. Es más riesgosa.
Factores que controlan la recuperación por inyección de agua
Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección
de agua o de gas en un yacimiento, se deben considerar los
siguientes factores:
• Geometría del yacimiento
Uno de los primeros pasos para recabar la información de un
yacimiento para un estudio de inyección, es determinar su geometría,
pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los
pozos y en gran medida, determinan los métodos por los cuales el
yacimiento puede ser producido a través de prácticas de inyección de
agua o gas
La estructura es el principal factor que gobierna la segregación
gravitacional. Así, en presencia de altas permeabilidades, la
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recuperación por segregación gravitacional, particularmente en
yacimientos de petróleo, puede reducir la saturación de petróleo a un
valor al cual no resulta económica la aplicación de la inyección de
agua. La figura adjunta muestra la unidad geológica del yacimiento
LL-03 del lago de Maracaibo.
Unidad geológica del yacimiento LL-03 del lago de Maracaibo.
Si existe una estructura apropiada y la saturación de petróleo justifica
un proceso de inyección de agua, la adaptación de una invasión
periférica puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una
inyección en un patrón de línea directa. La inexistencia de zonas con
altos relieves sugiere la posibilidad de un programa de inyección de
gas. La forma del campo y la presencia o no de una capa de gas
también influenciara en esta decisión.
La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sido llevadas
a cabo en campos que exhiben un moderado relieve estructural,
donde la acumulación de petróleo se encuentra en trampas
estratigráficas. Como estos yacimientos por regla general, han sido
producidos con empuje por gas en solución y no han recibido
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beneficios de empuje natural de agua o de otro tipo de energía de
desplazamiento, usualmente poseen altas saturaciones de petróleo
después de una producción primaria, haciéndose atractivos para
operaciones de recuperación secundaria. Así, la localización de pozos
de inyección y producción debe adaptarse a las propiedades y
condiciones que se conocen de la arena.
A menudo es importante realizar un análisis de la geometría del
yacimiento y de su compartimiento pasado, para definir la presencia
y la fuerza de un empuje de agua y así decidir sobre la necesidad de
inyección suplementaria, pues esta puede ser innecesaria si existe un
fuerte empuje natural de agua. Tal decisión depende también 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 inyección.
• Litología
La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la
inyección de gua o de gas en un yacimiento en particular. De hecho,
la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores
litológicos que afectan el proceso de inyección. En algunos sistemas
complejos, una pequeña porción de la porosidad total, como por
ejemplo las porosidades creadas por fracturas, tendrán la suficiente
permeabilidad para facilitar las operaciones de inyección de agua. En
estos casos, solamente se ejercerá una pequeña influencia sobre la
porosidad de la matriz, la cual puede ser cristalina, granular o
vugular. La evaluación de estos efectos requieren de estudios de
laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento y también
pueden hacerse mediante pruebas pilotos experimentales.
Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre la
composición mineralógica de los granos de arena y la del material
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cementante que se ha observado en varias arenas petrolíferas
después de haber sido invadidas con agua, puede ocasionar
diferencias en la saturación de petróleo residual. Estas diferencias
dependen no solo de la composición mineralógica de la roca del
yacimiento, sino también de la composición de los hidrocarburos
presentes en ella. “Benner y Bartell” han demostrado que en ciertas
condiciones los constituyentes básicos presentes en algunos tipos de
petróleo causan que el cuarzo se torne hidrofobico, debido a su
adsorción en la superficie de los granos de arena. De manera similar
los constituyentes ácidos presentes en otros tipos de petróleo
vuelven la calcita hidrofobica. 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 petróleo.
