4.Introduccion a La Recuperación Secundaria

RECUPERACIÓN SECUNDARIA




INTRODUCCIÓN

Los procesos de inyección de agua y gas han sido los métodos más

utilizados en los yacimientos petroleros con el fin de aumentar su energía.

Inyección de Agua:

Aceite Negro Mediano

Saturados

Mojados por Agua

Inyección de Gas (hidrocarburo y no hidrocarburo):

Aceite Negro Mediano y Ligero

Gas y condensado

Bajo saturados

Mojados por aceite


De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores,

la inyección de agua o de gas se puede llevar a cabo de dos formas

diferentes :

• Inyección central y externa o periférica

• Inyección en arreglos

INYECCIÓN CENTRAL

En este proceso los pozos inyectores están agrupados en la parte

central del yacimiento, y los productores en la periferia. Este tipo de

inyección ocurre en los siguientes casos:



Yacimiento con una capa de gas en la cual se inyecta gas:

Si el yacimiento es una estructura anticlinal regular, los pozos de

inyección se agrupan en la parte alta de la estructura (cresta), o

tope del anticlinal.





INYECCIÓN EXTERNA O PERIFÉRICA

En este proceso se inyecta agua fuera de la zona de petróleo en los

flancos del yacimiento.

Se conoce también como inyección tradicional o de mantenimiento de

presión. Generalmente, el agua se inyecta en el acuífero, fuera de la

zona de petróleo y se utiliza cuando no se posee buena descripción del

yacimiento. La mayoría de los yacimientos en México no necesitan

prueba piloto para implementar este proceso solo la decisión de los

ingenieros en base a la caracterización estática y dinámica que

corresponda.



Yacimiento anticlinal con un acuífero en el cual se inyecta agua:

En este caso los pozos inyectores forman un anillo en la periferia o

alrededor del yacimiento aprovechando el arreglo por la

segregación gravitacional.



Ventajas de la inyección periférica:

o Se utilizan pocos pozos.

o No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden

usar los pozos productores viejos como inyectores. Esto

disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos

perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los

pozos es muy grande.

o No se requiere de un modelo de yacimiento extremadamente fino para

iniciar el proceso de invasión con agua.



o Ofrece un alto recobro o recuperación 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

productores. Esto disminuye los costos de las facilidades de producción

de superficie para la separación agua - petróleo.

Desventajas de la inyección periférica

o Parte del agua inyectada no actúa para desplazar el petróleo.

o No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión,

como en algunos casos en la inyección de agua en arreglos.



o En algunos yacimientos, la inyección periférica de agua no es capaz

de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario

efectuar una inyección en arreglos en esa parte del yacimiento.

o La inyección periférica puede fallar por no existir una buena

comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento.

o El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la

recuperación de la invasión es a largo plazo.

o Generalmente, se sustituye por una inyección de agua en arreglos a

medida que se conoce mejor el yacimiento.







INYECCIÓN EN ARREGLOS

Se emplea particularmente en yacimientos con bajo buzamiento y una gran

extensión de área. Para obtener un barrido uniforme del yacimiento, los

pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores. Esto se lleva

a cabo convirtiendo los pozos productores existentes a inyectores o

perforando pozos inyectores ínter espaciados.

línea directa

línea alterna

Arreglos de 5, 7, y 9 pozos.





La selección del arreglo depende de:

La estructura de la trampa

Límites del yacimiento

Continuidad de las formación

Variaciones de permeabilidad y porosidad

Número y posición de los pozos existentes.



Ventajas de la inyección en arreglos:

Rápida respuesta del yacimiento.

Elevadas eficiencias areales de barrido.

Permite un buen control del frente de invasión y del factor de

reemplazo.

Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre la

recuperación.

Rápido incremento en presiones.

El volumen recuperado de la zona de petróleo es grande en un

período de tiempo corto.



Desventajas inyección en arreglos:

o El número de pozos inyectores es alto.

o Más riesgosa que la periferica.

o Requiere mayor seguimiento y control que la inyección periferica y por

lo tanto mayor requerimiento de recursos humanos.



