inyeccion de gas en bolivia-danny-2012 (2)
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ÍNDICE
1. OBJETIVO.....................................................................................................................................1
2. INTRODUCCIÓN........................................................................................................................1
3. TIPOS DE INYECCIÓN DE GAS..........................................................................................2
3.1. INYECCION DE GAS (INMISCIBLE)....................................................................................2
3.2. INYECCION DE GAS A ALTA PRESION (MISCIBLE).................................................3
3.3. INYECCION DE GAS ENRIQUECIDO..................................................................................4
4. INYECCIÓN INTERNA O DISPERSA DE GAS...............................................................4
5. INYECCIÓN EXTERNA DE GAS..........................................................................................5
6. DRENAJE GRAVITACIONAL................................................................................................6
7. EXPANSIÓN DE LA ROCA DEL FLUIDO........................................................................7
8. FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE GAS...........................................................................................................................................................7
9. DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE.....................................................................................9
9.1. ECUACIÓN DE FLUJO FRACCIONAL SI SE INYECTA GAS.................................11
9.2. ECUACIÓN DE AVANCE FRONTAL..................................................................................199.2.1. Deducción de la ecuación de avance frontal.................................................................................209.2.2. Ecuación de avance frontal.................................................................................................................239.2.3. Ecuación en unidades prácticas........................................................................................................23
9.3. DISTRIBUCIÓN DE SATURACIÓN CON DISTANCIA...............................................249.3.1. Solución de Buckley – Leverett.........................................................................................................249.3.2. Solución de Calhoun.............................................................................................................................259.3.3. Representación gráfica de la Distribución de Saturación con Distancia.............................25
9.4. EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO...............................................................................26
10. PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN DE GAS.......27
10.1. MÉTODO DE PREDICCIÓN................................................................................................27
10.2. MÉTODO DE PREDICCIÓN PERFECTO.....................................................................27
10.3. CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE PREDICCIÓN.....................................30
10.4. MÉTODO DE BUCKLEY – LEVERETT.........................................................................3110.4.1. Ecuaciones Básicas Antes de la Ruptura, t < tr...........................................................................3210.4.2. Ecuaciones Básicas en el Momento de la Ruptura, t = tr.........................................................3410.4.3. Ecuaciones Básicas después de la Ruptura, t' > tr......................................................................35
11. ARREGLOS DE POZOS......................................................................................................37
11.1. ARREGLOS EN LÍNEA DIRECTA...................................................................................37
11.2. ARREGLO EN LÍNEA ESCALONADA...........................................................................38
11.3. ARREGLO DE CINCO POZOS INVERTIDO...............................................................38
11.4. ARREGLO DE SIETE POZOS INVERTIDO.................................................................38
11.5. ARREGLO DE 9 POZOS INVERTIDO............................................................................39
11.6. MODELOS IRREGULARES DE INYECCIÓN.............................................................39
1
11.6.1. Arreglo en girasol.....................................................................................................................................4011.6.2. Arreglos de cinco pozos en abanico.................................................................................................4111.6.3. Arreglo de seis pozos en abanico......................................................................................................41
12. ASPECTOS PRÁCTICOS DE LA INYECCIÓN..........................................................41
12.1. SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS........................................................................................42
12.2. PRESIÓN Y TASA DE INYECCIÓN.................................................................................42
12.3. TIPOS DE INYECCIÓN..........................................................................................................44
12.4. ANÁLISIS COMPARATIVO................................................................................................46
12.5. EFECTO DEL GAS SATURADO SOBRE LA EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO.................................................................................................................................51
12.6. CONSIDERACIONES GENERALES................................................................................51
12.7. FACTORES QUE LOS ORIGINAN...................................................................................52
13. CAMPOS DE INYECCIÓN DE GAS EN BOLIVIA...................................................55
13.1. CAMPO YAPACANI................................................................................................................5513.1.1. Ubicación del Campo............................................................................................................................5513.1.2. Número de pozos seleccionados para el proyecto.......................................................................5613.1.3. Sistema de compresión...............................................................................................................................5713.1.4. Resultados y rendimiento del proyecto de inyección de gas....................................................59
13.2. CAMPO RÍO GRANDE...........................................................................................................6313.2.1. Ubicación..................................................................................................................................................6313.2.2. Programa de aplicación del proyecto..............................................................................................6413.2.3. Método de inyección que se aplica............................................................................................................6713.2.4. Número de pozos seleccionados para el proyecto....................................................................................6813.2.5. Fuentes de abastecimiento de gas..............................................................................................................6813.2.6. Equipos utilizados para la inyección de gas.............................................................................................6813.2.7. Tipo de proyecto.....................................................................................................................................6913.2.8. Resultados y rendimiento de los proyectos de inyección de gas.............................................70
13.3. CAMPO VÍBORA......................................................................................................................7013.3.1. Ubicación y datos de pozo...................................................................................................................7013.3.2. Número de pozos seleccionados en el campo Víbora.................................................................7113.3.3. Equipos utilizados..................................................................................................................................7213.3.4. Resultados y rendimiento....................................................................................................................77
13.4. CAMPO VUELTA GRANDE............................................................................................................7913.4.1. Ubicación.....................................................................................................................................................8013.4.2. Programa de aplicación del proyecto.......................................................................................................8013.4.3. Método de inyección aplicado...................................................................................................................8113.4.4. Número de pozos seleccionados para el proyecto....................................................................................8113.4.5. Fuentes de abastecimiento de Gas............................................................................................................8213.4.6. Equipos utilizados para la Inyección de Gas...........................................................................................8213.4.7. Tipo de Proyecto.........................................................................................................................................8213.4.8. Resultados Y Rendimientos del Proyecto.................................................................................................82
14. CONCLUSIÓN............................................................................................................................82
BIBLIOGRAFÍA.................................................................................................................................83
2
3
4
MÉTODO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE GAS
1. OBJETIVO
Estudiar todo lo referente a la recuperación secundaria por inyección de gas inmiscible
aplicada en Bolivia.
2. INTRODUCCIÓN
La inyección de gas fue empleada a finales del siglo XIX. Fue utilizada por primera vez
en 1864 por Dinsmoor, el logro inyectar gas de una arena a otra, aumentado la producción
de petróleo, luego en 1895, utilizó bombas al vació en pozos. Fue la primera vez que se
utilizó un compresor en dichas operaciones.
El primer caso se conoce como mantenimiento total de presión y el segundo, como
mantenimiento parcial. Ambos dan lugar a un incremento del recobro de petróleo, a una
mejora en los métodos de producción y a la conservación del gas.
Dado que en la inyección de agua solo se da el caso de desplazamiento inmiscible. En el
caso del gas se puede dar desplazamiento miscible e inmiscible. Pero solo estudiaremos el
caso de desplazamiento inmiscible del petróleo.
Se puede inyectar gas en la capa de gas o en la zona de petróleo. Cuando existe una capa
de gas originalmente en el yacimiento, o cuando se ha ido formando una por segregación
durante la etapa primaria, el gas inyectado ayuda a mantener la presión del yacimiento y
hace que el gas de la capa entre en la zona de petróleo y lo empuje hacia los pozos
productores. Cuando se inyecta en la zona de petróleo el gas inyectado fluye radialmente
desde los pozos inyectores y empuja el petróleo hacia los pozos productores.
Los mecanismos de desplazamiento son:
Vaporización
1
Eliminación de depósitos sólidos
Reducción de la viscosidad
Aumento de la energía del yacimiento
Vaporización.- Una porción del petróleo contactado por el gas seco inyectado se vaporiza
en el petróleo y se lleva hacia los pozos productores en la fase de vapor.
Eliminación de depósitos sólidos.- Se debe eliminar del pozo inyector o de las zonas
adyacentes del reservorio los depósitos de petróleo sólido, como los asfáltenos. Sin
embargo, que el flujo de petróleo se reducirá como consecuencia del aumento de la
saturación de gas.
Reducción de la viscosidad.- el contacto del gas con el petróleo hace que disminuya la
viscosidad del petróleo, teniendo así una buena fluidez. Para que esto ocurra debe haber
una buena eficiencia de contacto entre el petróleo y el gas inyectado.
Aumento de la energía del yacimiento.- el efecto cuando los periodos de inyección son
cortos es que el gas aumenta la energía del yacimiento los cual solo es un efecto
transitorio.
Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer
mediante la inyección de gas:
Temperatura y presión del yacimiento
El relieve estructural.
El tipo de empuje.
Las propiedades de los fluidos del yacimiento.
La geometría del yacimiento.
La continuidad de la arena
Las propiedades de la roca.
.
3. TIPOS DE INYECCIÓN DE GAS
3.1.INYECCION DE GAS (INMISCIBLE)
2
Esto es solamente un "mantenimiento de presión", pero un proceso para incrementar la
recuperación de petróleo puede ser clasificado como un proyecto de recuperación
mejorada.
El éxito de un proyecto dependerá de la eficiencia con la que el gas inyectado desplaza al
petróleo y de la fracción del reservorio que es barrido por el gas inyectado.
Desde el punto de vista de comportamiento del reservorio, es ventajoso iniciar la
inyección de gas antes que la presión del reservorio haya declinado debajo del punto de
burbuja.
El petróleo que se encuentra en un pozo localizado en la parte estructuralmente mas alta
es frecuentemente llamado "petróleo del ático". Bajo condiciones favorables (incluyendo
alto buzamiento y permeabilidad) algo de este petróleo puede ser recuperado por
inyección de gas.
3.2.INYECCION DE GAS A ALTA PRESION (MISCIBLE)
La inyección de gas a alta presión es un proceso miscible, que significa que el gas
inyectado se mezclará con el petróleo del reservorio para formar una fase homogénea
simple. El proceso de recuperación miscible reducirá la saturación residual de petróleo
virtualmente a cero en las partes del reservorio que son barridas por el fluido miscible.
Pobres eficiencias de barrido son comunes, sin embargo los procesos miscibles son
usualmente más costosos que la inyección de agua o inyección inmiscible de gas.
La mínima presión para desplazamiento miscible del petróleo con gas de alta presión es
aproximadamente 3,000 psi; de esta manera la profundidad del reservorio está limitada a
un mínimo de 5,000 pies. El petróleo del reservorio debe contener suficiente cantidad de
hidrocarburos intermedios (C2-C6) y debe estar substancialmente bajo saturado con
respecto al gas inyectado a la presión de inyección. La gravedad del petróleo no debe ser
menor de 40ºAPI.
