recuperacion secundaria de petroleo
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RECUPERACION
SECUNDARIA
RECUPEACIÓN
SECUNDARIA
Objetivo:
Identificar los conceptos básicos de la ingeniería de yacimientos, aplicando
los métodos empleados en la Recuperación Secundaria de hidrocarburos
buscando elevar el factor de recuperación de los yacimientos, al obtener un
volumen incremental de hidrocarburos.
Historia
La inyección de agua como un método de recuperación secundaria se
descubrió accidentalmente en el año 1870, en la ciudad de Pithole, al oeste
de Pennsylvania, cuando una fuga en una formación acuífera redujo la
producción del pozo afectado, pero aumentó la producción de los pozos
vecinos.
Hoy en día es el principal y más conocido de los métodos convencionales de
recuperación secundaria de aceite, habiéndose constituido hasta esta fecha
en el proceso que más ha contribuido a la recuperación extra de aceite.
Se caracteriza por la eficiencia del agua para desplazar a los hidrocarburos
del medio que invade, y porque aumenta rápidamente la presión del
yacimiento.
INTRODUCCIÓN
Los procesos de inyección de agua y gas han sido los métodos convencionales de
recuperación más utilizados en los yacimientos de aceite y gas con el fin de aumentar
su energía.
De acuerdo con los resultados obtenidos en varios proyectos exitosos, la inyección de
gas actúa mejor en yacimientos bajo saturados y en aquellos mojados por aceite.
En yacimientos que contengan aceite saturado, es preferible la inyección de agua, si
la permeabilidad del yacimiento es suficientemente alta.
En yacimientos que contengan aceite volátil se pueden aplicar otros métodos como la
inyección de gas miscible.
En yacimientos heterogéneos mojados por agua resulta más eficiente la
inyección de agua debido a la imbibición espontánea del agua, lo cual no
ocurre con la inyección de gas.
Entre estos fluidos, el agua ha sido la que tiene más ventajas y aún cuando
se han desarrollado otras técnicas de recuperación secundaria, continúa
siendo el método más atractivo para obtener cantidades adicionales de
aceite debido a su alta disponibilidad y bajo costo.
LOCALIZACIÓN DE POZOS DE
INYECCIÓN YPRODUCCIÓN
De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la
inyección de agua o de gas se puede llevar a cabo de dos formas diferentes :
• Inyección periférica o central e
• Inyección en arreglos.
Inyección Periférica
En este proceso los pozos inyectores están agrupados en la parte central del
yacimiento, y los productores en la periferia. Este tipo de inyección ocurre
en los siguientes casos:
Yacimiento con una capa de gas en la cual se
inyecta gas:
Si el yacimiento es una estructura anticlinal regular, los pozos de inyección
se agrupan en la parte alta de la estructura (cresta), o tope del anticlinal.
Yacimiento anticlinal con un acuífero
en el cual se inyecta agua
En este caso los pozos inyectores forman un anillo alrededor del yacimiento
Yacimiento monoclinal con una capa de gas
o acuífero donde se inyecta agua y/o gas
Inyección Externa de Agua o Periférica
Inyección Externa de Agua o Periférica
En este proceso se inyecta agua fuera de la zona de aceite en los flancos del yacimiento.
Se conoce también como inyección tradicional o demantenimiento de presión. Generalmente, el agua se inyecta en elacuífero, fuera de la zona de aceite y se utiliza cuando no seposee buena descripción del yacimiento.
Inyección Externa de Agua o Periférica
Las principales ventajas del proceso son:
•Se utilizan pocos pozos.•No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden
usar los pozos productores viejos como inyectores. Estodisminuye la inversión en áreas donde se tienen pozosperforados en forma irregular o donde el espaciamiento de lospozos es muy grande.
• No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar elproceso de invasión con agua.
Inyección Externa de Agua o Periférica
Rinde un recobro alto de aceite con un mínimo de producción deagua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede serretrasada hasta que el agua llegue a la última fila de pozosproductores. Esto disminuye los costos de las facilidades deproducción de superficie para la separación agua - aceite.
Las principales desventajas son
•Parte del agua inyectada no se utiliza para desplazar el aceite.•No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión,
como es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.
Inyección Externa de Agua o Periférica
o En algunos yacimientos, la inyección periférica de agua no es capazde mantener la presión de la parte central del mismo y esnecesario efectuar una inyección en arreglos en esa parte delyacimiento.
o La inyección periférica puede fallar por no existir una buenacomunicación entre la periferia y el centro del yacimiento.
o El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, larecuperación de la invasión es a largo plazo.
o Generalmente, se sustituye por una inyección de agua en arreglos amedida que se conoce mejor el yacimiento.
INYECCIÓN EN ARREGLOS
Inyección en arreglos o dispersa.
Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de aceite. El agua
invade esta zona y desplaza los fluidos (aceite /gas), del volumen
invadido hacia los pozos productores. También se conoce como
inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de
aceite a través de un número apreciable de pozos inyectores que
forman un arreglo geométrico con los pozos productores.
Características
La selección del arreglo depende de la estructura y limites del
yacimiento, de la continuidad de las arenas, permeabilidad (K),
porosidad ( ϕ), numero y posición de los pozos existentes.
INYECCIÓN EN ARREGLOS
INYECCIÓN EN ARREGLOS
Inyección en arreglos
Se emplea particularmente en yacimientos con bajo
buzamiento y una gran extensión de área. Para obtener un
barrido uniforme del yacimiento, los pozos inyectores se
distribuyen entre los pozos productores. Esto se lleva a cabo
convirtiendo los pozos productores existentes a inyectores o
perforando pozos inyectores ínter espaciados.
INYECCIÓN EN ARREGLOS
En ambos casos, se desea obtener una distribución uniforme de los pozos
similar a la utilizada en la fase primaria de recuperación. Los arreglos más
conocidos son:
línea directa
línea alterna
Arreglos de 5, 7, y 9 pozos.
TIPOS DE ARREGLOS
INYECCIÓN DE AGUA EN ARREGLOS
La selección del arreglo depende de:
La estructura
Límites del yacimiento
Continuidad de las arenas
Variaciones de permeabilidad porosidad
Número y posición de los pozos existentes.
Ventajas:
Rápida respuesta del yacimiento.
Elevadas eficiencias areales de barrido.
Permite un buen control del frente de invasión y del factor
de recuperación.
Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre
la recuperación.
Rápido incremento en presiones.
El volumen recuperado de la zona de aceite es grande en un
período de tiempo corto.
Desventajas:
•Requiere mayor seguimiento y control que la inyección externa y, porlo tanto, mayor requerimiento de recursos humanos.
•En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.
•Requiere mejor descripción del yacimiento.
•El número de pozos inyectores es alto.
•Más riesgosa que la externa.
Uso, re acondicionamiento y perforación de nuevos pozos, enproyectos de recuperación secundaria:
Pozos de producción pueden ser reacondicionados como pozos deinyecciónNecesario perforar nuevos pozos de inyección (según el proyecto,incluso de horizontales).
Buscamos:En inyección de agua se desea que una gran parte del espacio porosodel yacimiento entre en contacto con el fluido desplazante.
Pozos para proyectos de Recuperación Secundaria
Inyección de Agua
En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de
recuperación secundaria, ya que más de la mitad de la producción
mundial de aceite se ha recuperado por este método.
En general, se considera que después de una invasión con agua, todavía
queda en el yacimiento más del 50% de aceite original in situ.
Definición como mecanismo de desplazamiento
Es un mecanismo secundario de recuperación mediante el cual los fluidos
del yacimiento son desplazados hacia los pozos productores por la acción del
agua inyectada.
INYECCIÓN DE AGUA
INYECCIÓN DE AGUA
INYECCIÓN DE AGUA
INYECCIÓN DE AGUA
El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo nocontinuo, debido a que las saturaciones de los fluidos cambian con eltiempo. Esto causa cambios en las permeabilidades relativas, en laspresiones y en las viscosidades de las fases.
El mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua en unyacimiento homogéneo, se puede presentar en cuatro etapas:
1. Condiciones iníciales (antes de la inyección).
2. La invasión por agua de la formación productora.
3. Irrupción de agua en los pozos (ruptura).
4. Etapa posterior a la ruptura del agua.
MECANISMOS DE
DESPLAZAMIENTO
Condiciones Iníciales
Considérese un yacimiento homogéneo.
Los fluidos se mueven horizontalmente.
A través del yacimiento la saturación es constante.
Al momento de iniciarse la inyección de agua, se tiene un yacimiento que ha sido
producido por agotamiento natural durante la primera fase de su producción
primaria.
La presión en el yacimiento es menor que la presión de burbujeo y menor que la
original en el yacimiento. Existirá, pues, una fase de gas uniforme a través del
yacimiento.
PROCESO DE INYECCIÓN DE AGUA
PROCESOS DE INVASIÓNEl comienzo de la inyección de agua está acompañado por un
aumento de presión en el yacimiento. Este aumento es mayor
alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los pozos
productores.
A medida que continúa la inyección de agua, parte del aceite se
desplaza hacia adelante para formar un banco. Este banco de
aceite empuja con efectividad el gas altamente móvil hacia
adelante, aunque bajo ciertas condiciones parte del gas puede
ser atrapado por dicho banco, de allí que ocupe espacio que de
otra manera contendría aceite residual.
PROCESOS DE INVASIÓN
Detrás del banco de aceite viene el banco de agua donde
únicamente están presentes el agua inyectada y el aceite
residual (más el gas atrapado).