Uso, re acondicionamiento y perforación de nuevos pozos, en proyectos

de recuperación secundaria:

Pozos de producción pueden ser reacondicionados como pozos de

inyección

Necesario perforar nuevos pozos de inyección (según el proyecto,

incluso de horizontales).

Buscamos:

En inyección de agua se desea que una gran parte del espacio poroso

del yacimiento entre en contacto con el fluido desplazante.



El agua continúa siendo el método más atractivo para obtener

cantidades adicionales de petróleo debido a su alta disponibilidad y

bajo costo.

Fuentes:

Mar

Ríos

Lagos

Lagunas

Acuíferos

Agua Congénita producida por pozos petroleros

INYECCIÓN DE AGUA

Tarea : Planta de tratamiento para agua de inyección


Historia

La inyección de agua como un método de recuperación secundaria

se descubrió accidentalmente en el año 1870, en la ciudad de

Pithole, al Oeste de Pennsylvania, cuando una fuga en una

formación acuífera redujo la producción del pozo afectado, pero

aumentó la producción de los pozos vecinos.

Se caracteriza por la eficiencia del agua para desplazar a los

hidrocarburos del medio que invade, y porque aumenta

rápidamente la presión del yacimiento.

En yacimientos heterogéneos mojados por agua resulta más

eficiente la inyección de agua debido a la imbibición espontánea del

agua, lo cual no ocurre con la inyección de gas.

INYECCIÓN DE AGUA


En general, se considera que después de una invasión con agua,

todavía queda en el yacimiento más del 50% de petróleo original in

situ.

Definición como mecanismo de desplazamiento

Es un mecanismo secundario de recobro mediante el cual los

fluidos del yacimiento son desplazados hacia los pozos

productores por la acción del agua inyectada.

INYECCIÓN DE AGUA


INYECCIÓN DE AGUA


Mecanismo de desplazamiento.

El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no continuo, debido a que las saturaciones de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases.

El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua en un yacimiento homogéneo, se puede presentar en cuatro etapas:

1. Condiciones iníciales (antes de la inyección).

2. La invasión por agua de la formación productora.

3. Irrupción de agua en los pozos (ruptura).

4. Etapa posterior a la ruptura del agua.

INYECCIÓN DE AGUA


1. Condiciones Iniciales (antes de la inyección)

Considérese un yacimiento homogéneo.

Los fluidos se mueven horizontalmente.

A través del yacimiento la saturación es constante.

Al momento de iniciarse la inyección de agua, se tiene un yacimiento que

ha sido producido por agotamiento natural durante la primera fase de su

producción primaria.

La presión en el yacimiento es menor que la presión de burbujeo y

menor que la original en el yacimiento. Existirá, pues, una fase de gas

uniforme a través del yacimiento.

INYECCIÓN DE AGUA


INYECCIÓN DE AGUA


El comienzo de la inyección de agua está acompañado por un

aumento de presión en el yacimiento. Este aumento es mayor

alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los pozos

productores.

A medida que continúa la inyección de agua, parte del petróleo se

desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. Este

banco de petróleo empuja con efectividad el gas altamente móvil

hacia adelante, aunque bajo ciertas condiciones parte del gas

puede ser atrapado por dicho banco, de allí que ocupe espacio que

de otra manera contendría petróleo residual.

INYECCIÓN DE AGUA


Detrás del banco de petróleo viene el banco de agua donde

únicamente están presentes el agua inyectada y el petróleo residual

(más el gas atrapado).

2. La invasión por agua de la formación productora.

La siguiente figura muestra la distribución de saturación de los

fluidos en el yacimiento durante la inyección de agua.

INYECCIÓN DE AGUA


INYECCIÓN DE AGUA


Efecto de llene: Cuando todo el gas, excepto el atrapado, se

desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se

produzca el petróleo. Para lograrlo, el volumen acumulado de agua

inyectada debe ser igual al volumen del espacio ocupado por el gas

libre en el yacimiento.

Durante este período, parte del gas se re-disuelve con el petróleo

que va contactando, y el remanente se produce por los pozos.