La recuperación de petróleo por el proceso de inyección de gas a alta presión es una
función de la presión de inyección. Las altas recuperaciones ilustradas en la literatura son
3
las obtenidas en el laboratorio pero no son alcanzadas en el campo, debido principalmente
a la baja eficiencia de barrido. Aunque un incremento en la presión incrementará la
recuperación de petróleo, esto incrementará también los requerimientos del gas y costos
de inyección.
3.3.INYECCION DE GAS ENRIQUECIDO
La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural enriquecido con
hidrocarburos de peso molecular intermedio (C2-C6) es inyectado y los hidrocarburos
intermedios son transferidos desde la fase gas a la fase líquida dentro del reservorio.
El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a alta presión
principalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios son transferidos de una
fase a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en el proceso de gas enriquecido y del
petróleo al gas en el proceso de alta presión.
Este proceso puede ser operado a menores presiones que el proceso a alta presión, pero la
cantidad de gas enriquecido incrementará con una disminución en la presión del
reservorio. La mínima presión para el proceso es de aproximadamente 1,500 a 2,000 psi.
Ya que el gas muerto (no enriquecido) es miscible con el gas enriquecido, el gas
enriquecido puede ser inyectado como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas
dimensiones de slugs para gas enriquecido son de 10 a 20% del volumen poroso del
reservorio.
4. INYECCIÓN INTERNA O DISPERSA DE GAS
Este método consiste en inyectar gas en la zona de petróleo, se aplica generalmente en
yacimientos de empuje de gas en solución, en yacimiento sin capa de gas inicial y donde
no hay tendencia a iniciarse una capa secundaria, ya que el gas inyectado se produce al
mismo tiempo del petróleo.
Sus características son las siguientes:
4
- La selección de pozos de inyección y tipo de arreglo dependen de la permeabilidad,
porosidad, de las características de la arena, de la estructura y el número y posición
de los pozos existentes.
- La permeabilidad efectiva debe ser preferentemente baja
- Se requiere varios puntos de inyección en un reservorio, formando un arreglo
geométrico, hay arreglos regulares e irregulares.
- Se aplica en yacimientos relativamente delgados, homogéneos y con poco
buzamiento.
Las ventajas son las siguientes:
- Se puede orientar el gas a otras zonas según sea conveniente
- Se puede optimizar el gas inyectado.
Sus desventajas son las siguientes:
- Los costos de operación y producción aumentan según los pozos de inyección
requeridos
- La tasa de recobro es inferior a la inyección externa debido a las altas velocidades
de flujo debido a los canales.
- La eficiencia de área de barrido es mucho menor que por inyección externa.
- Debido a la posición estructural o drenaje por gravedad mejora muy poco o nada la
eficiencia de recobro.
5. INYECCIÓN EXTERNA DE GAS
Este método consiste en la inyección de gas en la creta de los reservorio se lo aplica
generalmente en yacimientos donde ocurre segregación (donde existe una capa de gas
sobre el petróleo).
El número de pozos que se necesitarán depende la inyectividad de cada pozo y del
número necesario para obtener una eficiente distribución del área yacimiento. Se aplica en
reservorios con permeabilidades mayores a 200 md. Debe haber una inteligente
distribución para aprovechar al máximo el drenaje por gravedad. Se aplica en yacimientos
con amplio relieve estructural para permitir que la capa de gas desplace al petróleo.
5
El drenaje por gravedad da un mejor recobro el factor de conformación es mayor que el se
obtiene por inyección interna. La eficiencia de área de barrido es mayor con e4ste
método.
La desventaja de este método es que requiere una alta permeabilidad vertical. Las
intercalaciones de lutitas así como las barreras son inconvenientes para este método
Los factores que controlan la recuperación en un proceso de inyección de gas son los
siguientes:
• Variaciones de las propiedades de las rocas.
• Razón de viscosidades del petróleo y gas.
• Segregación gravitacional.
• Eficiencia de desplazamiento.
• Condiciones de saturación inicial.
• Presión del yacimiento.
• Tiempo óptimo para iniciar la inyección.
• Tasa de inyección y de producción.1
Es mucho más conveniente una permeabilidad vertical y lateral uniforme para obtener
una mejor eficiencia de barrido. Es mucho más aplicable a petróleos de baja viscosidad ya
que cuando la relación de viscosidad de gas con respecto al petróleo disminuye, el flujo
fraccional aumenta y la eficiencia de desplazamiento disminuye. La segregación
gravitacional es muy útil ya que mantiene el frente de gas uniforme, oponiéndose a las
variaciones de permeabilidad y a los valores adversos de la razón de movilidad,
obetiendose así una mayor eficiencia. La eficiencia de desplazamiento del petróleo
respecto del gas es menor ya que el gas tiene mucho mayor movilidad, puede ser superior
la eficiencia del petróleo si esta acompañado de una considerable segregación
gravitacional.
6. DRENAJE GRAVITACIONAL
1 Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997, Pag, 1-15
6
Es un método primario de producción en yacimientos de alto espesor y de alto
buzamiento. El drenaje gravitacional es un proceso lento por el que debe migrar de la
parte mas alta del anticlinal hasta el tope creando una segunda capa de gas arrastrando al
petróleo consigo.
Un proceso de recuperación secundaria reemplaza la presión perdida durante la
recuperación primaria por una presión similar, ya sea recupració9n secundaria que es un
proceso de desplazamiento de fluido inmiscible del fluido del yacimiento por el fluido
inyectado.
7. EXPANSIÓN DE LA ROCA DEL FLUIDO
Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para
saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es
altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la
compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápi-
damente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo.
Entonces, el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el
desplazamiento de los fluidos.2
Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del yacimiento,
realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento PVT.
Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyección de agua con el fin de mantener
alta la presión del yacimiento y para incrementar la recuperación de petróleo.3
8. FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE
GAS
Los factores son los siguientes:
2 Magdalena Paris de Ferrer, “Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos”,Ediciones Astro S.A., Segunda Edición,2001, Pag. 63 Wlllhlie, G.P.: Waierñooding, Textbook Series, SPE, Richardson.TX (1986), Pag. 3
7
Tasa de inyección y de producción.
Condiciones de saturación inicial.
Variaciones de las propiedades de las rocas.
Tiempo óptimo para iniciar la inyección
Razón de viscosidades del petróleo y gas.
Segregación gravitacional.
Eficiencia de desplazamiento.
Presión del yacimiento.
Tasa de inyección y de producción.- Altas tasas de Inyección disminuyen la eficiencia del
desplazamiento ya que disminuyen el término gravitacional y se favorece la formación de
canales de gas.4
Condiciones de saturación inicial.- Se deben analizar las condiciones de saturación del
gas y del agua:
Saturación inicial del gas .- Si este valor excede el valor crítico determinado de la
curva de flujo fracciona no se formará un banco de petróleo y la producción de
petróleo estará acompañada por la producción inmediata y continua del gas
inyectado.
Saturación inicial del agua. - Si la saturación Inicial del agua es una fase móvil, las
ecuaciones de desplazamiento no son válidas ya que existen tres fases fluyendo; sin
embargo, es posible hacer aproximaciones si se consideran el agua y el petróleo
como una sola fase, siempre y cuando la determinación de las curvas de
permeabilidades relativas como función de saturación se obtienen con núcleos que
posean la misma saturación inicial de agua.
Variaciones de las propiedades de las rocas.- el factor de conformación se ve disminuido
por la heterogeneidad de las rocas. Es mucho más conveniente una permeabilidad
uniforme vertical y horizontal para una alta eficiencia de barrido.
4 Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997, Pág. 1-17
8
Tiempo óptimo para iniciar la inyección.- cuando la presión esta por debajo de la presión
de burbujeo es el mejor momento para la inyección. Las condiciones son las mas
favorables porque la saturación de gas libre es mínima se puede obtener una máxima
eficiencia de recobro.
Razón de viscosidades del petróleo y gas.- es preferente usarlo en petróleos de baja
viscosidad pues cuando la relación de la viscosidad del gas y del petróleo disminuye, el
flujo fraccional de gas aumenta y la eficiencia de desplazamiento disminuye
Segregación gravitacional.- La segregación gravitacional elevada mantiene el frente de
gas uniforme, oponiéndose a las variaciones de permeabilidades y a los valores adversos
de la razón de movilidad, obteniéndose así una mayor eficiencia.
Eficiencia de desplazamiento.- la segregación gravitacional del gas es menor al del
petróleo salvo este acompañado de una alta segregación gravitacional.
Presión del yacimiento.- las presiones altas de inyección son las más favorables porque
hacen que entre mayor cantidad de gas en contacto con el petróleo. Esto disminuye la
viscosidad del petróleo y aumenta un poco la viscosidad del gas haciendo que el petróleo
fluya mucho mejor.
9. DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE
El petróleo no tiene habilidad para salir por si solo a superficie, es más bien empujado por
otro fluido asociado al petróleo o por la acumulación de otros fluidos. El petróleo puede
ser recuperado por un efecto similar al de un pistón. Esto es producido por un fluido
inmiscible puede por empuje de gas o empuje de agua. La teoría de Leveret y Buckley
realizada en 1942 afirma que este comportamiento se puede manejar con modelos
matemáticos que están en función de la permeabilidad relativa y en base a un
desplazamiento tipo pistón con fugas. La expansión de esta teoría fue realizada por
Wedge en 1952.
9
La mayor limitación de esa teoría es que sólo aplica para un sistema lineal. Aunque
existen algunas situaciones que pueden ser modeladas en este tipo de sistema, existen
muchas otras donde los pozos inyectores y productores forman diferentes arreglos, los
cuales son muy comunes en operaciones de recuperación secundaria que no podrían
simularse en una sola dimensión. Sin embargo, usando el concepto de eficiencia de
barrido, se pueden utilizar algunas técnicas que permiten extender estos cálculos a
sistemas no lineales.5
Se entiende como desplazamiento cuando un fluido ocupa el lugar de otro en un medio
poroso empujando a este. En nuestro caso el fluido desplazante sería el agua y el gas y el
fluido desplazado sería el petróleo. En este método el fluido desplazante tiene que tener
mucho más energía que el fluido desplazado. Se forma un banco de petróleo adelante que
seria una zona no invadida y atrás donde se encuentra el fluido desplazante es la zona
invadida porque hay un banco de gas o agua, en realidad se forman dos fases.
El desplazamiento puede ser de dos tipos:
Pistón sin fugas
Pistón con fugas
Desplazamiento pistón sin fugas.- ocurre cuando el petróleo remanente en la zona
invadida no tiene movilidad.
La saturación del fluido dezplazante es máxima y la del petróleo es la residual. La ruptura
ocurre cuando el fluido desplazante ha llegado a los pozos productores.
