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INYECCION DE AGUA

JOHAN SEBASTIAN AREVALO POLANIA

PROFESOR: JAIME TRUJILLO

TECNIPETROLEOS PRODUCCION NEIVA – HUILA 27/05/2014

INTRODUCCION Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo, generalmente se han complementado mediante la inyección de agua y de gas como procesos secundarios de recobro con el fin de aumentar la energía y, en consecuencias, aumentar el recobro. Posteriormente se han utilizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha estado limitado por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial. Por estas razones, la inyección de agua y de gas continúan siendo los métodos convencionales mas utilizados para obtener un recobro extra de petróleo de los yacimientos. HISTORIA DE INYECCION DE AGUA La inyección de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de pithole, 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 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. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros año de 1980, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción. Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford. 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 la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio. Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco

y a que muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrollo la inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos. En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea, 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 5 pozos. Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria, constituyéndose en el proceso que más ha contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, mas de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua. TIPOS DE INYECCION  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. 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 disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande

3. No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión de agua. 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 de agua inyectada no se 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 yacimientos. 4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento. 5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento, y por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.  Inyección en arreglos o dispersa Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (leo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. 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, como se observa en la (figura 2.3).

Característica.

1. La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y posición de los pozos existentes. 2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal. 3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.  Ventajas. 1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. 2. Rápida respuesta del yacimiento. 3. Elevadas eficiencias de barrido areal. 4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. 5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

6. Rápida y respuesta de presiones. 7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.  Desventaja. 1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores. 2. Requiere mejor descripción de yacimiento. 3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es mas riesgosa. Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubicar los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentológica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irregular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las característica del yacimiento y optimizando el numero de pozos. INYECCION DE AGUA EN COLOMBIA de agua esta relaciona cerca de 250 proyectos en el mundo , doce deLa Inyección ellos realizados en Colombia, teniendo en cuenta que este método de recuperación secundaria de hidrocarburos es uno de los más utilizados en el sector petrolero. La media mundial indica que el 40% de los campos petroleros implementan este método, mientras en Colombia equivale al 20% y en Estados Unidos al 51%. Considerando los ritmos de producción y reservas de crudo en Colombia, se implementó la inyección de agua por ser el método que prevalece sobre las alternativas de inyección de fluidos, debido a que el agua es un recurso disponible, el proceso es relativamente fácil por la carga hidrostática que se

logra en el pozo, se transporta sin mayores inconvenientes a través de una formación y por la eficiencia que ofrece para el desplazamiento del aceite. NOTA:  Recuperación de hidrocarburos Durante la producción de crudo de los yacimientos se presentan tres etapas: en la primera, denominada producción primaria, el crudo se obtiene gracias a la energía propia que posee el yacimiento; una vez se agota esta energía, entra la etapa de recuperación secundaria, cuando es necesario inyectar otra fuente de energía al yacimiento para ayudarle al proceso, como agua o gas, y el agua es la que mejor resultados ofrece a la operación. La tercera etapa es conocida como recuperación terciaria o mejorada, en la cual el principal mecanismo de operación no es el proveerle una fuente de energía al yacimiento, sino modificar ciertas propiedades físicas de la roca y los fluidos, para favorecer el desplazamiento del aceite; esto se logra mediante la inyección de fluidos al yacimiento como vapor, solventes y aire, entre otros. En Colombia el recobro primario equivale al 17% y el secundario al 5%, mientras que en el mundo el recobro primario equivale al 15% y el secundario, con inyección de agua, es del 20%, de acuerdo con datos de Exploring the Frontiers of Technology, de Halliburton.

QUE ES INYECCION DE AGUA? La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua. La primera operación conocida de inyección de agua fue efectuada hace mas de 100 años en el área de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin embargo, el uso de esta técnica no fue muy usada hasta la década de los cuarenta.

Bajo condiciones favorables, la inyección de agua es un método efectivo para recuperar petróleo adicional de un reservorio. Los factores que son favorables para una alta recuperación por inyección de agua incluye: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y continuidad del reservorio. Muchos proyectos de inyección de agua son "patrones de inyección" donde los pozos de inyección y producción son alternados en un patrón regular. Una de las primeras consideraciones en la planificación de un proyecto de inyección de agua es localizar una fuente accesible de agua para la inyección. El agua salada es usualmente preferida a la agua fresca, y en algunos casos sé prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca para la inyección. CARACTERÍSTICAS QUE DEVÉN DE TENER LAS AGUAS DE INYECCIÓN : 1. El agua no debe ser corrosiva. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno son dos fuentes comunes de problemas de corrosión.

2. El agua no debe depositar minerales bajo condiciones de operación. El encostra miento (Scale) se puede formar de la mezcla de aguas incompatibles o debido a cambios físicos que causan que el agua se convierta en súper saturada. El encostra miento mineral depositado por el agua usualmente consiste de uno o más de los siguientes compuestos químicos: BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3. El encostra miento mineral dentro del sistema de inyección no solo reduce la capacidad de flujo sino también proporciona un medio para que ocurra corrosión. 3. El agua no debe contener sólidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. Los materiales que pueden estar presentes como material suspendido son los compuestos que forman encostra miento tal como los mencionados en el punto anterior, limo, petróleo, microorganismos y otro material orgánico.

4. El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales arcillosos presentes en la formación. La importancia de esta consideración depende de la cantidad y tipo de minerales arcillosos presentes en la formación, así como de las sales minerales disueltas en el agua inyectada y permeabilidad de la roca. 5. La salmuera debe ser compatible con el agua presente inicialmente en la formación. El agua producida e inyectada debe ser manipulada separadamente, si no son completamente compatibles. La geometría y continuidad del reservorio son importantes consideraciones en el diseño de una inyección de agua. Si el reservorio tiene buzamiento, una inyección periférica podría tener una mayor eficiencia de barrido que un patrón de inyección. La eficiencia de barrido puede ser definida como la fracción de la formación que esta en contacto con el fluido inyectado. La continuidad desde el pozo de inyección hacia el productor es esencial para el éxito de la inyección, y reservorios muy fallados son frecuentemente pobres candidatos para la inyección. La profundidad del reservorio es otro factor que debe ser considerado en el diseño de una inyección de agua. El agua debe ser inyectada a una presión de tal manera que no fracture la formación. Si la presión de fractura miento se excede, el agua fluirá a través de la fractura hacia el pozo de producción. La viscosidad del petróleo es la mayor consideración para determinar el comportamiento de la inyección. Si todos los otros factores son los mismos, la recuperación de petróleo para un petróleo ligero será mayor que para un petróleo pesado. La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relación de la permeabilidad efectiva a la viscosidad. La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petróleo es influenciado fuertemente por la relación de movilidad M, definido como la relación de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido desplazado.

La cantidad de petróleo en sitio es directamente proporcional a la porosidad, saturación de petróleo y espesor del reservorio. La magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son consideraciones importantes. Si la permeabilidad es muy baja no será posible inyectar agua a altas tasas. Capas con alta permeabilidad y que son continuas entre el pozo inyector y productor causarán temprana irrupción del frente de agua en los pozos de producción y dejarán de lado petróleo en zonas de baja permeabilidad. El-Khatib concluyó a partir de un modelo matemático que el flujo cruzado entre capas (crossflow) mejora la recuperación de petróleo para sistemas con relaciones de movilidad favorable COMO FUNCIONA ? 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 taza 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.