Métodos de Recuperación Secundaria: Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos

Supuestos del Método Dykstra-Parsons

• Formación estratificada horizontal de pozo a pozo. Cada estrato posee permeabilidades, porosidades y espesores uniformes, pero diferentes entre cada estrato.
• No hay flujo cruzado de fluidos entre arenas.
• Todas las capas tienen las mismas permeabilidades relativas al petróleo y agua.
• El desplazamiento es de tipo pistón sin fuga, es decir, detrás del frente solo fluye agua y delante solo petróleo.
• Las saturaciones de gas en el banco son iguales a cero.
• Los fluidos son incompresibles.
• La caída de presión a través de cada estrato es la misma.
• Tasa de inyección constante.
• No considera las fuerzas gravitacionales y viscosas.
• Área de flujo constante.
• Razón de movilidad distinta a 1.

Supuestos del Método Stiles

• Flujo lineal y continuo.
• Las tasas de producción e inyección en cada capa son proporcionales a su permeabilidad (K) y a la movilidad del fluido producido.
• La razón de movilidad será igual a 1.
• Todas las capas tienen las mismas características a excepción de sus permeabilidades (K).
• En todas las capas los cambios de saturación de petróleo (So) como consecuencia de la invasión son los mismos.
• La eficiencia de barrido areal después de la ruptura se mantiene constante.
• A un determinado tiempo solo se está produciendo un fluido a través de una capa.
• Considera el desplazamiento de tipo pistón sin fuga (DTPSF).

Comparativa entre Inyección de Agua e Inyección de Gas

Eficiencia de Desplazamiento

El agua es más eficiente que el gas en desplazar el petróleo por las siguientes razones:

• Tiene mayor viscosidad.
• Menor movilidad.
• Las rocas presentan menor permeabilidad efectiva del agua que al gas.

Esto produce una razón de movilidad agua-petróleo menor que la de gas-petróleo y, por lo tanto, las eficiencias de barrido y de desplazamiento son mayores en el caso del agua.

Imbibición

En yacimientos hidrófilos naturalmente fracturados, el agua desplaza el petróleo de las fracturas por empuje viscoso y de la matriz por imbibición. La imbibición también ayuda en el desplazamiento de petróleo por agua en yacimientos con variación vertical de permeabilidad donde las capas tienen continuidad vertical. La imbibición logra que el agua penetre en las capas de menor permeabilidad y desplace el petróleo hacia las más permeables.

Segregación Gravitacional

Es mayor en la inyección de gas que en la de agua debido a que la diferencia de densidades petróleo-gas es alrededor de 5 veces mayor que la de agua-petróleo. Esto en algunos casos beneficia la inyección de gas y en otros la perjudica.

Yacimientos Horizontales

Cuando se inyecta y se produce por todo el espesor de la formación, el efecto negativo de la segregación gravitacional sobre la eficiencia vertical de barrido es mayor en la inyección de gas que en la de agua. Sin embargo, si el yacimiento horizontal es de gran espesor (>100 pies), se puede formar una capa secundaria de gas que es muy eficiente en el desplazamiento de petróleo. Para que ocurra segregación del gas se requiere que el yacimiento tenga una permeabilidad vertical mayor de 200 md.

Yacimientos Inclinados

Debido a la segregación gravitacional, es más eficiente el desplazamiento buzamiento abajo de petróleo por gas que buzamiento arriba de petróleo por agua en yacimientos inclinados.

Recuperación Terciaria por Inyección de Agua luego de Inyección de Gas

(Continuará...)