La siguiente figura muestra la distribución de saturación de los
fluidos en el yacimiento durante la inyección de agua.
PROCESOS DE INVASIÓN
ACEITE
EFECTO DE LLENE
Efecto de llene: Cuando todo el gas, excepto el atrapado, se
desplaza de la porción invadida del yacimiento antes de que se
produzca el aceite. Para lograrlo, el volumen acumulado de
agua inyectada debe ser igual al volumen del espacio ocupado
por el gas libre en el yacimiento.
Durante este período, parte del gas se re-disuelve con el aceite
que va contactando, y el remanente se produce por los pozos.
EFECTO DE LLENE
El llene puede representarse por un frente de aceite viajando
más rápido que el frente de agua. Detrás del frente de aceite, la
saturación de gas se encuentra en su valor residual. La llegada
del frente de aceite a los pozos productores marca el final del
período de llene.
Detrás del frente de agua, la saturación de aceite se va
reduciendo progresivamente a medida que el volumen de aceite
va siendo desplazado por la corriente de agua, hasta que,
finalmente, se alcanza la saturación residual de aceite.
EFECTO DE RUPTURA
Cuando se alcanza el llene, el avance frontal continúa, pero la
tasa de producción de aceite aumenta y eventualmente es igual
a la tasa de inyección de agua (en términos de volúmenes de
yacimiento).
Si la saturación inicial del agua de la formación es menor que
la requerida para fluir, la producción del aceite durante esta
fase estará libre de agua.
El comienzo de una producción significativa de agua es el signo
de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el
pozo.
EFECTO DE RUPTURA
ETAPA POSTERIOR A
LA RUPTURA
Durante esta etapa, la producción de agua aumenta a
expensas de la producción de aceite.
La recuperación gradual del aceite detrás del frente se
obtiene solamente con la circulación de grandes volúmenes de
agua.
Durante esta fase final de inyección, el área, barrida
aumentará y puede proveer suficiente producción de aceite
para justificar la continuación de la inyección.
El proceso finalizará cuando los costos de operación originen
una tasa interna de retorno menor que la mínima establecida.
Finalmente, al llegar la etapa de agotamiento de la inyección
de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá
únicamente aceite residual y agua inyectada.
FINALIZACIÓN DEL PROYECTO
Factores que Controlan la
Recuperación por Inyección de Agua
Factores que Controlan la Recuperación por Inyección de Agua
• Profundidad del yacimiento.• Localización y arreglos de los pozos.• Permeabilidad de la formación.• Mojabilidad de la roca.• Saturaciones de los fluidos.• Relación de movilidad.• Gasto de inyección y buzamiento de la formación.
Profundidad del Yacimiento:
La profundidad del yacimiento tiene una influenciatécnica y económica muy importante. Desde un punto de vistatécnico, un yacimiento poco profundo tiene la restricción de lapresión de inyección, la cual debe ser menor que la presión defractura. Económicamente, el costo de este tipo de proyectosestá directamente relacionado con la profundidad, por ejemplo:el costo de perforar más pozos;la potencia de compresión requerida, en el caso de inyección degas.
El tipo de arreglo:
Depende del conocimiento geológico que se tenga delyacimiento y se debe seleccionar de manera que se obtengauna alta eficiencia de barrido. Analizando igualdad decondiciones, parece ser que el arreglo de 5 pozosproporciona mejores ventajas, ya que el agua puede serinyectada más rápidamente, reduciendo el tiempo de llene yaumentando las posibilidades de obtener altos gastos deproducción a corto plazo.
Permeabilidad de las Formaciones:
La permeabilidad de la formación: La Magnitud La Variación
La magnitud de la permeabilidad de las rocas del yacimientocontrola, en alto grado, el gasto de inyección de agua quepuede mantenerse en un pozo de inyección, a una presióndeterminada en el fondo del pozo, frente a la zona deinyección. Una permeabilidad absoluta de la roca demasiadobaja retarda la recuperación y puede aumentar el costo delproyecto.
La variación de la permeabilidad puede ser tan marcada que noes posible considerar al yacimiento como un sistemahomogéneo asignándole una permeabilidad promedio. Estefactor es quizás el más importante en proyectos de recuperaciónsecundaria por inyección de agua.Si existen diferencias grandes de permeabilidad entre losestratos de un horizonte productor, la ruptura del agua ocurriráprimero en aquellos más permeables y luego ocurrirá en losestratos con permeabilidades menores;Por lo tanto, el desplazamiento del aceite por agua no es tanuniforme y mientras algunos estratos están produciendo aguaen proporciones crecientes, otros no han sido completamentebarridos.Esta situación puede conducir al abandono prematuro delproyecto.
