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INYECCION DE AGUA, Proceso convencional de Recobro Secundario…
INYECCION DE AGUA
Proceso convencional de Recobro Secundario complementario a las fuerzas primarias del yacimiento.
PERSIGUE LOS OBJETIVOS DE:
Aumentar la Energía del yacimiento.
Mantener Presión en el yacimiento.
Desplazar el Crudo Móvil.
Aumentar el Factor de Recobro (obteniendo un "recobro extra" de petróleo).
ES EL FLUIDO MÁS UTILIZADO DEBIDO A:
Disponibilidad cercana a la mayoría de los yacimientos.
Costo de Inyección usualmente bajo.
Relación de Movilidad más favorable respecto a crudo liviano/mediano (comparado con el gas).
Capacidad de Penetración en poros de menor diámetro (en rocas con mojabilidad intermedia o preferencial al agua).
Costos de Transporte y Procesamiento en superficie menores.
TIPOS DE INYECCION DE AGUA: La Inyección de agua se clasifica según la ubicación del punto de inyección con respecto a la zona de petróleo:
1. INYECCIÓN DE AGUA PERIFÉRICA O EXTERNA
CONSISTE EN: Inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento, cerca del contacto Agua-Petróleo (en el acuífero).
SE CONOCE TAMBIÉN COMO: Inyección Tradicional.
CARACTERÍSTICAS DE USO:
Aplicable cuando la descripción del yacimiento es pobre.
Estructura del yacimiento favorece la inyección por los flancos.
VENTAJAS ASOCIADAS:
Uso de pocos pozos.
Posibilidad de usar pozos productores viejos como inyectores (disminuye inversión).
No requiere descripción detallada del yacimiento para iniciar.
Rendimiento de recobro alto con un mínimo de producción de agua (disminuye costos de separación en superficie).
DESVENTAJAS CRÍTICAS:
Una porción del agua inyectada no desplaza petróleo.
Lento seguimiento detallado del frente de invasión.
Proceso de invasión y desplazamiento lento (recuperación de la inversión a largo plazo).
Puede fallar si no hay buena comunicación entre periferia y yacimiento.
2. INYECCIÓN DE AGUA EN ARREGLOS O DISPERSA
CONSISTE EN: Inyectar el agua dentro de la zona de petróleo, donde el fluido desplaza el crudo/gas hacia los pozos productores a través de un arreglo geométrico de pozos inyectores.
SE CONOCE TAMBIÉN COMO: Inyección de Agua Interna.
CARACTERÍSTICAS DE USO:
Empleada en yacimientos con poco buzamiento y gran extensión areal.
La selección del arreglo depende de la estructura, límites, continuidad de arenas, permeabilidad y porosidad.
Requiere la conversión o perforación de un número apreciable de pozos inyectores interespaciados.
VENTAJAS ASOCIADAS:
Produce una invasión más rápida (en yacimientos homogéneos con alta densidad de pozos).
Rápida respuesta del yacimiento y en presiones.
Elevada Eficiencia de Barrido Areal ($E_{a}$).
Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.
Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades.
DESVENTAJAS CRÍTICAS:
Mayor inversión debido al alto número de pozos inyectores.
Requiere mejor descripción del yacimiento.
Exige un mayor control y recursos humanos.
III. FUENTES Y REQUERIMIENTOS DE CALIDAD DEL AGUA
A. PRINCIPALES FUENTES DE AGUA
Acuíferos Superficiales: Preferiblemente aquellos cuya calidad no es apta para consumo humano.
Agua Superficial: Proveniente de ríos, lagos o mares.
Agua Proveniente del Yacimiento Explotado: Requiere tratamiento para reinyección.
B. CALIDAD DEL AGUA (Aspecto Crítico)
La calidad del agua es indispensable para el éxito y debe cumplir con las siguientes CONDICIONES para evitar problemas de inyectividad, productividad e integridad:
Compatibilidad con la Roca del Yacimiento:
OBJETIVO: Evitar reacciones de disolución, precipitación de minerales e hinchamiento de arcillas (que disminuyen la permeabilidad y la inyectividad).
Compatibilidad con el Agua de Formación:
OBJETIVO: Evitar el desbalance químico de sales disueltas que pueda causar la formación y precipitación de escamas (trayendo serios problemas en la inyección y la producción).
Gases Corrosivos en Solución:
CONTROL REQUERIDO: Mantener concentraciones adecuadas de gases (O₂, CO₂, H₂S) para evitar acelerar el proceso corrosivo en las facilidades de inyección y producción.
Tamaño de Sólidos en Suspensión:
CONTROL REQUERIDO: El tamaño máximo debe ser controlado mediante filtrado para evitar la disminución de permeabilidad en el entorno del pozo inyector.
Control de Bacterias:
CONTROL REQUERIDO: Prevenir el incremento de corrosión, taponamiento y la conversión del crudo a "agrio" (lo cual es intolerable para la refinación).
IV. EFICIENCIA DEL PROCESO Y PARÁMETROS CLAVE
La I.A. busca optimizar el Factor de Recobro (Incremento) a través de la multiplicación de sus eficiencias:
$$\text{Factor de Recobro} \approx \text{Eficiencia Volumétrica } (E_v) \times \text{Eficiencia de Desplazamiento } (E_d)$$
1. EFICIENCIA VOLUMÉTRICA ($E_v$)
DEFINICIÓN: Describe la porción del yacimiento invadida por el agua inyectada.
SE OPTIMIZA MEDIANTE:
Optimización de patrones de inyección.
Optimización de la arquitectura y geometría de pozos.
AFECTADA POR: La Razón de Movilidad ($M$), un parámetro adimensional que describe fundamentalmente la eficiencia de barrido volumétrica, dada por la Ecuación 1:
$$M = \frac{(K_{r_{agua}} / \mu_{agua})}{(K_{r_{petróleo}} / \mu_{petróleo})}$$
(Donde $K_r$ es la Permeabilidad Relativa y $\mu$ es la Viscosidad).
2. EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO MICROSCÓPICA ($E_d$)
DEFINICIÓN: Describe la eficiencia con la que el agua es capaz de remover el petróleo de los poros invadidos.
SU VALOR MÁXIMO ESTÁ DETERMINADO POR: La Saturación Residual de Crudo al Agua ($S_{orw}$), obtenida mediante pruebas de desplazamiento en núcleos.
MEJORAMIENTO POSIBLE: Puede ser alterada mediante la aplicación de otros procesos de Recuperación Mejorada (EOR), como los procesos miscibles.
Randy Arturo Hurtado Figueroa