El llene puede representarse por un frente de petróleo viajando más

rápido que el frente de agua. Detrás del frente de petróleo, la

saturación de gas se encuentra en su valor residual. La llegada del

frente de petróleo a los pozos productores marca el final del

período de llene.

INYECCIÓN DE AGUA


Detrás del frente de agua, la saturación de petróleo se va

reduciendo progresivamente a medida que el volumen de petróleo

va siendo desplazado por la corriente de agua, hasta que,

finalmente, se alcanza la saturación residual de petróleo.

INYECCIÓN DE AGUA


Cuando se alcanza el llene, el avance frontal continúa, pero la tasa

de producción de petróleo aumenta y eventualmente es igual a la

tasa de inyección de agua (en términos de volúmenes de

yacimiento).

Si la saturación inicial del agua de la formación es menor que la

requerida para fluir, la producción del petróleo durante esta fase

estará libre de agua.

3. Irrupción de agua en los pozos (ruptura).

El comienzo de una producción significativa de agua es el signo de

que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.

INYECCIÓN DE AGUA


INYECCIÓN DE AGUA


4. Etapa posterior a la ruptura del agua.

La producción de agua aumenta a expensas de la producción de

petróleo.

La recuperación gradual del petróleo detrás del frente se obtiene

solamente con la circulación de grandes volúmenes de agua.

Durante esta fase final de inyección, el área, barrida aumentará y puede

proveer suficiente producción de petróleo para justificar la continuación de

la inyección. El proceso finalizará cuando lleguemos al límite económico

Finalmente, al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la

porción inundada del yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y

agua inyectada.

INYECCIÓN DE AGUA


INYECCIÓN DE AGUA


Factores que Controlan la Recuperación por Inyección de Agua

• Profundidad del yacimiento.

• Localización y arreglos de los pozos.

• Permeabilidad de la formación.

• Propiedades humectantes de las rocas.

• Saturación de gas inicial.

• Saturaciones de los fluidos.

• Razón de movilidad.

• Tasa de inyección y buzamiento de la formación.

INYECCIÓN DE AGUA


1.6. Factores que Controlan la Recuperación por

Inyección de Agua

Profundidad del Yacimiento:

Técnicamente un yacimiento poco profundo tiene la restricción de

la presión de inyección, la cual debe ser menor que la presión de

fractura.

Económicamente el costo de este tipo de proyectos está

directamente relacionado con la profundidad de inyección.



Inyección de Agua

El tipo de arreglo:

Depende del conocimiento geológico que se tenga del yacimiento

y se debe seleccionar de manera que se obtenga una alta eficiencia de

barrido.

Analizando igualdad de condiciones, parece ser que el arreglo de

5 pozos proporciona mejores ventajas, ya que el agua puede ser

inyectada más rápidamente, reduciendo el tiempo de llene y aumentando

las posibilidades de obtener altas gastos de producción a corto plazo.



Inyección de Agua

Permeabilidad de las Formaciones:

La permeabilidad de la formación:

La Magnitud

La Variación

La magnitud de la permeabilidad de las rocas del yacimiento controla,

en alto grado, el gasto de inyección de agua que puede mantenerse en

un pozo de inyección, a una presión determinada en el fondo del pozo,

frente a la zona de inyección. Una permeabilidad absoluta de la roca

demasiado baja retarda la recuperación y puede aumentar el costo del

proyecto.



Inyección de Agua

La variación de la permeabilidad puede ser tan marcada que no es

posible considerar al yacimiento como un sistema homogéneo

asignándole una permeabilidad promedio. Este factor es quizás el más

importante en proyectos de recuperación secundaria por inyección de

agua.

Si existen diferencias grandes de permeabilidad entre los estratos de un

horizonte productor, la ruptura del agua ocurrirá primero en aquellos más

permeables y luego ocurrirá en los estratos con permeabilidades

menores;

Por lo tanto, el desplazamiento del petróleo por agua no es tan uniforme

y mientras algunos estratos están produciendo agua en proporciones

crecientes, otros no han sido completamente barridos.

Esta situación puede conducir al abandono prematuro del proyecto.



Inyección de Agua

Propiedades de la mojabilidad de roca

En rocas mojadas por agua, el petróleo ocupa la parte más

conductiva de los espacios porosos (parte central), mientras que el

agua ocupa la parte menos conductiva.