5 - Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997, Pág. 2-2
10
Desplazamiento pistón con fugas.- en este caso ocurre el flujo de dos fase sen la zona
invadida.
La saturación del petróleo es mayor que la residual. Se siguen produciendo cantidades
variables de petróleo cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores
Las ecuaciones básicas de la teoría de desplazamiento son:
• Ecuación de Flujo Fraccional
• Ecuación de Avance Frontal
9.1.ECUACIÓN DE FLUJO FRACCIONAL SI SE INYECTA GAS
SI el desplazamiento se realiza con gas, la roca es preferencialmente mojada por petróleo
y en este caso: Pe = Pg - P0 y ∆γ= y 0 - y g
Si se considera que el gas se inyecta buzamiento abajo, resulta la siguiente ecuación de
flujo fracciona para el gas:
ECUACIÓN SIMPLIFICADA:
La ecuación de flujo fraccional del gas se simplifica para los siguientes casos:
11
La curva de flujo fraccional se genera a partir de las curvas de permeabilidades relativas,
e Incorporando la relación de viscosidades gas/petróleo.
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El resultado se muestra en la siguiente figura, donde al tomarse en cuenta lo adverso de
una razón de movilidad, resulta en una curva de flujo fraccional cóncava hacia abajo.
13
Para un empuje de petróleo con gas, el rango de saturación movible será 1-Sor-Swc,
donde Swc=Swi
Si el gas se mueve buzamiento arriba:
Si el gas se mueve buzamiento abajo:
Mientras mayor sea el ángulo de buzamiento del yacimiento menor será el flujo fraccional
de la fase desplazante.
14
Cuando el gas se inyecta por el tope de la estructura, el gas se mueve buzamiento abajo y
el recobro de petróleo se favorece si se inyecta el gas a bajas tasas, ya que en este caso se
dispone de más tiempo para que ocurra una eficiente segregación entre las fases.
Si el gas se mueve buzamiento arriba, se deben utilizar altas tasas de inyección para
obtener un mejor desplazamiento del petróleo por el gas.
En conclusión, se recomienda una tasa de inyección intermedia que no permita la
canalización rápida del flujo inyectado hacia los pozos productores, ni retrase mucho la
inyección del petróleo.
La gráfica representa el efecto de la tasa inyección:
PRESION DE INYECCIÓN.- Es conveniente una mayor presión porque así entra una
mayor cantidad de gas y esta disminuye la presión.
15
VISCOSIDAD DE LOS FLUIDOS.-
A continuación se presenta el efecto y la representación gráfica de la viscosidad del
petróleo y la viscosidad del gas.
- Viscosidad del petróleo.- A mayor viscosidad del petróleo, el contraste entre el fluido
desplazante y desplazado es mayor, lo cual contribuye al ínter digitación viscosa del
fluido desplazante a través del petróleo. Este problema es mayor en la inyección de gas
que en la de agua, debido a que la
relación
La gráfica representa el efecto de la viscosidad del petróleo:
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- Viscosidad del gas .- Otro efecto positivo de la presión en la inyección de gas, es el
aumento moderado de la viscosidad del gas, lo cual permite un desplazamiento más
efectivo del petróleo.
Para aumentar la viscosidad del gas es necesario aumentar la presión de inyección.
La gráfica representa el efecto de la viscosidad del gas:
17
HUMECTABILIDAD Y PRESIÓN CAPILAR.-
La saturación de petróleo delante del frente es mayor que detrás del frente, por lo tanto
existe un gradiente de presión capilar dentro del yacimiento a través del frente de gas qué
generalmente es desventajoso para la recuperación. Esto se debe a que el gas no humecta
la roca y se establece un gradiente de succión capilar, sobre el petróleo. Este gradiente
tiende a restablecer una saturación crítica de gas a través del frente, al succionar el
petróleo en una dirección opuesta a la dirección del avance frontal X. Si al valor L se le
agregan los gradientes de presión capilar esperados, a una determinada velocidad de
avance del frente, entonces la curva de fg se desvía hacia la izquierda lo cual produce una
disminución de la recuperación.6
La gráfica representa el efecto de la humectabilidad y presión capilar:
FENÓMENO DE CONTRAFLUJO.- El Fg es menor que cero cuando las fuerzas
gravitacionales son mayores que las viscosas. Los Fg mayores que uno se presentan
también en otra situación del contra flujo cuando el buzamiento es hacia arriba. Este tipo
de contra flujo es negativa ya que se canaliza en los pozos de producción.6 Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997, Pág. 2-24
18
La tasa de inyección y el ángulo de buzamiento controlan el contra flujo de inyección de
gas.
Entre menor sea la tasa de Inyección y mayor el ángulo de buzamiento, existirá la
posibilidad de que ocurra contra flujo.7
9.2.ECUACIÓN DE AVANCE FRONTAL
9.2.1. Deducción de la ecuación de avance frontal
7 Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997, Pág. 2-25
19
Esta ecuación permite determinar la velocidad de avance a través de un medio poroso de
un plano de saturación constante en la fase de desplazamiento. Considerémoslo como un
pistón con fugas, la fase desplazante y la fase desplazada fluyen en la zona invadida
simultáneamente.
Se debe considerar un medio poroso donde se esta inyectando agua con un caudal Qt, el
medio poroso debe estar saturado con agua y petróleo.
• La cantidad de agua que existe en un elemento ∆X de la formación a un tiempo t viene
dada por
• La lasa de acumulación de agua será el cambio de este volumen de agua con respecto
al tiempo, es decir
Para elemento ∆X de la formación hacemos un balance de materiales donde obtenemos la
variación del agua con respecto al tiempo.
20
Si se igualan estas dos ecuaciones, se obtiene el cambio del volumen de agua a un
determinado tiempo en función del cambio experimentado por la fase de agua a ese
mismo tiempo.
Como: qw = fw * qt y la tasa de Inyección es constante, se deduce:
Al combinar estas dos últimas ecuaciones, se obtiene la siguiente expresión:
Esta ecuación nos da la saturación de agua como una función de tiempo en un punto "X"
dentro del sistema lineal.
La expresión más utilizada es la que nos da la saturación de agua como una
función de "X" a un tiempo V. Esto es posible si se observa que la saturación de
agua es una función de posición y tiempo, es decir:
Si se toma la derivada total de la saturación de agua, se obtiene:
Se desea obtener la distribución de saturación en el yacimiento a un determinado
tiempo. Para lo cual, es necesario determinar el movimiento de una saturación Sw
21
en particular. Entonces, si se fija un valor de saturación Sw dSw = 0 y por
consiguiente:
Despejando:
Si se combinan las dos ecuaciones que representan el cambio de saturación con tiempo, se
obtiene:
Como el flujo total es constante, el flujo fraccional no depende de tiempo, esto
implica que:
Esta ecuación permite obtener la velocidad de un frente de saturación constante.
22
9.2.2. Ecuación de avance frontal
A un tiempo dado y una saturación Sw constante se integra la ecuación anterior para
determinar la distancia X, obteniéndose finalmente la ecuación de avance frontal.
9.2.3. Ecuación en unidades prácticas
En unidades prácticas, la ecuación de avance frontal viene dada por:
Donde:
XSw = distancia en pies recorrida por una saturación determinada, Sw durante un tiempo, t.
qt = tasa de inyección, Bbl/día a condiciones de yacimiento, t = intervalo de tiempo, días.
= pendiente de la curva fw a la saturación Sw.
Si se está inyectando gas, la ecuación de avance frontal viene dada por:
Donde qt se expresa en Bbl/día a condiciones de yacimiento.
9.3.DISTRIBUCIÓN DE SATURACIÓN CON DISTANCIA
Para determinar la distribución de saturación con distancia, es necesario combinar la
curva de flujo fraccional y la ecuación de avance frontal. Se observa que el cambio de
presión capilar con distancia depende de la variación de la presión capilar con saturación
y de la variación de saturación con distancia.
23
Esta curva de distribución de saturación muestra dos zonas: la zona estabilizada o
primaria, que se forma entre la fase desplazante y desplazada, y la zona no estabilizada o
subordinada que es la que contribuye con el desplazamiento de petróleo después de la
ruptura.
9.3.1. Solución de Buckley – Leverett
La distribución de saturación propuesta por Buckley y Leverett no considera la zona
estabilizada y reemplaza la distribución de saturación en esta zona por un frente de
saturación constante.
El método para hallar la curva real se ilustra en la siguiente figura:
9.3.2. Solución de Calhoun
Su solución se basa en la distribución de saturación propuesta por Buckley y Leverett,
pero requiere que la saturación de agua inicial sea uniforme.
24
En caso de que se inyecte gas, la ecuación para calcular la saturación de gas del frente de
invasión es:
9.3.3. Representación gráfica de la Distribución de Saturación con Distancia
La representación gráfica de la saturación con distancia cuando se inyecta gas es:
25
9.4.EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO
Las fuerzas viscosas y capilares que interaccionan cuando se ponen en contacto con el
fluido in situ están relacionadas con la eficiencia de desplazamiento. La interacción
depende del tamaño de los poros, de la interactividad de los mismos y la mojabilidad de
los fluidos.
La eficiencia de desplazamiento, es un factor microscópico usualmente determinado de
los resultados de pruebas de laboratorio de desplazamiento lineal, y se calcula
normalmente para determinar la saturación de petróleo residual que queda detrás del
frente de invasión.8
8 Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997, Pág. 2-46
26
El comportamiento de un yacimiento es estimado cuando es sometido a la inyección de
un fluido, al relacionar el petróleo producido con el petróleo in situ al comienzo de la
invasión.
La ecuación para calcular la encienda de desplazamiento cuando se inyecta gas es:
10.PREDICCIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LA INYECCIÓN DE GAS
10.1. MÉTODO DE PREDICCIÓN
Los métodos de predicción son un conjunto de ecuaciones que simulan el
comportamiento de un reservorio donde se inyecta gas o agua. Nos permite pronosticar el
tiempo de ruptura, la recuperación durante la ruptura, el esquema de producción vs.
Tiempo antes y después de la ruptura, el esquema de producción e inyección de gas vs
tiempo antes y después de la ruptura. Existen diferentes métodos de predicción que toman
en cuenta diferentes variables como ser movilidad, eficiencia areal de barrido,
estratigrafía del yacimiento, etc.
10.2. MÉTODO DE PREDICCIÓN PERFECTO
El método de predicción perfecto es aquel que incluye todo lo relativo a efectos de flujo
de fluidos, tipo de arreglo de pozos y de la heterogeneidad del yacimiento.9
Efecto del flujo de fluidos.- Existencia de un frente y un gradiente de saturación. Posible
presencia de una saturación de gas inicial. Permeabilidades relativas.
