RECUPERACION SECUNDARIA INYECCION DE AGUA
INYECCION DE AGUA
Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son: Primaria, Secundaria y Terciaria o mejorada. .
PRIMARIA
Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son: Primaria, Secundaria y Terciaria o mejorada. .
La fase primaria es producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o gases miscibles para extraer el crudo.
Debido a la variedad de los métodos de recuperación existentes, se hace una evaluación del yacimiento para saber cual es el método más adecuado de recobro. Por lo general se examinan las propiedades de los fluidos, continuidad de la formación, mecánica de las rocas, tecnología de perforación, opciones de terminación de pozos, simulación de la producción e instalaciones de superficie.
Se debe tener en cuenta que las fases no llevan un orden estricto, ya que se podrían utilizar dependiendo de las necesidades existentes en el pozo, es decir, que podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera más favorable para la producción del yacimiento. .
Transporte en el yacimiento : El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del pozo, rw, donde la presión es Pwfs. En este nodo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo ( Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras mas grande sea el pozo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.
Transporte en las perforaciones : Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf .
Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión
Pwh.
Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf , luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.
Capacidad de producción del sistema. La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie .
La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep: Pws – Psep = ∆Py + ∆ Pc + ∆ Pp + ∆ Pl Donde: ∆ Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). ∆ Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, ∆ Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). ∆ Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)
INYECCIÓN DE AGUA Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarentas.
“Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos”.
Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características:
No debe ser corrosivo Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de incrustaciones por lo que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales. Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección.
Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos. El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.
Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial
Tipos de inyección Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos productores e inyectores, tales como:
Inyección periférica o externa Inyección en arreglos o dispersa
Inyección periférica o externa Se basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto aguapetróleo. Características: Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento. Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar donde se encuentra el petróleo.
Inyección en arreglos o dispersa Se encarga de inyectar agua en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna.
Características: Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los limites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa. Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden arreglados como en la primera etapa de recuperación
La distribución inicial de los fluidos en un yacimiento que se encuentra en equilibrio es un parámetro muy importante en la determinación de la factibilidad de un proyecto de inyección de agua. Cuanto mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión, mayor será la eficiencia en el recobro, y si seste es elevado, el petróleo sobre pasado por el agua, será menor y el retorno de la inversión será mayor La saturación de petróleo residual que queda después de la invasión, esta relacionada con la adaptabilidad del proceso, y mientras se pueda reducir mas este valor, mayor será el recobro final Por esa razón los métodos de desplazamiento de petróleo tiene como objetivo lograr reducir la saturación de petróleo residual detrás del frente de invasión
Para utilizar las ecuaciones anteriores se requieren datos de tensión interfacial y del ángulo de contacto. En ausencia de datos se pueden utilizar :
L
La Imbibición se define como el desplazamiento de un fluido viscoso por otro fluido inmiscible con este. Este proceso es controlado, y se ve afectado, por varios factores: capilaridad y el cociente de movilidad
La figura muestra las saturaciones de los fluidos en el momento que se alcanza la ruptura
Considera una formación homogénea, con permeabilidad ( k ), porosidad ( Ø ), saturada con petróleo y agua connata, sometida a la inyección de fluidos a un caudal de ( q1 ), la formación se encuentra inclinada un cierto ángulo ( α) con respecto a la horizontal y tiene una longitud ( L ) y un área seccional ( A )