A pesar de que se conoce la presencia de mineral arcilloso en algunas
arenas petrolíferas puede taponar lo poros por hinchamiento o
floculación al inyectar agua, no existe datos disponibles sobre la
extensión de este problema, pues eso depende de la naturaleza de
dicho mineral; no obstante se puede tener una aproximación de estos
efectos mediante estudios de laboratorio. Se sabe por ejemplo, que le
grupo de la montmorillonita es aquel que más puede causar una
reducción de la permeabilidad por hinchamiento y que la kaolinita es
la que causa menos problemas. La extensión que puede tener esta
reducción de permeabilidad también depende de la salinidad del agua
inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el agua fresca por
salmueras para proceso de invasión.
• Profundidad del yacimiento
La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse
en una invasión de agua ya que:
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a) Si es demasiado grande para permitir re perforar
económicamente 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 petróleo
residual después de las operaciones primarias son bajas que en
yacimientos someros, debido a que estuvo disponible un gran
volumen de gas en solución para expulsar el petróleo ya que el
factor de encogimiento fue grande y por lo tanto ha quedado
menos petróleo.
c) Grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y
un espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado
suficiente de uniformidad lateral
Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocos
profundos donde la máxima presión que puede aplicarse en
operaciones de inyección está limitada por la profundidad del
yacimiento. Durante la inyección de agua, se ha determinado que
existe una presión crítica, en fracturas o de cualquier otro plano de
fallas, así como juntas o posibles planos de estratificación. Esto da
lugar a la canalización del agua inyectada o al sobrepaso de largas
porciones de la matriz del yacimiento. Consecuentemente en
operaciones que implican un gradiente de presión 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 de la información referente a
presión de fractura o de rompimiento en una localización
determinada, ya que ella fijara un límite superior para la presión de
inyección. Estas consideraciones también influyen en la selección del
equipo y en el diseño de planta, así como el número y localización de
los pozos inyectores. El elevado gradiente de presión del agua
permite tener menores presiones de inyección en el cabezal del pozo
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que en el caso de inyección de gas, lo cual es una ventaja en
yacimientos profundos como los del norte de Monagas.
•
Porosidad
La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una función
directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petróleo
presente para cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado.
Como el contenido de este fluido en una roca de yacimiento varía
desde 775.8 hasta 1511.6 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
las calizas y dolomitas, pueden variar desde 2 hasta 11% debido a
fracturas; y en rocas llenas de agujeros como paneles de abejas y
porosidades cavernosas, puede ir desde 15 hasta 35%. Para
establecer el promedio de porosidad, es razonable tomar promedio
aritmético de las medidas de porosidades de un núcleo de arena. Si
existen suficientes Datos sobre este aspecto, se pueden construir
mapas de distribución de porosidades que pueden ser pesados areal
o volumétricamente para dar una porosidad total o verdadera.
Igualmente si existen suficientes datos de muestras de núcleos se
pueden realizar análisis estadísticos de porosidades y
permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta información. La
mejor forma de medir este parámetro tan importante ha sido a través
de medidas de laboratorio en muestras de núcleos. Varios registros
de pozos también producen buenas medidas de porosidad como:
Perfil eléctrico Inducción, Micro-Log, registro de neutrones y perfil
sónico entre otros.
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Distribución de porosidad para un yacimiento típico (Según Thakur y
Satter)
• Permeabilidad
la magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto
grado, la tasa de inyección de agua que se puede mantener en unpozo de inyección para una determinada presión en la cara de la
arena, por lo tanto en la determinación de la factibilidad de inyección
de agua en un yacimiento, es necesario conocer I) la máxima presión
de inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del
yacimiento y II) la relación entre la tasa y el espaciamiento a partir de
datos de presión y permeabilidad. Esto permite determinar
rápidamente los pozos adicionales que estén bien perforadas paracumplir con el programa de invasión en un lapso razonable. La
prospectividad del proyecto puede calcularse comparando el recobro
que se estima lograr con los gastos que involucra el programa de
inyección, si resulta económico, se debe efectuar un estudio mas
detallado.