9 Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997, Pág. 4-2
27
Efectos del tipo de arreglo.- No requiere de datos de laboratorio publicados o adicionales
a los convencionales; aplicabilidad a cualquier tipo de arreglo; tiene efecto sobre la
variación de la eficiencia areal después de la ruptura, la razón de la movilidad sobre la
eficiencia areal.
Efectos de la heterogeneidad.- Presencia de flujo entre capas; variación areal y vertical de
permeabilidad; consideración de yacimientos estratificados.
El método de predicción perfecto no existe y los que se utilizan son solo aproximaciones,
el método de predicción perfecto requiere mucha información acerca de la roca y los
fluidos también de heterogeneidad del reservorio.
Los siguientes gráficos se utilizan para predecir el comportamiento de inyección de gas.
28
29
10.3. CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE PREDICCIÓN
Los métodos de predicción se clasifican de acuerdo con las variables que más afectan el
problema que se desea simular. De acuerdo con esto, se tienen los siguientes tipos:
métodos concernientes principalmente con la heterogeneidad del yacimiento, métodos
concernientes con la eficiencia área], métodos concernientes con el tipo de
desplazamiento, métodos relacionados con modelos matemáticos y métodos empíricos.10
Los métodos son los siguientes:
• Stües.
• Dykstray Parsons.
• Johnson.
• Prals y asociados.
• Yusler, Suder y Calhoun.
10 Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997, Pág. 4-5.
30
• Felsenthal, entre otros
Los métodos concernientes principalmente con la eficiencia areal son:
• Aronofsky.
• Caudle y asociados.
• Hurst
• MuskaL
• Deepe y Hauber, entre otros.
Los métodos concernientes principalmente con el tipo de desplazamiento son; entre otros:
• Buckley y Leverett
• Craig, Geffen y Morse.
• Roberts.
• Leigton.
• Rapoport, Carpenter y Leas.
Los métodos relacionados con modelos matemáticos son:
• Douglas, Blair y Wagner.
• Douglas, Peaceman y Rachford.
• Hiatt.
• Morel y Seytoux.
• Wairen y Cosgrove, entre otros.
Los métodos empíricos son:
• Guthrie y Greenberger.
• Schauer.
• Guerrero y Earlougher, entre otros.
10.4. MÉTODO DE BUCKLEY – LEVERETT
Permite estimar el comportamiento de desplazamiento lineal del petróleo. Se estimará
el volumen de petróleo desplazado a cualquier tiempo.
31
Las suposiciones para desarrollar el método son:
La presión de desplazamiento debe estar por encima del punto de burbujeo (no
existe gas libre), en caso de que se utilice agua para desplazar petróleo.
Los fluidos son inmiscibles, o sea existe presión capilar.
La tasa de inyección y el área perpendicular al flujo se consideran constantes.
El flujo es lineal, aunque puede modificarse con facilidad para flujo radial por lo
que no constituye una limitación fuerte.
Formación homogénea, o sea K y 4> son uniformes.
La presión y temperatura deben permanecer constantes para que existan
condiciones de equilibrio.
Sólo pueden existir cuando más dos fluidos circulando al mismo tiempo por un
determinado punto, así que deben aplicarse los conceptos de permeabilidades
relativas a dos fases.
Flujo continuo o estacionario.
Desplazamiento tipo pistón con fugas.
Según estos autores hay tres momentos:
Antes de la ruptura.
En el momento de la ruptura.
Después de la ruptura.
10.4.1. Ecuaciones Básicas Antes de la Ruptura, t < tr
Para calcular el petróleo producido cuando se inyecta gas se utiliza la ecuación:
32
La cantidad de agua inyectada acumulada a un tiempo t, es proporcional a la tasa de
inyección.
La razón gas petróleo es una medida de la eficiencia del desplazamiento aun determinado
tiempo del proceso. Es el volumen de gas que se tiene que producir por cada barril de
petróleo.
La ecuación para el gas producido es:
Para una lasa de inyección constante, el tiempo se calcula en función de los volúmenes
porosos del fluido inyectado (Qt).
La tasa de producción cuando se inyecta gas se calcula con la siguiente ecuación:
La tasa de producción de gas se calcula con la siguiente ecuación:
Las unidades de estas ecuaciones son:
33
10.4.2. Ecuaciones Básicas en el Momento de la Ruptura, t = tr
El petróleo producido en el momento de la ruptura se calcula con la siguiente ecuación:
El gas inyectado acumulado se calcula con la siguiente ecuación:
Cuando se inyecta gas, la relación gas - petróleo se calcula con la siguiente ecuación:
El gas producido se calcula con la ecuación:
El tiempo necesario para alcanzar la ruptura se calcula por:
Donde
34
La tasa de inyección de petróleo en caso de que se inyecte gas se calcula con:
Para calcular la tasa de producción de gas se usa la siguiente ecuación:
10.4.3. Ecuaciones Básicas después de la Ruptura, t' > tr
Para estimar el comportamiento después de la ruptura se selecciona un valor de
saturación, S'gx, mayor que la saturación de agua del frente pero menor que la saturación
de agua máxima. Luego, se traza una tangente a la curva de flujo fracciona! a la
saturación S´gx.
Se extrapola la tangente hasta fg =1.0 y esto da el valor de S'wp. Al conocer esta
saturación, se puede calcular el petróleo recuperado. Estos cálculos se repiten para varias
saturaciones comprendidas entre Sgx y l- Sor.
El petróleo producido se calcula con la siguiente ecuación:
35
El gas acumulado inyectado se calcula con la siguiente ecuación:
La razón gas petróleo se calcula con la siguiente ecuación:
El gas producido se calcula con la siguiente ecuación:
El tiempo después de la ruptura se calcula por la siguiente ecuación:
Tasa de producción de petróleo se calcula con la siguiente ecuación:
Tasa de producción de gas se calcula con la siguiente ecuación:
11.ARREGLOS DE POZOS
11.1. ARREGLOS EN LÍNEA DIRECTA
36
En este modelo los pozos están dispuestos en forma uniforme de manera que los pozos
Inyectores se encuentran en líneas alternas, tal cómo lo la Fig.
La figura muestra la relación de los elementos simétricos iguales. Así como un examen de
la configuración del arreglo línea directa, muestra que mientras el elemento considerado
esta siendo inundado los elementos o aéreas semejantes adyacentes al pozo inyector serán
también inundados al mismo tiempo es decir que 4 elementos serán invadidos desde un
pozo
La relación de pozos inyectores a productores es I/P = 1, pues vemos que los elementos
que rodean a un pozo inyector serán invadidas a un mismo tiempo. Por otra parte, cada
pozo inyector inundará a la cuarta parte del área total considerada en un arreglo de 5
pozos, lo que equivale a emplear dos pozos; un productor y un inyector.
Así por ejemplo, dos arreglos de 5 pozos adyacentes emplearían un total de 6 productores
por 2 inyectores. Citando los modelos de 5 pozos están arreglados en un área cuadrada
grande, la relación de pozos de Inyección a los de producción es: (n - 1)2)/n2, donde n es
número de pozos productores a lo largo de un lado. Así por ejemplo para cuatro arreglos
de 5 pozos adyacentes que forman un cuadrado, se tendrá un total de 9 pozos productores
por 4 pozos inyectores. Aplicando la relación antes mencionada obtenemos:
1/P = (n - 1)2/n2
I/P = 4/9
11.2. ARREGLO EN LÍNEA ESCALONADA
37
En este modelo también denominado triangular, los pozos de producción están situados
diagonalmente a los de inyección, siendo la distancia entre pozo inyector y productor
mas grande que entre pozos productores o entre inyectores.
11.3. ARREGLO DE CINCO POZOS INVERTIDO
Este tipo de arreglo emplea cuatro pozos productores ubicados en las esquinas de un
rectángulo y un pozo inyector central, como es mostrada en la Fig. Al igual que el arreglo
de línea directa este arreglo tiene el mismo efecto neto de usar un pozo inyector por cada
pozo productor.
11.4. ARREGLO DE SIETE POZOS INVERTIDO
En este arreglo se tiene un pozo inyector central rodeado de 6 pozos productores
distribuidos en forma hexagonal. Los 6 elementos que rodean un pozo inyector serán
inundados al mismo tiempo, por tanto cada pozo invadirá un tercio del área considerada
lo que significa que en un arreglo de 7 pozos hay dos veces mas pozos de producción
como pozos de inyección o sea; P/I = 2.
38
11.5. ARREGLO DE 9 POZOS INVERTIDO
Este arreglo es similar a aquellos arreglos de 5 pozos pero con un pozo de producción
extra perforado en el medio de cada lado del cuadrado, por lo tanto hay tres pozos
productores mas, como pozos inyectores P/I=3.
11.6. MODELOS IRREGULARES DE INYECCIÓN
11.6.1. Arreglo en girasol
39
Entre los arreglos anteriormente citados, no fue mencionado el arreglo "Girasol"
(Stinflower) discutido por Fox, para el Louden Pool, Illinois.
Este arreglo es una variación del arreglo de 5 pozos, como se puede observar en la Fig. La figura muestra la manera de convertir los 10 acres desarrollados dentro del modelo de 5 pozos a uno particular de 70 acres, de 9 pozos con una razón de productor inyector de 4: 1. Este arreglo no ofrece una completa cobertura tal que son necesarios pozos inyectores adicionales, para barrer los 20 acres del arreglo de 5 pozos entre los sunflowers. Arreglos en abanico
40
11.6.2. Arreglos de cinco pozos en abanico
11.6.3. Arreglo de seis pozos en abanico
12.ASPECTOS PRÁCTICOS DE LA INYECCIÓN
La tecnología de inyección de agua y gas ha resultado enciente tanto desde el punto de
vista técnico como económico. Sin embargo, existen muchos proyectos que han fracasado
por diversas razones tales como: características Inapropiadas de los yacimientos, malos
diseños de los proyectos, incompatibilidad entre los
12.1. SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS
41
Una limitación importante de los proyectos de inyección de gas en el futuro es su
disponibilidad en cantidad suficiente. En caso de inyectar agua, regularmente se tiene
fácil disponibilidad de agua superficial y subterránea en tos campos petroleros.
. En Venezuela se están incrementando los proyectos de inyección de agua y
disminuyendo los de gas.
En la selección del fluido a inyectar, se debe considerar cuál de las opciones disponibles
genera un mejor barrido del yacimiento. Se deben tener presente la razón de movilidad, la
segregación gravitacional de los fluidos y las heterogeneidades del yacimiento.