En rocas mojadas por petróleo, sucede lo contrario y debe esperarse,

por lo tanto, una menor recuperación.

Afortunadamente, la mayoría de las rocas de los yacimientos son

mojadas preferencialmente por agua.



Inyección de Agua

Saturación de Gas Inicial:

Cuando en un yacimiento existe una saturación de gas inicial, la

inyección de agua resulta en una sucesión de dos desplazamientos

bifásicos: el petróleo forma un banco o zona de petróleo que desplaza

parte del gas libre, dejando detrás una cantidad de gas atrapado. El

petróleo y el gas atrapados son desplazados luego por el agua. En

definitiva, esto produce una reducción de la saturación de petróleo

residual y, por lo tanto, un aumento de la eficiencia de desplazamiento.



Inyección de Agua

Saturación de los Fluidos:

La saturación de petróleo inicial es determinante petróleo en la

recuperación. Es necesario que la saturación inicial de petróleo sea lo

suficientemente alta y la residual lo más baja posible, para que el

proyecto resulte económico. En otras palabras, la diferencia en la

saturación de petróleo al comienzo y al final de la inyección determina la

cantidad de petróleo recuperado.



Inyección de Agua

Saturación de Agua: Si la saturación inicial de agua excede un valor

agua crítico, no se puede formar un banco de petróleo, y aunque pueda

producirse cierta cantidad de petróleo, éste debe producirse a altas

razones de agua - petróleo. En términos generales, puede afirmarse que,

si la saturación de agua es tan alta que la roca es más permeable al agua

(kro > Krg) que al petróleo, el proyecto será menos eficiente.

Tarea: Que saturación de aceite es conveniente para un proyecto de recuperación

secundaria



Inyección de Agua

Razón de Movilidad:

La razón de movilidad puede visualizarse como una medida relativa del gasto de petróleo que se mueve delante del frente de invasión con respecto al movimiento del gasto de agua detrás del frente, suponiendo que los gradientes de presión en ambas son iguales.

Una razón de movilidad M =1 indica que el petróleo y el agua se mueven a la misma velocidad relativa.

Cuando M < 1 el agua se mueve más lenta que el petróleo, conduciendo a altas saturaciones de agua a la ruptura y a altas eficiencias de desplazamiento.

Para valores de M > 1 indican que el agua detrás del frente se mueve más rápido que el petróleo que se encuentra delante del frente; la eficiencia de desplazamiento se reduce y el petróleo que queda detrás se recupera después de haber inyectado grandes volúmenes de agua.



Inyección de Agua

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Inyección de Agua

Viscosidad del Petróleo:

En términos generales, puede decirse que la recuperación de

petróleo es inversamente proporcional a su viscosidad. Esto se deduce

de las ecuaciones que controlan el flujo de un fluido a través de un medio

poroso. Por otra parte, la viscosidad del petróleo afecta la razón de

movilidad, cuya influencia en la recuperación es muy marcada.

Desafortunadamente, es muy difícil predecir en forma cuantitativa

la influencia de la viscosidad del petróleo en la recuperación y sólo puede

establecerse en general que la recuperación aumenta mientras menor

sea la viscosidad del petróleo.



Inyección de Agua

Gasto de inyección y Buzamiento de la Formación:

El efecto del buzamiento de la formación y el gasto de inyección están relacionados entre sí. En general, cuando se inyecta agua y el desplazamiento se da buzamiento arriba, por lo que se obtiene una mejor eficiencia inyectando a bajos gastos, para que las fuerzas de gravedad controlen el fenómeno.

Si el desplazamiento es buzamiento abajo, se debe inyectar a altos gastos, para que el agua tenga menos oportunidad de canalizarse a través del petróleo.

Para un gasto de inyección constante, la eficiencia de desplazamiento:

Aumenta si la inyección es buzamiento arriba y el ángulo de buzamiento aumenta

Disminuye si la inyección es buzamiento abajo y el ángulo de buzamiento aumenta.