El grado de desviación de permeabilidad, a recibido mucha atenciónen los últimos años, pues determina la cantidad de agua que se debe
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utilizar, entre menos heterogenea sea esa propiedad, mayor éxito se
tendrá en un programa de inyección de agua. Si se observan grandes
variaciones de permeabilidad en estratos individuales dentro de
yacimiento, y si estos estratos mantienen su continuidad sobre áreas
extensas, el agua inyectada alcanzara la ruptura demasiado
temprano en los en los estratos de alta permeabilidad y se
transportan grandes volúmenes de agua antes que en los estratos
menos permeables hayan sido barridos eficientemente. Esto por
supuesto influye en la economía del proyecto y sobre la factibilidad
de la invasión del yacimiento. No debemos dejar a un lado la
continuidad de estos estratos es tan importante como la variación de
la permeabilidad. Si no existe una correlación del perfil de
permeabilidad entre pozos individuales, existe la posibilidad de que
los pozos más permeables no sean continuas y que la canalización del
agua inyectada sea menos severa que la indicada por los
procedimientos aplicados a todo el yacimiento.
• Continuidad de las propiedades de la roca
Como se señalo en la selección anterior, es muy importante tener en
cuenta la continuidad de la roca en relación con la permeabilidad y la
continuidad vertical, al determinar la factibilidad de aplicar la
inyección de agua o de gas en un yacimiento. Como el flujo de fluido
en un yacimiento es esencialmente en la dirección de los planos de
estratificación, la continuidad es de interés primordial. Si el cuerpo
del yacimiento esta dividido en estratos separados por lutitas o rocas
densas, el estudio de un sección transversal de un horizonte
productor podría indicar si los estratos individuales tienen tendencias
a reducirse en espesor en distancias laterales relativamente corta, o
si esta presente una arena uniforme. También, a partir de núcleos se
puede se puede tener evidencias de estratificaciones cruzadas y de
fracturamiento. Todas estas situaciones deben ser consideradas en la
determinación de espaciamiento de los pozos, en los patrones de
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invasión y la estimación del volumen del yacimiento que estará
afectado durante el programa de inyección.
La presencia de lutitas no es necesariamente un problema, ya
que los estratos individuales de la roca del yacimiento pueden
mostrar un grado razonable de continuidad y uniformidad con
respecto a la permeabilidad, porosidad y saturación de petróleo.
Cuando existen discontinuidades verticales, esto es, cuerpos de
agua y de gas en la formación productora, las partes de lutitas
permitirán algunas veces realizar completaciones selectivas para
excluir o reducir las producciones de agua o gas y realizar
inyecciones selectivas de agua.
La distribución inicial de los fluidos en un yacimiento de
petróleo que se encuentra en equilibrio. Este parámetro es muy
importante en la determinación de la factibilidad de un proyecto de
inyección de agua. En efecto, cuanto mayor sea la saturación de
petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión, mayor será la
eficiencia de recobro y, si este elevado, el petróleo sobrepasado por
el agua será menor y el retorno de la inversión por lo general, será
mayor. Igualmente la saturación de petróleo residual que queda
después de la invasión esta relacionada con la adaptabilidad del
proceso, y mientras mas se pueda reducir este valor, mayor será el
recobro final y mayores las ganancias. Por esa razón la mayoría de los
nuevos métodos de desplazamiento de petróleo tienen como objetivo
lograr reducir la saturación de petróleo residual detrás del frente de
invasión.
También es de gran interés conocer la saturación del agua
connota, esencialmente para determinar a saturación de petróleo
inicial, bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de
petroleo que quedan ene le yacimiento después del las operaciones
primarias.
• Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas
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Las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento tienen
efectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de
inyección en un yacimiento. Dentro de estos, la viscosidad del
petróleo y las permeabilidades relativas del yacimiento a los fluidos
desplazantes y desplazados son lo de mayor importancia, ya que
ambos factores afectan la razón de movilidad. En la ley de Darcy
existe un factor de proporcionalidad que relaciona la velocidad de un
fluido con el gradiente de presión.