Para que un proyecto de recuperación mejorada de petróleo genere buenos resultados, es
necesario que el fluido de inyección produzca una elevada eficiencia de desplazamiento.
Este factor es de gran importancia económica en la selección final del fluido de inyección.
En la escogencia entre agua y gas, se sabe que las bombas de inyección de agua son
menos costosas que los compresores requeridos para elevar la presión del gas; sin
embargo, el costo del tratamiento del agua es mayor.
En el caso de inyección de agua se deben planificar instalaciones para desmulsificar y
deshidratar el crudo.
Cada vez las fuentes de gas y agua para Inyección son más escasas y por eso, en algunos
casos, ha sido necesario darle un valor intrínseco al fluido de inyección. También es
fundamental tener en cuenta el costo del tratamiento del fluido de inyección.
12.2. PRESIÓN Y TASA DE INYECCIÓN
42
Generalmente, la presión de inyección debe ser inferior a la presión de fracturamiento de
la formación.
Fracturas artificiales profundas
En los pozos se pueden instalar consoladores de presión para evitar que la presión alcance
un valor que fracture la formación. Si se logran crear fracturas perpendiculares a las líneas
de flujo, entre el pozo de inyección y producción se mejoraría la eficiencia de barrido ya
que la fractura se comportaría como un surtidor distribuyendo arealmente el fluido
inyectado.
Tasa de inyección.- En la escogencia de la tasa de inyección se debe tener en cuenta los
siguientes aspectos prácticos:
• En yacimientos horizontales, altas tasas de inyección disminuyen el efecto negativo de
la segregación gravitacional sobre la encienda vertical de barrido, pero pueden producir
inestabilidad viscosa del frente que se manifiesta por una rápida canalización del fluido
desplazante.
43
• En yacimientos inclinados, las tasas bajas de inyección favorecen la segregación
gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa del frente de invasión.
Dependiendo de sus condiciones mecánicas, se recomiendan usar los pozos viejos
existentes en el yacimiento como inyectores, para minimizar la perforación de pozos
nuevos. En algunos casos los operadores prefieren usar pozos productores malos como
inyectores. En yacimientos inclinados se recomienda inyectar agua en la parte inferior de
la estructura, y/o gas en la parte superior con el fin de tomar ventaja de la segregación
gravitacional.
En yacimientos con empuje hidráulico no es recomendable colocar los pozos inyectores
muy adentro en el acuífero (lejos del contacto agua - petróleo), ya que se pierde una
sustancial cantidad de agua en el acuífero sin sentirse su efecto positivo en la zona de
petróleo.
Se recomienda orientar los pozos Inyectores y productores preferiblemente en la dirección
de los canales y ubicar los pozos productores en las regiones de mayor permeabilidad.
En yacimientos fallados es recomendable colocar los pozos inyectores retirados de la falla
y los pozos productores cerca de la misma para eliminar el peligro de perder la zona
productiva.
12.3. TIPOS DE INYECCIÓN
En la labia siguiente se presentan algunas recomendaciones para la inyección y
producción selectiva que contrarrestan el efecto negativo de la segregación gravitacional
sobre la encienda vertical de barrido:
TIPO DE RECOMENDACION RECOMENDACIONE
44
YACIMIEN
TO
ES PARA LA
INYECCION DE
AGUA
S PARA LA
IUNYECCIÓN DE
GAS
Horizontales
de espesor
medio
Hacer una inyección y
producción selectiva
por la parte superior de
la arena.
Hacer una inyección y
producción selectiva por
la parte inferior de la
arena.
Delgadas de
poco espesor
(<30')
No se justifica (Se
inyecta y produce por
todo el I espesor de la
arena)
No se justifica (Se
inyecta y produce por
todo el espesor de la
arena)
Horizontales
gruesos
Inyectar el agua por la i
base y producir el i
petróleo por el tope.
Iinyectar por el tope y
introducir por la base.
Cuando la Inyección periférica pueda fallar por la falta de continuidad entre la periferia y
el centro del yacimiento y por baja permeabilidad, se recomienda inyectar en arreglos.
.
• En yacimientos inclinados se recomienda el uso de arreglos en línea. • De acuerdo
con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazado, se tiene:
45
♦ Si la movilidad del fluido desplazante es mayor que la del petróleo, es mejor un
arreglo de 7 pozos invertidos.
♦ Si la movilidad del fluido desplazante es menor que la del petróleo, es mejor un
arreglo de 7 pozos normales.
♦ Si la movilidad del fluido desplazante es igual a la del petróleo, es mejor un
arreglo de 5 pozos.
• Es preferible el uso de los arreglos de 7 pozos a los de 5 pozos, por las razones
siguientes:
♦ Mayor eficiencia areal de barrido.
♦ Menor número de pozos inyectores.
12.4. ANÁLISIS COMPARATIVO
En general, el agua es más enciente que el gas en desplazar el petróleo por las siguientes
razones: tiene mayor viscosidad, menor movilidad y las rocas presentan menor
permeabilidad efectiva al agua que al gas. Esto produce una razón de movilidad agua -
petróleo menor que la de gas - petróleo y, por lo tanto, las eficiencias de barrido y de
desplazamiento son mayores en el caso de agua.
Comúnmente la segregación gravitacional es mayor en la inyección de gas que en la de
agua debido a que la diferencia de densidades petróleo - gas (po - pg) es alrededor de 5
veces mayor que la de agua - petróleo (pw - po). Esto en algunos casos beneficia la
inyección de gas y en otros la perjudica. En general los mejores resultados de los
proyectos de inyección de gas se han obtenido en yacimientos con buena segregación
gravitacional.
Yacimientos horizontales.- Para que ocurra segregación del gas se requiere que el
yacimiento tenga una permeabilidad vertical mayor de 200 md.
46
Yacimientos inclinados.- Debido a la segregación gravitacional es más enciente el
desplazamiento buzamiento abajo de petróleo por gas, que el desplazamiento buzamiento
arriba de petróleo por agua, tal como se muestra en la siguiente figura:
Yacimientos humectados por petróleo.- En estos yacimientos el petróleo ocupa los
canales porosos más pequeños y moja la superficie de los granos, mientras que el agua
ocupa los canales porosos mas grandes.
Por esta razón, el agua es menos efectiva que el gas en la recuperación de petróleo de
estos yacimientos.
Los resultados de campo han demostrado la efectividad de la inyección de gas en
yacimientos subsaturados y humectados por petróleo.
Ejemplo
47
En un campo de Bahrein se ha inyectado gas por más de 40 años obteniéndose recobros
de 50% POES en zonas invadidas por gas y de 20 - 25% en zonas inundadas por agua de
un acuífero. Shehabi justifica el mayor recobro obtenido por el gas a través de las
siguientes razones:
• La humectabilidad del yacimiento.
• Incremento de la solubilidad del gas en el crudo subsaturado (Rsb = 128 PCN/BN, Pb
= 358 Ipcm, Pi = 1236 Ipcm).
• Regreso de agua hacia el acuífero disminuyendo la relación agua - petróleo de pozos
localizados buzamiento abajo.
• Desplazamiento estable del frente de gas por acción de las fuerzas gravitacionales (H =
525 pies, α= 5o).
Vaporización de hidrocarburo.- Un mecanismo asociado con la inyección de gas que no
se tiene en la inyección de agua es la vaporización de hidrocarburos. Una porción del
petróleo en contacto con el gas inyectado se vaporiza y es desplazada hacia los pozos de
producción en forma de gas.
Propiedades petrofísicas.- En yacimientos con baja permeabilidad (< 100 md) y
porosidad (< 15%) es preferiblemente la inyección de gas, ya que la inyectividad del agua
en estos yacimientos es baja. En yacimientos con permeabilidad (> 100 md) y porosidad (
> 15%) es preferible inyectar agua.
Profundidad del yacimiento.- En yacimientos profundos (> 10000') puede resultar más
económico la inyección de agua que la de gas, debido a la menor presión de cabezal
requerida al inyectar agua, por cuanto el peso de la columna de agua ayuda a alcanzar las
altas presiones de fondo requerido por los pozos inyectores.
Ejemplo
En un pozo Inyector de 10000 pies de
48
Profundidad, una columna hidrostática de agua ejercería una presión del orden de 1000
lpc. Y en cambio una de gas sólo ejercería una presión aproximada de 400 lpc. Sin tener
en cuenta las pérdidas irreversibles por fricción, la presión de cabezal requerida por el
pozo inyector de agua sería alrededor de 3600 lpc, menor que por uno de gas.
La inyección de agua en yacimientos con alta saturación de agua connata ( >30%) rinde
bajos recobros de petróleo. El agua inyectada tiende a fluir por los canales más pequeños
por donde está acumulada el agua connata canalizándose rápidamente hacia los pozos de
producción.
La presencia de zonas o estratos de alta permeabilidad en un yacimiento es más negativo
en proyectos de inyección de agua que de gas, ya que para recuperar el petróleo es
necesario producir grandes cantidades de agua.
En la inyección de gas el arribo prematuro del gas a los pozos productores no presenta
mayores problemas de operación, por el contrario altas relaciones gas - petróleo ayudan al
levantamiento del petróleo.
Cuando un yacimiento tiene un acuífero pequeño de energía limitada, se recomienda
aumentar la energía del acuífero por medio de inyección de agua en los flancos del
yacimiento. Si el acuífero es grande, un proceso de inyección sería contraproducente para
el yacimiento puesto que la inyección interna detiene del avance del acuífero y se corre el
riesgo de obtener recobros muy poco atractivos ; por lo tanto antes de considerar un
proceso de recuperación secundaria por inyección de agua o gas es necesario prever que
la inyección no contrarreste los mecanismos naturales de recobro.
En yacimientos con capa de gas se recomienda aprovechar la eficiencia de barrido de la
capa, inyectando no sólo el gas producido sino volúmenes adicionales provenientes de
otros yacimientos. La presencia de una capa de gas grande es contraproducente en
proyectos de Inyección de agua ya que el agua puede empujar petróleo hacia la capa de
gas y este petróleo es difícil de recuperar.
49
Si el petróleo está localizado por encima de la última fila de pozos productores (ático) es
mejor inyectar gas, ya que debido a las fuerzas gravitacionales el gas inyectado se
desplaza buzamiento arriba formando una capa de gas secundaria que empuja buzamiento
abajo el petróleo del ático, lográndose de esta manera su recuperación.
.