INYECCIÓN DE GAS

Inyección de Gas

La re inyección de gas natural fue quizás el primer método sugerido para

mejorar la recuperación de petróleo. Se usó inicialmente a comienzos del

año 1900 para mantenimiento de presión.

Posteriormente, se realizaron otras aplicaciones que fueron calificadas

como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado,

además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el

petróleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se

podía obtener una recuperación adicional de aceite.


Ventajas:

• Como el gas es más liviano que el petróleo, el gas inyectado tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aún en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de más abajo de la capa, esto resultará en una forma de conservación de energía y las tasas de producción pueden mantenerse relativamente elevadas.

• El gas se dispone en muchas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes Complejos Petroquímicos o plantas de generación de N2.

• Siendo el gas un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede ser inyectado sin presentar mayores dificultades.

INYECCIÓN DE GAS


• En algunos casos, es deseable conservar el gas producido para futuros

mercados, por lo tanto, se inyecta a un yacimiento para almacenarlo.

Desventajas:

• Si la arena del yacimiento tiene alta permeabilidad en algunas partes y

permeabilidad pobre en otras, el gas puede pasar rápidamente a través

de los estratos de alta permeabilidad a los pozos productores, y puede

dejar una buena cantidad de petróleo atrapado en los estratos menos

permeables.

INYECCIÓN DE GAS


• El costo de instalación y mantenimiento de la planta y compresoras de gas, son por lo general más alto que el de una planta de inyección de agua. Esto tiende a reducir el número de yacimientos que sean adecuados para que la inyección de gas sea rentable.

• Debido a que el gas no moja la arena del yacimiento como lo hace el agua, forma un pistón menos eficiente para empujar el petróleo hacia el pozo productor y deja una mayor cantidad de petróleo atrapado en los espacios porosos. Sin embargo, ésta pérdida puede contrarrestarse ya que el yacimiento puede después inundarse con agua para recuperar parte del petróleo atrapado.

• Su demanda comercial del gas hidrocarburo, ha hecho que en la actualidad se utilice solo en algunos proyectos preferentemente en yacimientos de gas y condensado.

INYECCIÓN DE GAS


Mecanismos de Producción en la Inyección de Gas:

La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar el gasto de

aceite debido a los siguientes mecanismos:

• Reducción de la viscosidad.

• Aumento de la energía del yacimiento.

• Vaporización.

INYECCIÓN DE GAS


Reducción de la viscosidad

El gas inyectado se disuelve en el petróleo crudo y reduce su

viscosidad y, por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo inyectado

también se reduce. De esta manera, se forma un banco de petróleo de

viscosidad reducida alrededor del pozo. Sólo se requieren reducciones

de viscosidades moderadas, para lograr los beneficios de este

mecanismo; sin embargo, para que esto ocurra, la eficiencia del contacto

del gas inyectado y el petróleo debe ser buena

INYECCIÓN DE GAS


Aumento de la energía del yacimiento

El gas inyectado aumenta la energía del energía del yacimiento.

Sin embargo, este efecto es transitorio y además depende directamente

del tamaño del yacimiento y de la capacidad del gas para contactar al

mayor volumen de aceite al ser inyectado.

Vaporización

En algunos casos, debido a este mecanismo se pueden producir

cantidades adicionales de petróleo por recuperación secundaria: 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.


1.9. Inyección Interna o Dispersa de Gas

La inyección interna o dispersa de gas se refiere a la inyección

de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica, por lo general, en

yacimientos de empuje por gas en solución, en yacimientos sin capa de

gas inicial y en donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas

secundaria, ya que el gas inyectado se produce junto con el petróleo al

poco tiempo de haber sido inyectado.


La características de la inyección interna de gas son las siguientes:

• Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y

relativamente delgados.

• Generalmente, se requiere un alto número de zonas de inyección. Los

pozos de inyección se colocan formando un tipo de arreglo

geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la

zona productiva del yacimiento. Dichos arreglos pueden ser

regulares o irregulares.

• La selección de los pozos de inyección y el tipo de arreglo depende de

la configuración del yacimiento con respecto a la estructura, del

número y posición de los pozos existentes, de la continuidad de

la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad.


• La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

Las ventajas de la inyección interna son las siguientes:

• Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas.

