Inyección de Agua en Yacimientos Petrolíferos

Presión de Inyección

La presión de inyección debe ser inferior a la presión de fracturamiento de la formación. Thomas y Cols. recomiendan calcular la máxima presión de inyección en base a un gradiente de presión hidrostática de 0,75 lpc/pie, lo cual da un margen de seguridad para no fracturar la formación.

Fracturas artificiales profundas (>250' de profundidad) inducidas por altas presiones de inyección producen bajas eficiencias de barrido ya que el fluido de inyección tiende a canalizarse rápidamente a través de las fracturas hacia los pozos de producción. En los pozos se pueden instalar controladores de presión para evitar que la presión alcance un valor que fracture la formación. Si se logra crear fracturas perpendiculares a las líneas de flujo entre el pozo de inyección y producción se mejoraría la eficiencia de barrido ya que la fractura se comportaría como un surtidor distribuyendo arealmente el fluido inyectado.

La presión óptima del yacimiento a la cual se debe invadir éste es la del punto de burbujeo, para maximizar el recobro de petróleo fiscal.

Ventajas

• El petróleo residual tiene la máxima cantidad de gas en solución lo cual genera un factor volumétrico máximo y un volumen mínimo en barriles fiscales.
• A esta presión la viscosidad del petróleo es mínima, lo cual mejora la razón de movilidad y las eficiencias de desplazamiento y de barrido.
• Los pozos productores tienen el máximo índice de productividad.
• No hay retraso en la respuesta del yacimiento a la invasión ya que este se encuentra lleno de líquido.

Desventajas

• Se requieren altas presiones de inyección lo cual incrementa los costos.
• Grandes inversiones al comienzo de la vida productiva del yacimiento cuando es más económico producir el yacimiento por su propia energía.

Tasa de Inyección

Craig concluye que es imposible hacer una recomendación general sobre su rango óptimo que aplique a todos los proyectos debido a la variación de las características de los yacimientos. Sin embargo, en la escogencia de la tasa de inyección se debe tener en cuenta:

• En yacimientos inclinados, bajas tasas de inyección favorecen la segregación gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa del frente de invasión.
• En yacimientos naturalmente fracturados también es beneficioso bajas tasas de inyección de agua ya que esto favorece la imbibición del agua en la matriz y su segregación gravitacional en las fracturas.
• En yacimientos horizontales, altas tasas de inyección disminuyen el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia vertical de barrido pero pueden producir inestabilidad viscosa del frente que se manifiesta por una rápida canalización del fluido desplazante.
• En general, bajas tasas de inyección afectan negativamente la economía de un proyecto porque tarda mucho la recuperación de la inversión.

Fallas de los Proyectos de Inyección de Fluidos

Heterogeneidad del Yacimiento

Entre las heterogeneidades más comunes se encuentran:

• Variaciones areales y verticales de permeabilidad.
• Lenticularidad de las arenas.
• Fracturas naturales e inducidas.
• Permeabilidad direccional.
• Falta de comunicación entre los pozos de inyección y producción.

Cuando el yacimiento es muy heterogéneo es preferible no someterlo a procesos de desplazamiento de pozo a pozo pero sí realizar estimulación de los pozos productores. Si la heterogeneidad es limitada se puede intentar inyección selectiva en las arenas más continuas y de mejor desarrollo y perforar pozos interespaciados.

Razón de Movilidad

Razones de movilidad desfavorables (M<1) debido a que la movilidad del fluido desplazante es mayor que la del fluido desplazado, producen:

• Inestabilidad viscosa del frente de invasión.
• Pronta irrupción del fluido desplazante en los pozos de producción.
• Bajas eficiencias de barrido.

Para evitar la inestabilidad viscosa se recomienda tener en cuenta los siguientes límites de viscosidad en proyectos de inyección:

Para agua: μo < 50-60cps, para gas: μo < 2cps.

Existen varias formas de mejorar la razón de movilidad en proyectos de inyección de agua o gas. Los más usados en la práctica son:

• Inyección de soluciones de polímeros.
• Inyección de Dióxido de Carbono.
• Inyección de tapones alternados de agua y gas.
• Procesos térmicos de recobro.