O contenido de arcilla constituye un factor crítico en la decisión de implementar un
proyecto de Inyección de agua, ya que el agua reduce la inyectividad de las formaciones
petrolíferas arcillosas por hinchamiento y/o dispersión de arcillas. Este problema no se
presenta en la inyección de gas.
Un problema que se presenta en la inyección de agua, y poco se presenta en la inyección
de gas natural dulce, es la corrosión en las tuberías de inyección por la presencia de
oxígeno y sales en el agua. En los pozos de inyección de agua es normalmente necesario
usar sulfilo de sodio, bactericidas e inhibidores de corrosión para aumentar la vida de
servido de estos pozos.
50
12.5. EFECTO DEL GAS SATURADO SOBRE LA EFICIENCIA DE
DESPLAZAMIENTO
La presencia de una saturación de gas inicial al Inicio de una inyección de agua reduce la
saturación residual de petróleo (Sor) y aumenta la encienda de desplazamiento (Eo).. De
esta manera el gas libre residual ocupa espacios porosos que de otra forma serian
ocupados por petróleo residual.
La figura muestra el efecto de la saturación de gas sobre la saturación residual del
petróleo:
El beneficio del gas atrapado sobre la eficiencia de desplazamiento es eliminado por el
incremento de presión durante la inyección de agua que obliga al gas a entrar en solución
en el petróleo.
12.6. CONSIDERACIONES GENERALES
El número óptimo de pozos para desarrollar un yacimiento es proporcional a la cantidad
de petróleo en sitio.
51
En yacimientos lenticulares con poca continuidad lateral de las arenas, los pozos ínter
espaciados ayudan a drenar petróleo que no habla sido producido por falta de pozos que
lo capturen.
En yacimientos heterogéneos con grandes contrastes areales de permeabilidad, el pozo
ínter espaciado se justifica si puede drenar un volumen grande de petróleo.
12.7. FACTORES QUE LOS ORIGINAN
Heterogeneidad del yacimiento
• Variación areal y vertical de la permeabilidad.
• Lenticularidad de las arenas.
• Fracturas naturales e inducidas.
• Permeabilidad direccional.
• Falta de comunicación entre los pozos de inyección y producción.
Cuando el yacimiento es muy heterogéneo es preferible no someterlo a procesos de
desplazamiento de pozo a pozo, pero sí realizar estimulación de los pozos productores.
Ejemplo
Maldonado indicó que la inyección de agua en arreglos de 7 pozos invertidos y en forma
selectiva a través de las arenas más continuas, masivas y resistivas del yacimiento LL-03
del Campo Tía Juana fue exitosa, en cambio la inyección en los flancos del mismo
yacimiento y en forma no selectiva fue considerada de bajo rendimiento.
.
Para evitar la inestabilidad viscosa se recomienda tener en cuenta los siguientes límites de
viscosidad en proyectos de inyección:
52
Para agua: μo < 50 - 60 cps.
Para gas: μo > < 20 - 30 cps.
Existen varias formas de mejorar la razón de movilidad en proyectos de inyección de
agua o gas. Los más usados en la práctica son:
• Inyección de soluciones de polímeros.
• Inyección de dióxido de carbono.
• Inyección de tapones alternados de agua y gas.
• Procesos térmicos de recobro.
En yacimientos horizontales el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena y el gas
tiende a ocupar el tope produciéndose bajas eficiencias verticales de barrido debido a la
segregación.
Este problema es mayor en el caso de inyección de gas y se puede resolver parcialmente
con la inyección y producción selectiva y utilizando la perforación ínter espaciada.
El espacio ocupado por el gas en zonas no barridas por agua se restaura con petróleo
durante la invasión disminuyendo el banco de petróleo.
De acuerdo con Craig, las dos condiciones necesarias para que ocurra la restauración y
disminuya significativamente el recobro de petróleo son:
a) Que exista una saturación de gas libre previa a la inyección de agua.
b) Que el yacimiento sea heterogéneo.
c) Que exista una porción grande del yacimiento sin drenaje detrás de la última fila de
pozos productores.
. Esta técnica incrementa la eficiencia de barrido.
Son muchos los problemas que se presentan por alta producción de agua de los pozos.
• Aumento de los problemas de deshidratación del petróleo.
• Arenamiento de los pozos.
• Producción de arena que deteriora las facilidades de producción.
53
• Cierre prematuro de los pozos por alta producción de agua, de allí que su producción
sea antieconómica.
Las altas relaciones agua - petróleo se pueden controlar de la siguiente manera:
• Si la producción de agua y petróleo proviene de lentes o zonas diferentes, el
tratamiento más adecuado es taponear las zonas productoras de agua con cemento, resinas
o geles de silicato.
• Si el agua y el petróleo provienen de las mismas arenas, o de zonas difíciles de
distinguir cuáles producen agua y cuales petróleo, es preferible usar barreras selectivas en
todas las zonas por medio de polímeros hidrosolubles que bloquean la producción de agua
sin afectar la producción de petróleo y gas.
Las elevadas relaciones gas - petróleo que se tienen luego que ocurre la irrupción del gas,
no generan tantos problemas como las altas razones agua - petróleo. Por el contrario, la
presencia de gas en los pozos gasifica la columna de petróleo y se puede lograr que el
pozo vuelva a fluir naturalmente. Si luego de la irrupción del gas la presión de los pozos
de inyección no cambia, la presión de fondo fluyente de los pozos de producción
aumenta, debido a la menor caída de presión a través de los canales de gas formados entre
los pozos de inyección y producción. Esto beneficia el levantamiento del petróleo.
Hasta pozos inyectores de agua de buena calidad requieren algunas veces trabajos de
reacondicionamiento para mantener un buen nivel de inyección.
Los problemas que produce la inyección de un fluido de baja calidad son:
• Elevadas presiones de inyección.
• Reducción de la eficiencia de barrido y, por lo tanto, del recobro de petróleo.
• Corrosión en los pozos de inyección.
• Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección.
A continuación se presenta el tratamiento que se debe realizar al gas y al agua de
inyección para mejorar su calidad:
54
FLUIDO TRATAMIENTO
Gas Los componentes
corrosivos del gas se
eliminan por medio de
procesos de endulzamiento.
Los residuos carbonosos se
eliminan por filtración.
Agua Para remover sólidos se
utiliza la filtración.
Para prevenir la corrosión y
deposición de sales
metálicas, se realizan
tratamientos químicos.
Para reducir el contenido
de crudos, se inyecta un
tapón de detergente para
limpiar la cara de la arena.
Para reducir las bacterias,
se trata químicamente el
agua con cloro, aminas,
fenoles o compuestos
amoniacales.
13.CAMPOS DE INYECCIÓN DE GAS EN BOLIVIA
13.1. CAMPO YAPACANI
13.1.1. Ubicación del Campo
55
El campo Yapacani está ubicado en la provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz de la Sierra, a
una distancia de 125 Km. al nor-oeste de la ciudad de Santa Cruz.
El campo Yapacani fue descubierto por la BolivianGulf Co. con la perforación del pozo YPC-X1, que
resultó descubridor de importantes niveles productores de gas y condensado en reservorios arenosos del
terciario (formación Petaca), Cretácico (formación Yantata) y Devonico. En el ano 1969 también fue
perforado el pozo YPC-X2 , el mismo que confirmó la presencia de los niveles terciario, Cretácico,
aunque debido a la baja posición los niveles del Devonico resultaron improductivos. En el ano 1972
YPFB perforo el pozo YPC-X3 con la finalidad de explorar niveles mas profundos, sin embargo,
debido a problemas de aprisionamiento no se pudo cumplir con el objetivo programado quedando este
pozo como productor de gas y condensado de los niveles Terciario y Cretácico.
El primer pozo que alcanzó niveles del silurico fue el pozo YPC-X5 que fue perforado en 1981 por
YPFB con fines de cuantificación de las reservas de gas, el mismo que resultó descubridor de niveles
importantes y depósitos de hidrocarburos en la arenisca Sara del sistema silurico; si bien la producción
de este pozo solo fue de gas y condensado debido a que este pozo se encuentra en la cresta del
anticlina1. Seguidamente ese mismo año se perforó el pozo YPC-X4, sobre el hundimiento occidental
del eje axial de la estructura, mediante este pozo se confirmo la productividad de los niveles superiores
Petaca, Yantata, se verificó también la existencia de un anillo de petróleo por debajo del casquete de
gas en el reservorio Sara.
13.1.2. Número de pozos seleccionados para el proyecto
Actualmente en el reservorio Sara se está inyectando a 2 pozos inyectores: YPC-10T y YPC-11T. En la
tabla se muestra los caudales @ diciembre 2009 y los volúmenes acumulados de cada pozo.
56
En las siguientes figuras podemos observar que el caudal de gas producido ha sido mayor que el caudal
de gas inyectado durante todo el año 2009. Por lo que la producción neta de gas en este periodo es de
1579 Mpc. el volumen neto producido total de gas es de 40893 Mpc.
13.1.3. Sistema de compresión
Características Presión Presión Presión Unidades
57
Baja Intermedia Inyección Booster
Marca Cooper Bessemer
Cantidad 3 4 1 1 1
Modelo
AMA –
4 AMA - 4
AMA -
4 GMVH
AMA -
4
Capacidad de
compresión 10 18 10 30 60 MMPCD
Potencia del motor 1.000 1.000 1.000 2.500 1.000 HP
Velocidad 900 900 900 330 900 RPM
Presión de succión 250 900 1500 1500 800 Psig
Presión intermedia 500 N/A N/A N/A N/A Psig
Presión de
descarga 900 1.500 3.800 3.800 900 Psi
N/A, No Aplica
También podemos denotar las distancias de la planta a los pozos productores, dando como resultado lo
siguiente:
De Pozo A Planta
Línea de
inyección
(metros)
RGD - 20 3.500 3" SCH 160
RGD - 41 4.000 3" SCH 160
RGD - 44 1.000 3" SCH 160
La cromatografía que da como resultado del pozo que sale de los pozos da como resultado lo siguiente:
Componente Gas producido
Gas
inyectado
% mol % mol
N2 1.577 1.467
58
CO2 0.232 0.418
C1 89.941 92.570
C2 5.407 5.034
C3 1.702 0.432
C4 0.167 0.018
C4 0.406 0.036
C5 0.108 0.009
C5 0.130 0.008
C6 0.121 0.005
C7 0.209 0.004
Total 100.000 100.001
Presión, Psig 1,290 3,200
Temperatura,
°F 100
13.1.4. Resultados y rendimiento del proyecto de inyección de gas
La inyección de gas en el campo Yapacani, se la efectúa principalmente con el propósito de almacenar
el gas con alto contenido de C02 producido del reservorio Sara y cuando el requerimiento de gas del
mercado disminuye, esto también permite obtener una mayor recuperación del condensado que está
asociado a la producción de gas de este reservorio.