• La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas.

Las desventajas de la inyección interna son las siguientes:

• La eficiencia del recuperación mejora muy poco o nada, como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad.

• La eficiencia areal del barrido es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa.

INYECCIÓN DE GAS


• Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo hacen que la

eficiencia del recuperación sea inferior a la esperada por la

inyección externa.

• La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de

operación y de producción.

INYECCIÓN DE GAS


Inyección Externa de Gas

La inyección externa de gas se refiere a la inyección de gas en la

cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea

primaria o secundaria.

Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre

segregación, es decir donde existe una capa de gas sobre la zona de

petróleo.

Las características de la inyección externa de gas son las

siguientes:

INYECCIÓN DE GAS


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

• Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales (mayores que 200 md).

• Los pozos de inyección se colocan de manera que lleven a cabo una buena distribución areal del gas inyectado y así obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad.

• La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad de cada pozo y del número de pozos necesarios para obtener una adecuada distribución areal del gas inyectado.


Las ventajas de la inyección externa de gas:

• La eficiencia areal del barrido en este tipo de inyección es superior a la

que se obtiene por inyección interna.

• Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad hacen que se

obtenga una mayor recuperación.

• El factor de distribución de fluidos entre estratos es generalmente mayor

que el que se obtiene por inyección interna.


Desventajas de la inyección externa de gas:

• Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento,

• Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo.

• Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras son inconvenientes

para la inyección de gas externa.


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.

• Gasto de inyección y de producción.

INYECCIÓN DE GAS


Variaciones de las propiedades de las rocas:

La heterogeneidad de las rocas disminuye el factor de eficiencia

de barrido (conformación), siendo la permeabilidad la propiedad de la

roca más determinante. Una permeabilidad uniforme en sentido vertical y

lateral da lugar a una elevada eficiencia del barrido.

Razón de Viscosidades del petróleo y del gas:

A medida que la razón de μg / μo disminuye, el flujo fraccional de

gas aumenta y la eficiencia del desplazamiento disminuye, por eso la

inyección de gas se aplica preferentemente a yacimientos con petróleo

de baja viscosidad.

INYECCIÓN DE GAS


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:

El método utilizado para evaluar la eficiencia de desplazamiento por gas es similar al usado en el desplazamiento por agua; sin embargo, la alta movilidad del gas con respecto a la del petróleo, hace que la eficiencia del desplazamiento de petróleo por gas sea menor, salvo que esté acompañado por una segregación gravitacional considerable.

INYECCIÓN DE GAS


Condiciones de Saturación Inicial:

• Saturación inicial de gas: Si este valor excede un valor crítico

(determinado de la curva de flujo fraccional), 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 de agua La saturación del agua afecta la

cantidad de petróleo sometido a desplazamiento por gas y

aparentemente no tiene influencia en la ruptura del gas.

INYECCIÓN DE GAS


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

obtengan de núcleos que posean la misma saturación inicial de agua.

INYECCIÓN DE GAS


Presión del yacimiento:

Las presiones altas son favorables a la eficiencia del

desplazamiento, ya que a mayor presión de inyección, mayor cantidad de

gas entra en solución con el petróleo. Esto reduce la viscosidad del

petróleo y aumenta moderadamente la viscosidad del gas, lo cual

conduce a un desplazamiento más efectivo del petróleo.

Tiempo óptimo para iniciar la inyección:

Se considera que las condiciones más favorables para el inicio de la

inyección se presentan cuando la presión del yacimiento está muy cerca

de la presión de burbujeo.

INYECCIÓN DE GAS


En este caso, la saturación de gas libre es mínima y las

condiciones son favorables para obtener máxima eficiencia de recobro

por el proceso de

desplazamiento por gas.

Gasto de Inyección:

Cuando se tienen altas gastos de inyección disminuye la

eficiencia del desplazamiento ya que disminuyen el término gravitacional

y se favorece la formación de canales de gas.

INYECCIÓN DE GAS


Buzamiento de la formación:

Un buzamiento alto de la formación favorece el término de

segregación gravitacional, permitiendo mayores beneficios para el

desplazamiento.

INYECCIÓN DE GAS

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