Segregación Gravitacional en Yacimientos Horizontales

En estos yacimientos el agua inyectada tiende a ocupar la base de la arena y el gas el tope. El problema es mayor en el caso de inyección de gas. En yacimientos horizontales la segregación produce bajas eficiencias verticales de barrido. Soluciones parciales para este problema son la inyección y producción selectiva.

Efectos de Resaturación

El espacio ocupado por el gas en zonas no barridas por agua se resatura con petróleo durante la invasión y de esta manera el banco de petróleo es disminuido o disipado. Estas porciones no barridas pueden ser lentes de baja permeabilidad o zonas sin drenaje adecuado. De acuerdo a Craig las dos condiciones necesarias para que ocurra la resaturación a tal punto que disminuya el recobro de petróleo significativamente son:

• Que haya una saturación de gas libre previa a la inyección de agua.
• Que el yacimiento sea heterogéneo o que haya una porción grande del yacimiento sin drenaje detrás de la última fila de pozos productores.

Factor de Reemplazo

Aunque en la mayoría de los proyectos de inyección de agua o gas en Venezuela se ha reportado que el factor de reemplazo es mayor que 1, la P de los yacimientos ha declinado en el tiempo, esto disminuye las tasas de producción de petróleo y el recobro final. Posibles explicaciones a este fenómeno podrían ser que el fluido inyectado se canaliza por arenas muy permeables sin drenaje adecuado, que el fluido inyectado se fuga hacia otras arenas por comunicación en los pozos o por coalescencia entre lentes, o que los sistemas de medición no funcionan adecuadamente. Una forma de mantener FR=1 es haciendo un balance de los fluidos inyectados y producidos por arreglo, lo cual minimiza la migración de petróleo a través de los límites de los arreglos, mejora la captura del petróleo movilizado y reduce el volumen de agua reciclada. Esta técnica incrementa la eficiencia de barrido.

Altas Razones Agua-Petróleo

Problemas que se presentan:

• Rápida declinación de la productividad de los pozos.
• Aumento de los costos del manejo del agua producida.
• Aumento de los problemas de deshidratación del petróleo.
• Deterioro de la productividad de los pozos por la migración de finos.
• Arenamiento de los pozos.
• Producción de arena que deteriora las facilidades de producción.
• Prematuro cierre de los pozos por alta producción de agua que hace antieconómica su producción.

Control temporal de las altas relaciones agua-petróleo:

• Si la producción de agua y petróleo provienen de lentes o zonas diferentes, el tratamiento más adecuado es taponar las zonas productoras de agua con cemento, resinas o geles de silicato.
• Si el agua y el petróleo provienen de las mismas arenas, o de zonas difíciles de distinguir cuáles producen agua y cuáles petróleo, es preferible usar barreras selectivas en todas las zonas por medio de polímeros que bloquean la producción de agua sin afectar la producción de petróleo y gas.

Altas Relaciones Gas-Petróleo

Las elevadas relaciones gas-petróleo que se tienen luego que ocurre la irrupción del gas no generan tantos problemas como las altas razones agua-petróleo. Por el contrario, la presencia de gas en los pozos gasifica la columna de petróleo y se puede lograr que el pozo vuelva a fluir naturalmente. Si luego de la irrupción del gas la presión de los pozos de inyección no cambia, la presión de fondo fluyente de los pozos de producción aumenta debido a la menor caída de presión a través de los canales de gas formados entre los pozos de inyección y producción.

Hinchamiento y Dispersión-Migración de Arcillas

La presencia de arcillas en formaciones petrolíferas produce: Reducción de la permeabilidad por hinchamiento y dispersión-migración de las arcillas, aumento de la saturación irreducible de agua, alteración de la respuesta de los registros eléctricos.

El hinchamiento de las arcillas se genera por imbibición del agua dentro de su estructura cristalina lo cual produce un incremento en su volumen taponando los poros donde se encuentra y reduciendo drásticamente la permeabilidad. Esto ocurre cuando la arcilla se pone en contacto con agua dulce o de menor salinidad que el agua connata. El daño producido por las arcillas en contacto con agua de baja salinidad es irreversible y requiere de una estimulación ácida para removerlo.

