Tipos de inyección

5/6/2018 Tipos de inyección - slidepdf.com

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Universidad de Oriente.Núcleo de Anzoátegui.

Escuela de Ingeniería Y Ciencias Aplicadas.Departamento De Petróleo.

Cátedra: Yacimientos II

Inyección de Agua y Gas Yacimientos II

Profesora:Bachilleres:Ana Blondell Blanco

Michaelle CI: 17904647Pedro Ojeda CI: 18450382

Maryaurilyn Tucen CI: 17592482Rhonny Rojas CI: 18645539Diego Jimeno CI: 17730373

Astrid Castañeda CI: 18678767

Secc: 20

Barcelona, Abril de 2010.

Introducción

La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer

o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en

ciertos casos se la considera como una producción terciaria. El primer



paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el

descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la

naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la

superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes

volátiles y/o el pumping o bombeo forzado para removerlo hacia la

superficie. Cuando se produce una considerable disminución de esta

energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria

donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección

de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la

evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo

de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del

pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación

asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final

de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle a la

misma energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y

recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la

técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier

momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la

necesidad de estimular la producción.

El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa

primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto de la cantidad

original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida

es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para

aprovechar al máximo el rendimiento económico y útil del mismo.

Inyección de agua

La inyección de agua en los yacimientos de hidrocarburos es muy

común debido a que es uno de los métodos más simple, de menor

costo cuando hablamos de métodos de recuperación de hidrocarburo

y el factor de recobro puede llegar hasta un 60%.

En principio los pozos de hidrocarburos producen de manera natural



gracias a la energía interna del yacimiento hasta llegar a un punto en

el que la energía presente en el yacimiento es menor a la necesaria

para llevar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario

implementar métodos secundarios de producción o recuperación con

el fin de mantener el pozo produciendo a una tasa fija y aumentando

el factor de recobro del yacimiento. El método de recuperación por

bombeo de agua es uno de estos métodos y por lo general la

inyección de agua se realiza por medio de pozos llamados inyectores

que se pueden encontrar en medio de varios pozos productores o al

rededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por

el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie.

La inyección de agua tuvo sus comienzos al oeste de Pennsylvania en

el año 1865. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nuevas

tecnologías. La primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el

agua proveniente de algunas arenas acuíferas pocos profundas o de

acumulaciones de agua superficiales, se movía a través de las

formaciones petrolíferas, estaba el intercambio productor en los

pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los

pozos vecinos. En esta época se pensó que la función principal de la

inyección de agua era la de mantener la presión y no fue sino hasta

los primeros años de 1890, cuando los operadores notaron que el

agua que había entrado a la zona productora había mejorado la

producción.

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Para 1907, la práctica de inyección de agua tuvo un apreciable

impacto en la producción de petróleo del campo Branford. El primer

patrón de flujo denominado una invasión circular, consistió en

inyectar agua en un solo pozo, a medida que aumentaba la zona

invadida, y que los pozos productores que los rodeaban eran

invadidos con agua, esto se iba convirtiendo en inyectores para crear

un frente más amplio. Este método se amplió lentamente en otras

provincias productoras de petróleo debido a varios factores,

especialmente a que se extendía muy poco y a que muchos

operadores estuvieron en contra de la inyección de agua frente las

arenas.

En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en líneas, en el

cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con

una línea igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se

reemplazo por un arreglo de cinco pozos. Después de 1940, la

práctica de inyección de agua se expandió rápidamente y se

permitieron, mayores tazas de inyección producción. En la actualidad

es el principal y más conocido método de recuperación secundaria,

constituyéndose en el proceso que más ha contribuido el recobro de

petróleo extra. Hoy en día más de la mitad de la producción de

petróleo se debe a la inyección de agua. La siguiente figura muestra

un esquema del desplazamiento de petróleo por agua en un canal de

flujo.



Tipos de inyección

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y

productores, la inyección de agua se puede a cabo de dos formas

diferentes:

Inyección periférica o externa

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los

flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional

y en este caso, como se observa en la figura 2.2, el agua se inyecta

en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.

Características:

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del

yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de

agua.

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la

zona de petróleo.

Ventajas:

1. Se utilizan pocos pozos.

2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se

pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto

diminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos

perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los

pozos es muy grande.

3. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para

iniciar el proceso de invasión con agua por flancos.

4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción

de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede

ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozos



productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de

producción de superficie para la separación agua-petróleo.

Desventajas:

1. Una porción del agua inyectada no es utiliza para desplazar el

petróleo.

2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de

invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en

arreglos.