La inyección de gas acumulada en el periodo de sep/2008 @ sep/2009 han sido de 2716.2 MMpc (7.44
MMpcd), el cual no ha excedido al aprobado por YPFB (8 MMpcd). En el gráfico adjunto se observa
que la inyección de gas durante este periodo.
59
.
13.1.4.1. Evolución de la presión del reservorio Sara.
La presión se mantiene por encima de 3800 psi en los 6 últimos años, debido a que la producción neta
del reservorio es relativamente poca, aunque en 2009 se nota mía tendencia a disminuir. La presión
original del reservorio es aproximadamente de 4190 psi.
60
13.1.4.2. Mapa Isobárico y toma de presiones de fondo.
En el mapa isobárico del Reservorio Sara señala que la inyección de gas efectuada en los pozos YPC-
10T y 11T tiene un efecto en el reservorio y se observa una distribución casi uniforme de la presión en
los cuatro pozos en los que se registro la presión.
En la siguiente tabla se muestra los pozos en los que se efectuaron las mediciones de presiones de
fondo durante en el año 2009.
61
13.1.4.3. Efecto de la inyección en la recuperación de Hidrocarburos.
La gráfica adjunta muestra las relaciones condensado-gas (Yield) del año 2009 de los pozos
productores de Sara. YPC-04LL. YPC-16LL y YPC-18T. Como se observa en la gráfica adjunta el
yield permanece casi constante, se debe posiblemente a que la presión está por encima de la presión de
rocío, por lo que podemos decir que la inyección está contribuyendo al mantenimiento de la presión de
reservorio.
62
13.2. CAMPO RÍO GRANDE
13.2.1. Ubicación
Se trata de la Arenisca Taiguati. Este campo fue descubierto en 1961 con la perforación del pozo RGD
- X1 por la GulfOilCompany en 1961. Abarca un área aproximada de 100 Km2.
A este campo se aplicó recuperación secundaria por lo que se inyectó gas natural en el reservorio
Taiguati Y, el producido sobre la curva de declinación y el gas producido en el campo Los Sauces.
Este reservorio tiene una extensión de 15 km de largo por 5 km de ancho. Consta de cuatro horizontes
productores: Petaca, Taiguati W (Superior e Inferior), Taiguati Y yTupambi.
Departamento: Santa Cruz
Provincia: Cordillera
Referencia: A 43 km de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra
63
13.2.2. Programa de aplicación del proyecto
a) Facilidades de medición del gas producido e inyectado
Cuenta con un sistema de separación en 2 etapas, dividido en 3 grupos: el primer grupo con
separadores de 1400 Psi en la primera etapa y 500 Psi en la segunda etapa; el segundo grupo con un
separador de 800 Psi en la primera etapa y 300 Psi en la segunda etapa, adicionalmente se tiene
separadores de prueba. El tercer grupo también es de dos etapas.
Para la inyección se cuenta con 8 separadores con un sistema de placa de orificio con computador
FloBoss. Todo el gas producido en el campo y estandarizado a 900 Psi es nuevamente medido a la
salida de la planta mediante placa de orificio y con un computador de flujo mediante sistema Scada.
b) Puntos de medición
Gas de alta, placa de orificio, computador de flujo FloBoss.
Gas de baja, placa de orificio, computador de flujo FloBoss.
Gas de inyección, placa de orificio, computador de flujo, sistema Scada.
Gas para combustible, placa de orificio, gasómetro.
Gas de quema de alta, sin medición.
Gas de quema de baja, sin medición.
c) Sistema de compresión
Después de su tratamiento en la planta de absorción, el gas es comprimido para su inyección.
Características Presión Presión PresiónBooster Unidades
Baja Intermedia Inyección
Marca Cooper Bessemer
Cantidad 3 4 1 1 1
Modelo AMA – 4 AMA - 4 AMA - GMVH AMA -
64
4 4
Capacidad de compresión 10 18 10 30 60 MMPCD
Potencia del motor 1.000 1.000 1.000 2.500 1.000 HP
Velocidad 900 900 900 330 900 RPM
Presión de succión 250 900 1500 1500 800 Psig
Presión intermedia 500 N/A N/A N/A N/A Psig
Presión de descarga 900 1.500 3.800 3.800 900 Psi
N/A, No Aplica
También podemos denotar las distancias de la planta a los pozos productores, dando como resultado lo
siguiente:
De Pozo A Planta
(metros)
Línea de
inyección
RGD - 20 3.500 3" SCH 160
RGD - 41 4.000 3" SCH 160
RGD - 44 1.000 3" SCH 160
La cromatografía que da como resultado del pozo que sale de los pozos da como resultado lo siguiente:
Componente Gas producido Gas inyectado
% mol % mol
N2 1.577 1.467
CO2 0.232 0.418
C1 89.941 92.570
C2 5.407 5.034
C3 1.702 0.432
C4 0.167 0.018
65
C4 0.406 0.036
C5 0.108 0.009
C5 0.130 0.008
C6 0.121 0.005
C7 0.209 0.004
Total 100.000 100.001
Presión, Psig 1,290 3,200
Temperatura, °F 100
Tabla de cromatografía (gas del campo Río Grande)
d) Presión de reservorios
Presión original a datum (Psia) 4.020
Presión promedio actual a datum, Jun/02 (Psia) 3.861
Datum (msnm) -2.680
e) Control de la presión de reservorio
En el proyecto se indica que el control de la presión de los reservorios se efectuará anualmente
siguiendo un cronograma de registro de presión, tanto para los pozos en producción como inyección.
Como también se llevará a cabo el control a través de las curvas de declinación a cargo del
departamento de ingeniería de reservorios de la empresa.
f) Tiempo de duración del proyecto
La duración de proyecto será de 5 años, con posibilidad de extender este tiempo en función del
mercado y el comportamiento de producción. (Dato proyectado por el departamento de Producción
ANDINA)
g) Recuperación del gas inyectado
66
Debido a la declinación de la presión del reservorio, que alcanza a un 4%, la recuperación del
hidrocarburo a ser inyectado está asegurada, debido a que el abatimiento de presión es reducida, esto
implica que la diferencia entre la presión del reservorio y la presión fluyente es mínima.
h) Volumen de inyección
Siendo la capacidad de los dos compresores instalados de 40 MMPCD, el volumen de inyección
pronosticado proveniente de ambos campos, presentado por la empresa, es el siguiente:
CampoVolumen total
inyectado
(MMPC)
Los sauces 50,279
Río Grande 17,668
Total 67,947
MMPCD
Los sauces 28
Río Grande 10
Total 37
Volúmenes de Inyección Proyecto Piloto Río Grande
13.2.3. Método de inyección que se aplica
En este proyecto se aplica la inyección de gas al casquete y se quiere que se mantenga la presión
debido a la segregación gravitacional positiva que se presenta con el favor de la permeabilidad vertical.
Es por eso que en los pozos inyectores se taparon los baleos para realizar otros especiales por encima
de estos precisamente para alcanzar el nivel de casquete.
67
13.2.4. Número de pozos seleccionados para el proyecto
La inyección de gas natural se efectuó anteriormente de la siguiente manera:
Petaca, no fue sometido a inyección hasta la fecha.
TaiguatiWs, se inyectó por un periodo corto en 1972.
TaiguatiWm, se inyectó entre 1972 - 1973.
Taiguati Y, producción continúa desde 1968, con inyección desde 1969.
Tupambi, producción continua desde 1968, con inyección desde 1969, con la variante que el
ciclaje fue esporádico
Para esto se seleccionó arreglos de 5 pozos en cada caso
13.2.5. Fuentes de abastecimiento de gas
En Río Grande se cuenta con la planta de gas, que produce mayor cantidad de GLP a nivel nacional,
mediante el proceso de turbo expansión (con el fin de extraer licuables). Es por aquello que se cuenta
con un abastecimiento de gas seco permanente, además este gas ya viene tratado y está listo para la
exportación al Brasil.
13.2.6. Equipos utilizados para la inyección de gas
Los arreglos sub. Superficiales son muy parecidos a los ya desarrollados en los campo Vuelta Grande y
Carrasco.
Pero par el aspecto de los compresores se toma la siguiente tabla como modelo de operación:
68
Tabla de operación de Compresores de gas natural
13.2.7. Tipo de proyecto
69
Se realizó proyectos PILOTO múltiples en diferentes etapas de la vida productiva, actualmente ya no se
hace la inyección de gas por considerar que no es rentable.
13.2.8. Resultados y rendimiento de los proyectos de inyección de gas
Desde la aprobación de inyección de gas en este campo, se cuenta con 1 solo pozo inyector de gas
(RGD-41LL) habilitado en el reservorio Escarpment Y3 (Ex_Taiguati Y). No ha habido inyección de
gas en el campo Río Grande, excepto dos días que se tuvo problema de planta (08/01/09 y 18/02/09).
En la gráfica adjunta se muestra los caudales de inyección de gas desde el 18/09/2008 @ 18/09/2009.
Como se observa en el gráfico, el caudal inyectado ha sido muy puntual (dos días), teniendo un
volumen total de gas inyectado en el año de 2.99 MMpc (0.0082 MMPcd). El caudal no excede al
caudal autorizado por YPFB de 0.041 MMpcd Mpcd.