Para mantener las arcillas estables se deben asegurar que la salinidad del agua que entra a la formación será igual o mayor que la del agua connata. Para evitar el hinchamiento y la dispersión-migración de las arcillas se pueden estabilizar haciendo un pretratamiento con: Sales de NH4, K, Al. Polímeros orgánicos catiónicos (para formaciones K>30md). Oligómero, producto orgánico de bajo peso molecular (para formaciones con K<30md).

Problemas Operacionales

Los más graves y que pueden ser responsables por la falla de un proyecto son los que tienen que ver con la calidad del fluido de inyección. Problemas que produce la inyección de un fluido de baja calidad:

• Elevadas presiones de inyección.
• Reducción de la eficiencia de barrido y por tanto del recobro de petróleo.
• Corrosión de los pozos de inyección.
• Taponamiento de la formación y reducción de la inyectividad.
• Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección.

Calidad del Gas de Inyección

Las impurezas más comunes son el H2S, CO2 y residuos carbonosos. Los componentes corrosivos del gas natural se pueden eliminar por medio de procesos de endulzamiento y los residuos carbonosos provenientes del aceite lubricante usado en los cilindros compresores se pueden eliminar por filtración. Estos pueden producir taponamiento de las arenas.

Calidad del Agua de Inyección

Pruebas de laboratorio deben ser hechas para asegurar que el agua de inyección sea compatible con el agua de yacimiento y no reaccione adversamente con los minerales arcillosos de la roca. Daño de la formación debido a sólidos inyectados o taponamiento por migración de partículas o por hinchamiento de arcillas pueden causar distribución indeseable de agua entre las zonas del yacimiento y reducir drásticamente la tasa de inyección de agua.

Sólidos en Suspensión

La remoción de sólidos suspendidos del agua de inyección es considerada indispensable en la mayoría de los proyectos de inyección de agua. Esta remoción se puede hacer por filtración, flotación, coagulación, etc. El método más práctico y sencillo es el de filtración. Si el agua no se filtra adecuadamente los sólidos suspendidos pueden taponar los espacios de la roca o formar un cake impermeable sobre la cara de la arena reduciéndose en ambos casos la inyectividad de los pozos.

Contenido de Crudo

El crudo al entrar en contacto con la arena puede reducir la permeabilidad efectiva del agua y por tanto disminuir la inyectividad. Cuando la tasa de inyección es reducida drásticamente por la presencia de crudo en el agua, el tratamiento más adecuado es la inyección de un tapón de detergente para limpiar la cara de la arena.

Sólidos Disueltos

Entre los sólidos disueltos en el agua se pueden mencionar cationes de hierro, manganeso, bario, calcio y magnesio. De estos, el hierro es probablemente el que causa mayor taponamiento de los pozos de inyección.

Gases Corrosivos Disueltos

En algunas oportunidades el agua de inyección contiene gases corrosivos tales como H2S, CO2, O2. Los dos primeros pueden ser eliminados del agua por aireación el cual consiste en soplar aire a través del agua. El oxígeno se elimina por medio de tratamiento químico. De los 3 gases el oxígeno es el más común y el que más problemas produce. El O2 disuelto en agua salada produce corrosión y cuando el agua contiene hierro disuelto, la presencia de O2, causa precipitación de hidróxido ferroso.

Presencia de Bacterias

Todas las aguas usadas en el desplazamiento de petróleo deben ser analizadas para establecer su contenido de bacterias. Estos organismos microscópicos pueden taponar filtros y pozos de inyección y además pueden causar corrosión. El contenido total de bacterias debe ser inferior a 10000 bacterias por mililitro de agua dependiendo de la permeabilidad del yacimiento. El control de las bacterias puede ser realizado tratando químicamente el agua, con: cloro, aminas, compuestos amoniacales, fenoles, etc.

Recomendaciones Finales

Una calidad pobre del agua de inyección produce graves problemas en los pozos los cuales requieren constantemente trabajos costosos de reacondicionamiento tales como suaveo, limpieza, acidificación, y fracturamiento limitado para mantener a un nivel aceptable su inyectividad.

Para tratar de evitar los problemas mencionados diseñando un sistema de tratamiento de aguas apropiado, la compañía debe disponer de los análisis químicos, físicos y biológicos del agua de inyección, así como también de un estudio sobre la compatibilidad entre ella y el agua y minerales arcillosos del yacimiento.