3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de

la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección

en arreglos en esa parte de los yacimientos.

4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la

periferia y el yacimiento.

5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto,

la recuperación de la inversión es a lo largo plazo.

Inyección de Arreglo o Dispersa

Este método consiste en la inyección de agua dentro de la zonade petróleo, generando así el desplazamiento de los fluidos presentes

en el área hacia los pozos productores que están posicionados en

arreglo geométrico con respecto a los inyectores (Gráfica # 1). Este

tipo de inyección también se conoce como Inyección de Agua Interna

ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un

número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo

geométrico con los pozos productores.



Figura 1. Inyección de Agua en un Arreglo de 5 pozosCaracterísticas

• El arreglo de pozos tanto productores como inyectores

dependerá de los límites del yacimiento así como de

propiedades tales como permeabilidad y porosidad que

presente el mismo.

• Se aplica particularmente, en yacimientos con poco

buzamiento, homogéneos y de gran extensión areal.

• A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores

se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se

convierten los pozos productores existente en inyectores,

o se perforan pozos inyectores interespaciados. En

ambos caso propósito es obtener una distribución

uniforme de los pozos.

Ventajas

• Invasión rápida en yacimientos homogéneos, de bajobuzamiento y baja permeabilidad efectiva con altasdensidades de los lodos, ya que los pozos inyector-productor se encuentran a distancias cortas deseparación. Estos es importante en yacimientos de bajapermeabilidad.

• Rápida respuesta del yacimiento.

•Eficiencia de barrido alta.



• Rápida respuesta en presiones.

• Existe un buen control del frente de invasión.

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

período corto.

• Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidadessobre el recobro.

Desventajas

• En comparación de la inyección externa, este método

requiere un alto costo de inversión debido al mayor

número de pozos productores.

• Requiere de una mejor descripción del yacimiento.

• Requiere mayor seguimiento y control, es decir mayor

cantidad de recursos humanos. Es más riesgosa.

Factores que controlan la recuperación por inyección de agua

Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección

de agua o de gas en un yacimiento, se deben considerar los

siguientes factores:

• Geometría del yacimiento

Uno de los primeros pasos para recabar la información de un

yacimiento para un estudio de inyección, es determinar su geometría,

pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los

pozos y en gran medida, determinan los métodos por los cuales el

yacimiento puede ser producido a través de prácticas de inyección de

agua o gas

La estructura es el principal factor que gobierna la segregación

gravitacional. Así, en presencia de altas permeabilidades, la



recuperación por segregación gravitacional, particularmente en

yacimientos de petróleo, puede reducir la saturación de petróleo a un

valor al cual no resulta económica la aplicación de la inyección de

agua. La figura adjunta muestra la unidad geológica del yacimiento

LL-03 del lago de Maracaibo.

Unidad geológica del yacimiento LL-03 del lago de Maracaibo.

Si existe una estructura apropiada y la saturación de petróleo justifica

un proceso de inyección de agua, la adaptación de una invasión

periférica puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una

inyección en un patrón de línea directa. La inexistencia de zonas con

altos relieves sugiere la posibilidad de un programa de inyección de

gas. La forma del campo y la presencia o no de una capa de gas

también influenciara en esta decisión.

La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sido llevadas

a cabo en campos que exhiben un moderado relieve estructural,

donde la acumulación de petróleo se encuentra en trampas

estratigráficas. Como estos yacimientos por regla general, han sido

producidos con empuje por gas en solución y no han recibido



beneficios de empuje natural de agua o de otro tipo de energía de

desplazamiento, usualmente poseen altas saturaciones de petróleo

después de una producción primaria, haciéndose atractivos para

operaciones de recuperación secundaria. Así, la localización de pozos

de inyección y producción debe adaptarse a las propiedades y

condiciones que se conocen de la arena.

A menudo es importante realizar un análisis de la geometría del

yacimiento y de su compartimiento pasado, para definir la presencia

y la fuerza de un empuje de agua y así decidir sobre la necesidad de

inyección suplementaria, pues esta puede ser innecesaria si existe un

fuerte empuje natural de agua. Tal decisión depende también de la

existencia de problemas estructurales como fallas o presencia de

lutitas, o de cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra

parte, un yacimiento altamente fallado hace poco atractivo cualquier

programa de inyección.

• Litología

La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la

inyección de gua o de gas en un yacimiento en particular. De hecho,

la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores

litológicos que afectan el proceso de inyección. En algunos sistemas

complejos, una pequeña porción de la porosidad total, como por

ejemplo las porosidades creadas por fracturas, tendrán la suficiente

permeabilidad para facilitar las operaciones de inyección de agua. En

estos casos, solamente se ejercerá una pequeña influencia sobre la

porosidad de la matriz, la cual puede ser cristalina, granular o

vugular. La evaluación de estos efectos requieren de estudios de

laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento y también

pueden hacerse mediante pruebas pilotos experimentales.

Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre la

composición mineralógica de los granos de arena y la del material



cementante que se ha observado en varias arenas petrolíferas

después de haber sido invadidas con agua, puede ocasionar

diferencias en la saturación de petróleo residual. Estas diferencias

dependen no solo de la composición mineralógica de la roca del

yacimiento, sino también de la composición de los hidrocarburos

presentes en ella. “Benner y Bartell” han demostrado que en ciertas

condiciones los constituyentes básicos presentes en algunos tipos de

petróleo causan que el cuarzo se torne hidrofobico, debido a su

adsorción en la superficie de los granos de arena. De manera similar

los constituyentes ácidos presentes en otros tipos de petróleo

vuelven la calcita hidrofobica. No se han determinado suficientes

datos para pronosticar el efecto que tienen sobre el recobro las

variaciones en el grado de humectabilidad de las paredes de los

poros, por agua o por petróleo.

A pesar de que se conoce la presencia de mineral arcilloso en algunas

arenas petrolíferas puede taponar lo poros por hinchamiento o

floculación al inyectar agua, no existe datos disponibles sobre la

extensión de este problema, pues eso depende de la naturaleza de

dicho mineral; no obstante se puede tener una aproximación de estos

efectos mediante estudios de laboratorio. Se sabe por ejemplo, que le

grupo de la montmorillonita es aquel que más puede causar una

reducción de la permeabilidad por hinchamiento y que la kaolinita es

la que causa menos problemas. La extensión que puede tener esta

reducción de permeabilidad también depende de la salinidad del agua

inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el agua fresca por

salmueras para proceso de invasión.

• Profundidad del yacimiento

La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse

en una invasión de agua ya que:



a) Si es demasiado grande para permitir re perforar

económicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como

inyectores y productores, no se pueden esperar altos recobros

b) En los yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo

residual después de las operaciones primarias son bajas que en

yacimientos someros, debido a que estuvo disponible un gran

volumen de gas en solución para expulsar el petróleo ya que el

factor de encogimiento fue grande y por lo tanto ha quedado

menos petróleo.

c) Grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y

un espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado

suficiente de uniformidad lateral

Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocos

profundos donde la máxima presión que puede aplicarse en

operaciones de inyección está limitada por la profundidad del

yacimiento. Durante la inyección de agua, se ha determinado que

existe una presión crítica, en fracturas o de cualquier otro plano de

fallas, así como juntas o posibles planos de estratificación. Esto da

lugar a la canalización del agua inyectada o al sobrepaso de largas

porciones de la matriz del yacimiento. Consecuentemente en

operaciones que implican un gradiente de presión de 0.75 lpc/pie de

profundidad, generalmente se permite suficiente margen de

seguridad para evitar fracturamiento. A fin de prevenir cualquier

problema, debe tenerse en cuenta de la información referente a

presión de fractura o de rompimiento en una localización

determinada, ya que ella fijara un límite superior para la presión de

inyección. Estas consideraciones también influyen en la selección del

equipo y en el diseño de planta, así como el número y localización de

los pozos inyectores. El elevado gradiente de presión del agua

permite tener menores presiones de inyección en el cabezal del pozo



que en el caso de inyección de gas, lo cual es una ventaja en

yacimientos profundos como los del norte de Monagas.

•

Porosidad

La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una función

directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petróleo

presente para cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado.

Como el contenido de este fluido en una roca de yacimiento varía

desde 775.8 hasta 1511.6 Bbls/acre-pie para porosidades de 10 y

20% respectivamente, es importante tener una buena confiabilidad

en estos datos. Esta propiedad de la roca es muy variable: Algunas

veces oscila desde 10 hasta 35% en una zona individual; otras como

las calizas y dolomitas, pueden variar desde 2 hasta 11% debido a

fracturas; y en rocas llenas de agujeros como paneles de abejas y

porosidades cavernosas, puede ir desde 15 hasta 35%. Para

establecer el promedio de porosidad, es razonable tomar promedio

aritmético de las medidas de porosidades de un núcleo de arena. Si

existen suficientes Datos sobre este aspecto, se pueden construir

mapas de distribución de porosidades que pueden ser pesados areal

o volumétricamente para dar una porosidad total o verdadera.

