Optimización de la Recuperación de Petróleo: Desplazamiento por Inyección de Agua y Gas

Fases del Desplazamiento

1. Antes de la Ruptura: En esta fase, se produce la mayor cantidad del fluido de interés y no existe producción del fluido inyectado, a menos que ya exista fluido móvil de su tipo.
2. Durante la Ruptura: Se evidencia la primera aparición del fluido de inyección a través del pozo productor. A partir de entonces, existe una disminución en la tasa de petróleo.
3. Posterior a la Ruptura: Se siguen produciendo cantidades apreciables de petróleo y fluido de inyección. La tasa de petróleo va en descenso y la del fluido inyectado en aumento.

Tipos de Desplazamiento Pistón

• Desplazamiento Pistón sin Fugas: Ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona, la saturación del fluido desplazante es máxima y la del petróleo es la residual.
• Desplazamiento Pistón con Fugas: En este caso, el petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida, donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.

Mecanismos de Desplazamiento en la Inyección de Agua

Proceso no continuo donde la saturación de los fluidos cambia con el tiempo. Las permeabilidades relativas varían con la saturación y, como consecuencia, cambian las viscosidades y la presión.

Condiciones Durante la Inyección de Agua

• Antes de la Invasión: La presión del yacimiento es menor a la presión de burbuja (PB), la saturación de agua connata (Swc) es constante en el yacimiento, pueden existir los tres fluidos en el yacimiento (agua, petróleo y gas), la saturación de petróleo (So) es igual a la saturación de petróleo original (Soa), la presión de inyección es mayor a la PB y el desplazamiento es lineal.
• Durante la Invasión: Existe la formación de un banco de petróleo y agua. En la zona cercana al punto de inyección (P.I), el nivel de presión es mayor y se desplaza un volumen de gas libre. Una vez que se ha producido el gas libre, ocurre lo que se llama "llene". Para que ocurra el llene, la cantidad de agua inyectada debe ser igual al volumen poroso ocupado por el gas.
• Ruptura: El comienzo de la producción significativa de una cantidad de agua a través del pozo productor (P.P) indica la ruptura. Si la saturación de agua irreducible (Swi) es inmóvil antes de la ruptura, no se producirá agua. Luego del llene, la tasa de petróleo aumenta y eventualmente es igual a la tasa del agua.
• Posterior a la Ruptura: La producción de agua aumenta a expensas de la producción de petróleo. El proceso finalizará cuando la tasa de petróleo no sea económicamente rentable. Al finalizar el proceso, solo quedará en el yacimiento agua, petróleo y gas crítico.

Mecanismos en la Inyección de Gas

1. Eliminación de Depósitos Sólidos: En la zona cercana al P.I, se puede remover la obstrucción de los canales porosos interconectados, aumentando las tasas de petróleo y mejorando la inyectabilidad del P.I.
2. Reducción de Viscosidad: En la zona cercana al P.I, una parte del gas inyectado se disuelve dentro del petróleo, generando una zona de petróleo de menor viscosidad, mejorando su movilidad.
3. Aumento de la Energía del Yacimiento: El efecto del aumento de energía al yacimiento, por efecto de la inyección de gas a elevadas presiones, dura mientras exista la inyectabilidad.
4. Vaporización: Al estar en contacto el gas inyectado con el petróleo, moléculas de este último son captadas por la fase gaseosa, creándose vapor que se mueve hacia los P.P.

Método de Buckley y Leverett

Yacimientos homogéneos fueron tomados en cuenta para la predicción de la inyectabilidad de agua y gas. Desplazamiento lineal donde existe un fluido desplazante y uno desplazado. El fluido desplazante tiene mayor movilidad que el fluido desplazado. Condiciones de equilibrio (presión y temperatura constantes) y desplazamiento pistón con fugas.

Tipos de Inyección de Gas

• Inyección de Gas Interna o Dispersa: Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado.
• Inyección de Gas Externa: 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 debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.

Factores que Controlan la Recuperación por Inyección de Agua y Gas

• Geometría del yacimiento
• Litología
• Profundidad del yacimiento
• Porosidad
• Permeabilidad
• Continuidad de las propiedades de la roca