13.3. CAMPO VÍBORA
13.3.1. Ubicación y datos de pozo
Ubicación: 135 Km. de Santa Cruz
70
Compañía: ANDINA
Campo: Víbora
Formación: Yantata
Pozos inyectores: 3
Pozo VBR – 11L
Pozo VBR – 13L
Pozo VBR – 16L
13.3.2. Número de pozos seleccionados en el campo Víbora
En el campo se tienen 3 pozos inyectores los cuales son Pozo VBR – 11L, Pozo VBR –
13L, Pozo VBR – 16L
71
13.3.3. Equipos utilizados
72
Tipo de instrumento Integra - Tritools
Presión máxima de
operación
15 K
Temperatura máxima de
operación
350 ªF
Número de instrumento 89439 - 5429
Número de pozo VBR-11LL FOGE
Tamaño de la tubería 2 3/8 ´´
Formación Yantata
73
74
ESTACIÓN
PROFUNDIDADMD(FT-TH)
PROFUNDIDADTVD(MT-RT)
PROFUNDIDADTVD(FT-RT)
PRESIÓN PSI
TEMP. TEMP.<°c>
GRADIENTE PRESIÓN (PSI/FT)
GRADIENTE TEMP. (°F/FT)
1 0 0 0 2081 SI 32 6 0X00 0.0002 3231 1007 3302 2263 113 4512 0X57 0.0073 6562 2007 6583 2452 142 61.33 0X56 0.0094 7874 2406 7395 2528 154 67 62 0X58 0.0095 8033 2456 8C59 2537 155 53 46 0X58 0.0096 32C3 2507 8224 2547 157 69.32 0X57 0.0097 3366 2556 8337 2557 159 70.63 0X50 0.0048 8560 2616 8531 2562 152 72.36 0X29 0.0016
DATOS MEDIDOS
Presión en cabeza - Manómetro 2100.00 Psi
Presión en cabeza - Medida 2080.77 Psi
Temp. en cabeza - Medida 90.68 ªF
Presión en ultima estac on 2562.38 Psi
Temp. en ultima estación 162.24 ªF
Profundidad promedio baleos 8701.21 Ft
Profundidad del fondo
Tope de fondo medidoTipo de gradiente ▼
RESULTADOS OBTENIDOSGradiente gas Psi/ft 0.056Gradiente petróleo Psi/ftGradiente agua Psi/ftGradiente Temperatura
•:aF.ftí 0.015
Presión en promedio baleos
psi 2568.93
Temp. En promedio baleos
1 °F 164.04
75
Tipo de instrumento TT
Presión máxima de
operación
10000 Psi
Temperatura máxima de
operación
300 ªF
Número de instrumento 5441
Número de pozo VBR-16LL
Tamaño de la tubería 2 3/8 ´´
Formación Yantata
76
ESTACIÓN
PROFUNDIDADMDIFT-TH)
PROFUNDIDADTVD(MT-RT)
PROFUNDIDADTVD(FT-RT)
PRESIÓN PSI
TEMP.ªF
TEMP. (°C)
GRADIENTE PRESIÓN (PSl/FT)
GRADIENTE TEMP. |°F/FT)
1 0 0 0 2842 84 28.89 0.CC0 0 0002 2625 806 2646 3051 124 51.11 0.079 0.0153 4922 1536 4S42 3223 146 63 33 0.075 0.0104 6562 2006 6583 3344 159 70.56 0.074 0 0085 7218 2206 7239 3393 163 72.78 0.075 0.0066 7710 2356 7731 3429 165 73.89 0.073 0 0047 8338 2456 8059 3441;. 166 74.44 0.C52 0.3338 8242 2518 8263 3468 165 73.89 0.108 -0.005
DATOS MEDIDOSPresión en cabeza - Manómetro 2870 psiPresión en cabeza - Medida 2842.01 psiTemp. en cabeza - Medida 84.01 ªFPresión en ultima estación 3468.00 PsiTemp. en ultima estación 166.00 ªFProfundidad promedio baleos 8523.22 ftProfundidad de fondoTope de fondo medido 8524.00 ftTipo de gradiente GAS
RESULTADOS OBTENIDOS
Gradiente gas (psi/ft) 0.075
GracTente petróleo (psi/ft)
Gradiente agua (psi/ft
Gradiente Temperatura (°F/ft) 0.003
Presión en promedio baleos (psi) 3496.18
emp . En promedio baleos (°F) 166.71
13.3.4. Resultados y rendimiento
El campo cuenta con 3 pozos habilitados para inyección de gas al reservorio Yantata. (VBR-11L. 13 y 16L). La inyección de gas en dichos pozos no ha sido continua, ya que solo se inyecta gas cuando se tiene problemas en las turbinas de Transredes y/o bajas demanda de mercado de gas. Se adjunta gráficos de caudales de inyección desde Sep/2008 a Sep/2009 para los pozos mencionados, en los mismos se observa claramente que no se tuvo una inyección estabilizada de gas en ninguno de los tres pozos en lo que va del año. Por otro lado, con el objetivo de determinar la presión actual del reservorio
77
se realizaron gradiente estática en los pozos VBR-16L y Fall Off en el pozo VBR-11L. en el cual por no tener un caudal y presión estable la prueba no se ha podido interpretar (ver gráfico adjunto). Si bien se ha tenido inyección de gas continua en los meses de febrero ha abril/2009, la misma no ha sido homogénea
78
Como se puede observar en las figuras adjuntas, el caudal inyectado ha sido puntual, excepto en los meses de febrero marzo y abril, debido a bajas nominaciones de gas de venta. El volumen total de gas inyectado en el ano de 1077 MMpc (2.95 MMPcd). El caudal excede en 2.65 MMpcd al aprobado por YPFB, esto se debe a la baja nominación (disminución mercado Brasil), por lo que se ha tenido que inyectar gas, para recuperar más líquido.
13.4. CAMPO VUELTA GRANDE
79
13.4.1. Ubicación
El Campo Vuelta Grande fue descubierto en 1978. Inicialmente se explotó mediante agotamiento natural. Sin embargo, a partir de 1985 se instalaron compresores para la inyección de gas con el objetivo de mantener la presión de los reservorios productores; en 1989, entró en funcionamiento la planta de procesamiento de gas.
Campo: VUELTA GRANDE
Ubicación:
Departamento: TarijaProvincia: Gran ChacoReferencia: A 245 km de la ciudad de Tarija
Empresa: CHACO
Tipo de yacimiento: Reservorio de petróleo de Alto Encogimiento
Arenas productoras: Cangapi y Tacagua
Número de pozos: 36
Productores: 29Inyectores: 5 (gas) y 1 (agua)Abandonados: 1
Profundidad promedio: 2250 [m]
Producción: 525 [BPD] (petróleo) y 82 [MMPCD] (gas)
13.4.2. Programa de aplicación del proyecto
Se realizaron los siguientes puntos.
Delimitación del yacimiento, realizando el dimensionamiento correspondiente. Se calcularon las reservas remanentes del yacimiento en aproximadamente 210 [MMbbl], con
cierto grado de incertidumbre puesto que se tiene una estructura visiblemente fallada, lo que hace difícil el cálculo del volumen de la roca reservorio.
80
El número de pozos de acuerdo al proyecto piloto, un sólo pozo inyector en arreglo no identificado claramente, pero parecido al arreglo de abanico de 5 pozos.
La elaboración de la ingeniería del proyecto con datos reservados y confidenciales, excepto la determinación de los gradientes para este pozo los cuales se muestran a través de las siguientes gráficas:
Gradiente dinámico de la temperatura en el pozo VTG - 08
Gradiente dinámico de la presión en el pozo VTG - 08
13.4.3. Método de inyección aplicado
El método de inyección es el aplicado al casquete de gas o llamado también por segregación gravitacional, esto debido a las formaciones microfracturadas presentes que hacen más alta la permeabilidad vertical. El último dato de inyección promedio proporcionado por la empresa encargada del manejo (CHACO) es de 18 [MMPCD], también cabe mencionar que gracias a la falla presente se tiene una estabilidad en el casquete de gas, esto es muy importante ya que evita y disminuye en gran manera el efecto de la dispersión que el gas puede presentar al encontrar presiones inferiores a la de inyección, lo que disminuiría la eficiencia de recuperación de petróleo programada por el proyecto.
13.4.4. Número de pozos seleccionados para el proyecto
Para los proyectos que se hicieron año tras año siempre se han seleccionado arreglos de 5 pozos no muy bien identificados pero aparentemente se trata de abanicos, realizados en los flancos del anticlinal de la arena Tancagua en especial.
81
13.4.5. Fuentes de abastecimiento de Gas
La fuente de abastecimiento de gas principal es el gas que viene a través del gasoducto Villamontes – Río Grande, y en cierta medida también el que es producido por el mismo yacimiento ya que en Vuelta Grande se encuentra una planta de separación de licuables, planta en la cual se hace el respectivo tratamiento que requiere el gas de inyección.
Por lo tanto el suministro de gas de inyección es garantizado. Y en la misma planta se hacen los análisis respectivos (cromatografía), para asegurarnos de que el gas que se va a inyectar es casi 100 % seco, es decir que se trate netamente de metano y sin contaminantes para evitar diversos problemas en lo que significan las instalaciones superficiales y sub superficiales como también evitar el daño progresivo a la formación productora.
En la gráfica se puede ver el gasoducto ya mencionado y el campo Vuelta Grande de manera detallada:
13.4.6. Equipos utilizados para la Inyección de Gas
Terminación de pozos inyectores: En el caso de la conversión de los pozos productores existentes, se extrajo el arreglo anterior para limpiar el pozo en el intervalo de interés, para ello se utilizó raspa tubos y soluciones químicas. Se revisó el estado de la cañería de revestimiento a través de registros eléctricos, con estos datos se realizaron reparaciones menores.
Se realizó el tapado de los baleos anteriores y se hicieron nuevos baleos a la altura de la capa de gas.
13.4.7. Tipo de Proyecto
Se tratan de 4 proyectos PILOTO realizados en varias etapas que no han sido totalmente concretados por los resultados obtenidos conforme se inyectaba el gas. Es decir que no se ha podido llegar a tener un proyecto total, ya que la inversión así no lo amerita.
13.4.8. Resultados Y Rendimientos del Proyecto
Según la empresa petrolera CHACO, encargada de las últimas etapas de inyección de gas se obtuvo un rendimiento reducido que significaba en promedio 3560 [PC/Bbl], es decir que para recuperar un barril de petróleo es necesario la inyección de 3560 pies cúbicos de gas; es decir que se tiene un margen de recuperación relativamente positivo, pero cabe destacar que se recupera cada vez menos líquidos a causa del desgaste de las arenas que presenta el yacimiento, se debía programar una acidificación en varios pozos productores de este campo.
14. CONCLUSIÓN
La información que nos dieron en el Ministerio de Hidrocarburos fue limitada, ya que mucho de estos datos son clasificados, nos dieron solamente antecedentes pues nos dijeron que en Bolivia ya no se aplica los proyectos de inyección de gas ni siquiera proyectos pilotos, en YPFB no nos dieron ninguna
82
información. Los datos más recientes que adjuntamos en este trabajo son de los campos Víbora, Yapacani, Río Grande.
BIBLIOGRAFÍA
- Instituto de Formación Profesional y Técnico (CIED), “Recobro de Petróleo por
Métodos Tradicionales”, PDVSA, 1997
- Magdalena Paris de Ferrer, “Inyección de Agua y Gas en Yacimientos
Petrolíferos”,Ediciones Astro S.A., Segunda Edición,2001
- Ministerio de Hidrocarburos de Bolivia
- Ing. Raul Maldonado, Apuntes de Recuperación Mejorada, 2011
83