Igualmente si existen suficientes datos de muestras de núcleos se

pueden realizar análisis estadísticos de porosidades y

permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta información. La

mejor forma de medir este parámetro tan importante ha sido a través

de medidas de laboratorio en muestras de núcleos. Varios registros

de pozos también producen buenas medidas de porosidad como:

Perfil eléctrico Inducción, Micro-Log, registro de neutrones y perfil

sónico entre otros.



Distribución de porosidad para un yacimiento típico (Según Thakur y

Satter)

• Permeabilidad

la magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto

grado, la tasa de inyección de agua que se puede mantener en unpozo de inyección para una determinada presión en la cara de la

arena, por lo tanto en la determinación de la factibilidad de inyección

de agua en un yacimiento, es necesario conocer I) la máxima presión

de inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del

yacimiento y II) la relación entre la tasa y el espaciamiento a partir de

datos de presión y permeabilidad. Esto permite determinar

rápidamente los pozos adicionales que estén bien perforadas paracumplir con el programa de invasión en un lapso razonable. La

prospectividad del proyecto puede calcularse comparando el recobro

que se estima lograr con los gastos que involucra el programa de

inyección, si resulta económico, se debe efectuar un estudio mas

detallado.

El grado de desviación de permeabilidad, a recibido mucha atenciónen los últimos años, pues determina la cantidad de agua que se debe



utilizar, entre menos heterogenea sea esa propiedad, mayor éxito se

tendrá en un programa de inyección de agua. Si se observan grandes

variaciones de permeabilidad en estratos individuales dentro de

yacimiento, y si estos estratos mantienen su continuidad sobre áreas

extensas, el agua inyectada alcanzara la ruptura demasiado

temprano en los en los estratos de alta permeabilidad y se

transportan grandes volúmenes de agua antes que en los estratos

menos permeables hayan sido barridos eficientemente. Esto por

supuesto influye en la economía del proyecto y sobre la factibilidad

de la invasión del yacimiento. No debemos dejar a un lado la

continuidad de estos estratos es tan importante como la variación de

la permeabilidad. Si no existe una correlación del perfil de

permeabilidad entre pozos individuales, existe la posibilidad de que

los pozos más permeables no sean continuas y que la canalización del

agua inyectada sea menos severa que la indicada por los

procedimientos aplicados a todo el yacimiento.

• Continuidad de las propiedades de la roca

Como se señalo en la selección anterior, es muy importante tener en

cuenta la continuidad de la roca en relación con la permeabilidad y la

continuidad vertical, al determinar la factibilidad de aplicar la

inyección de agua o de gas en un yacimiento. Como el flujo de fluido

en un yacimiento es esencialmente en la dirección de los planos de

estratificación, la continuidad es de interés primordial. Si el cuerpo

del yacimiento esta dividido en estratos separados por lutitas o rocas

densas, el estudio de un sección transversal de un horizonte

productor podría indicar si los estratos individuales tienen tendencias

a reducirse en espesor en distancias laterales relativamente corta, o

si esta presente una arena uniforme. También, a partir de núcleos se

puede se puede tener evidencias de estratificaciones cruzadas y de

fracturamiento. Todas estas situaciones deben ser consideradas en la

determinación de espaciamiento de los pozos, en los patrones de



invasión y la estimación del volumen del yacimiento que estará

afectado durante el programa de inyección.

La presencia de lutitas no es necesariamente un problema, ya

que los estratos individuales de la roca del yacimiento pueden

mostrar un grado razonable de continuidad y uniformidad con

respecto a la permeabilidad, porosidad y saturación de petróleo.

Cuando existen discontinuidades verticales, esto es, cuerpos de

agua y de gas en la formación productora, las partes de lutitas

permitirán algunas veces realizar completaciones selectivas para

excluir o reducir las producciones de agua o gas y realizar

inyecciones selectivas de agua.

La distribución inicial de los fluidos en un yacimiento de

petróleo que se encuentra en equilibrio. Este parámetro es muy

importante en la determinación de la factibilidad de un proyecto de

inyección de agua. En efecto, cuanto mayor sea la saturación de

petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión, mayor será la

eficiencia de recobro y, si este elevado, el petróleo sobrepasado por

el agua será menor y el retorno de la inversión por lo general, será

mayor. Igualmente la saturación de petróleo residual que queda

después de la invasión esta relacionada con la adaptabilidad del

proceso, y mientras mas se pueda reducir este valor, mayor será el

recobro final y mayores las ganancias. Por esa razón la mayoría de los

nuevos métodos de desplazamiento de petróleo tienen como objetivo

lograr reducir la saturación de petróleo residual detrás del frente de

invasión.