Aplicaciones en venezuela
La inyeccion de agua se inicio en 1966, en el campo oficina, despues
de haber inyectado gas; pero la mayoria de estos proyectos fueron
suspendidos por presentar problemas de canalizacion.
En el occidente, las experiencias se remontaron el año 1959 cuando
se inyectaban las aguas efluentes de los yacimientos del lago de
Maracaibo con fines de mantenimiento de presion y de disponibilidad.
En 1979 comenza la inyeccion de agua mediante arreglos en la
cuenca de Maracaibo. La figura mostrada acontinuacion muestra que
existen 79 proyectos activos de inyeccion de agua que constribuyen
con el potencial aproximado de 1.000MBP, equivalente a un 40% de
la capacidad de produccion del pais.
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Se observa que en Venezuela existen 66 proyectos de inyección de
agua por flanco, con un recobro final que varía entre 35 40%; 13
proyectos de inyección de agua por arreglos, con un recobro final
promedio del 29%; y 10 proyectos combinados de agua y gas, con un
porcentaje de recobro final promedio de 29%; y de 10 proyectos
combinados de agua y gas, con un porcentaje de recobro final
promedio de 41%.
Casos de campos en venezuela
Venezuela como pais petrolero tiene una larga historia de
aplicaciones de inyeccion de agua y de gas, solo por referencias se
mencionan algunos de los casos mas relevantes:
Inyeccion de agua en el yacimiento BACH-02 EN EL LAGO DE
Maracaibo
Este yacimiento posee un espesor neto de arena de 235 pies,
volumen de roca 5.768.418 acres-pies, porosidad 29,9%, saturacion
de petroleo inicial de 75,5%, factor de merma 0,93 y permeabilidad
1.650 md, area productiva de 22.673 acres, crudp de 15 ºAPI, POES
9.079 MMBN, factor de recobro final 29.5%, siendo este 20.3%
primario y 9.2% secundario, con reservas totales de 2.68 MMBNP de
las cuales las primarias son 1.482 MMBNP, 836 MMBN secundarias y
las reservas remanentes son 1.041 MMBNP. La presion inicial de
yacimiento fue 2.215 lpca a 4.000 pies y se han utilizado como
metodos de producciòn el levantamiento artificial por gas (LAG) y el
bombeo electrosumergible (BES).
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Los mecanismos de producción del yacimiento son: empuje por
gas en solución, compactación y empuje hidráulico. El yacimiento ha
sido sometido a inyección de agua y gas, asi como a inyección
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 producción a finales del año 2000 de
71,9 MBPD y una relacion agua-petróleo del 42.2%. El yacimiento ha
producido 1.649 MMBNP Y 994 MMMPCN de gas.
La inyección de agua por flancos se incio en julio de 1967 con el
objetivo de mantaner la presión, con una presión inicial de 1.200 lpca
y una presión actual de 900 lpca.
Inyeccion de agua en el yacimiento C-2, VLE 305
El yacimiento C-2, VLE 305bubicado en el centro del lago de
maracaibo, está conformado por las parcelas pertenecientes al
bloque V del campo lamar. Fue descubierto en noviembre de 1958
con la perforación del pozo LPG-1403; posteriormente fue perforado
el pozo VLE-305, comprobándose que ambos pozos pertenecían al
mismo yacimiento con una presion inicial de 5.500 LPC al datum.
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Conclusiones
1. Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las
propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se
deben diseñar sistemas característicos para cada aplicación.
Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los
procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán
de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la
formación, así como, de las consideraciones económicas
correspondiente.
2. Dada la situación actual en el mercado de precios del
petróleo, la recuperación mejorada por agua constituye en una
de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los
yacimientos. Es por ello que deben mantenerse los esfuerzos
para desarrollar formulaciones que operen en un amplio
intervalo de condiciones de yacimiento y con una relacióncosto/efectividad adecuada que permitan su aplicación.