También es de gran interés conocer la saturación del agua

connota, esencialmente para determinar a saturación de petróleo

inicial, bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de

petroleo que quedan ene le yacimiento después del las operaciones

primarias.

• Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas



Las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento tienen

efectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de

inyección en un yacimiento. Dentro de estos, la viscosidad del

petróleo y las permeabilidades relativas del yacimiento a los fluidos

desplazantes y desplazados son lo de mayor importancia, ya que

ambos factores afectan la razón de movilidad. En la ley de Darcy

existe un factor de proporcionalidad que relaciona la velocidad de un

fluido con el gradiente de presión.

Aplicaciones en venezuela

La inyeccion de agua se inicio en 1966, en el campo oficina, despues

de haber inyectado gas; pero la mayoria de estos proyectos fueron

suspendidos por presentar problemas de canalizacion.

En el occidente, las experiencias se remontaron el año 1959 cuando

se inyectaban las aguas efluentes de los yacimientos del lago de

Maracaibo con fines de mantenimiento de presion y de disponibilidad.

En 1979 comenza la inyeccion de agua mediante arreglos en la

cuenca de Maracaibo. La figura mostrada acontinuacion muestra que

existen 79 proyectos activos de inyeccion de agua que constribuyen

con el potencial aproximado de 1.000MBP, equivalente a un 40% de

la capacidad de produccion del pais.



Se observa que en Venezuela existen 66 proyectos de inyección de

agua por flanco, con un recobro final que varía entre 35 40%; 13

proyectos de inyección de agua por arreglos, con un recobro final

promedio del 29%; y 10 proyectos combinados de agua y gas, con un

porcentaje de recobro final promedio de 29%; y de 10 proyectos

combinados de agua y gas, con un porcentaje de recobro final

promedio de 41%.

Casos de campos en venezuela

Venezuela como pais petrolero tiene una larga historia de

aplicaciones de inyeccion de agua y de gas, solo por referencias se

mencionan algunos de los casos mas relevantes:

Inyeccion de agua en el yacimiento BACH-02 EN EL LAGO DE

Maracaibo

Este yacimiento posee un espesor neto de arena de 235 pies,

volumen de roca 5.768.418 acres-pies, porosidad 29,9%, saturacion

de petroleo inicial de 75,5%, factor de merma 0,93 y permeabilidad

1.650 md, area productiva de 22.673 acres, crudp de 15 ºAPI, POES

9.079 MMBN, factor de recobro final 29.5%, siendo este 20.3%

primario y 9.2% secundario, con reservas totales de 2.68 MMBNP de

las cuales las primarias son 1.482 MMBNP, 836 MMBN secundarias y

las reservas remanentes son 1.041 MMBNP. La presion inicial de

yacimiento fue 2.215 lpca a 4.000 pies y se han utilizado como

metodos de producciòn el levantamiento artificial por gas (LAG) y el

bombeo electrosumergible (BES).



Los mecanismos de producción del yacimiento son: empuje por

gas en solución, compactación y empuje hidráulico. El yacimiento ha

sido sometido a inyección de agua y gas, asi como a inyección

alternada de vapor usando pozos verticales, horizontales e inclinados.

Se han completado 1.162 pozos en el yacimiento de los cuales 539

permanecen activos con una producción a finales del año 2000 de

71,9 MBPD y una relacion agua-petróleo del 42.2%. El yacimiento ha

producido 1.649 MMBNP Y 994 MMMPCN de gas.

La inyección de agua por flancos se incio en julio de 1967 con el

objetivo de mantaner la presión, con una presión inicial de 1.200 lpca

y una presión actual de 900 lpca.

Inyeccion de agua en el yacimiento C-2, VLE 305

El yacimiento C-2, VLE 305bubicado en el centro del lago de

maracaibo, está conformado por las parcelas pertenecientes al

bloque V del campo lamar. Fue descubierto en noviembre de 1958

con la perforación del pozo LPG-1403; posteriormente fue perforado

el pozo VLE-305, comprobándose que ambos pozos pertenecían al

mismo yacimiento con una presion inicial de 5.500 LPC al datum.



Conclusiones

1. Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las

propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se

deben diseñar sistemas característicos para cada aplicación.

Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los

procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán

de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la

formación, así como, de las consideraciones económicas

correspondiente.

2. Dada la situación actual en el mercado de precios del

petróleo, la recuperación mejorada por agua constituye en una

de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los

yacimientos. Es por ello que deben mantenerse los esfuerzos

para desarrollar formulaciones que operen en un amplio

intervalo de condiciones de yacimiento y con una relacióncosto/efectividad adecuada que permitan su aplicación.

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