Productor Inyector Productor
Canal de alta
permeabilidad
Barrera
Propiedades de mojabilidad de las Rocas
En rocas mojadas por agua, el aceite ocupa la parte másconductiva de los espacios porosos (parte central), mientras que elagua ocupa la parte menos conductiva.
En rocas mojadas por aceite, sucede lo contrario y debeesperarse, por lo tanto, una menor recuperación.
Afortunadamente, la mayoría de las rocas de los yacimientos sonmojadas preferencialmente por agua, y así este factor es, en general,favorable a la inyección de agua como método de recuperaciónsecundaria.
Saturación de Gas Inicial:
Cuando en un yacimiento existe una saturación de gas inicial, lainyección de agua será una sucesión de dos desplazamientosbifásicos: el aceite forma un banco o zona de aceite quedesplaza parte del gas libre, dejando detrás una cantidad de gasatrapado. El aceite y el gas atrapados son desplazados luego porel agua. En definitiva, esto produce una reducción de lasaturación de aceite residual y, por lo tanto, un aumento de laeficiencia de desplazamiento.
Saturación de los Fluidos:
Saturación de Aceite: La saturación de aceite inicial esdeterminante en la recuperación. Es necesario que lasaturación inicial de aceite sea lo suficientemente alta y laresidual lo más baja posible, para que el proyecto resulteeconómico. En otras palabras, la diferencia en la saturación deaceite al comienzo y al final de la inyección determina lacantidad de aceite recuperado.
FACTOR DE RECUPERACIÓN
FACTORES DE RECUPERACIÓN DE FLUIDOS
El aceite producido de un yacimiento, Np, será una fracción del aceite
original, N, donde:
para lo cual:
Np = Volumen de aceite producido acumulado.
Vr = Volumen de roca.
φ = Porosidad.
Swc = Saturación del agua congénita.
Boi = Factor de volumen del aceite inicial.
FR = Factor de recuperación.
La ecuación queda de la forma:
Por lo que
N = Volumen original de aceite.
El factor de recuperación del aceite está dado por la ecuación:
Saturación de Agua: Si la saturación inicial de agua excedeun valor agua crítico, no se puede formar un banco deaceite, y aunque pueda producirse cierta cantidad de aceite,éste debe producirse a altas relaciones de agua - aceite. Entérminos generales, puede afirmarse que, si la saturación deagua es tan alta que la roca es más permeable al agua que alaceite, el proyecto será menos eficiente.
Relación de Movilidad:
La relación de movilidad puede visualizarse como una medidarelativa del gasto de aceite que se mueve delante del frente deinvasión con respecto al movimiento del gasto de agua detrás delfrente, suponiendo que los gradientes de presión en ambas soniguales.
Una relación de movilidad M =1 indica que el aceite y el agua semueven a la misma velocidad relativa.
Cuando M < 1 el agua se mueve más lenta que el aceite,conduciendo a altas saturaciones de agua a la ruptura y a altaseficiencias de desplazamiento.
Para valores de M > 1 indican que el agua detrás del frente semueve más rápido que el aceite que se encuentra delante delfrente; la eficiencia de desplazamiento se reduce y el aceiteque queda detrás se recupera después de haber inyectadograndes volúmenes de agua.
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Viscosidad del aceite:
En términos generales, puede decirse que larecuperación de aceite es inversamente proporcional a suviscosidad. Esto se deduce de las ecuaciones que controlan elflujo de un fluido a través de un medio poroso. Por otra parte,la viscosidad del aceite afecta la relación de movilidad, cuyainfluencia en la recuperación es muy marcada.
Desafortunadamente, es muy difícil predecir en formacuantitativa la influencia de la viscosidad del aceite en larecuperación y sólo puede establecerse en general que larecuperación aumenta mientras menor sea la viscosidad delaceite.
Factores que Controlan la Recuperación por Inyección de Agua
Gasto de inyección y Buzamiento de la Formación:
El efecto del buzamiento de la formación y el gasto de inyecciónestán relacionados entre sí. En general, cuando se inyecta agua y eldesplazamiento se da buzamiento arriba, se obtiene una mejoreficiencia inyectando a bajos gastos, para que las fuerzas degravedad controlen el fenómeno.
Si el desplazamiento es buzamiento abajo, se debe inyectar a altosgastos, para que el agua tenga menos oportunidad de canalizarse através del aceite.
INYECCIÓN DE GAS
Se usó inicialmente a comienzos del año 1900 para mantenimiento depresión.
Posteriormente, se realizaron otras aplicaciones que fueron calificadascomo proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado,además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar elaceite y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas sepodía obtener una recuperación adicional de aceite disminuyendo elagotamiento de la presión del yacimiento.
Ventajas:
• Como el gas es más liviano que el aceite, el gas inyectado tiende aformar una capa artificial de gas bien definida, aún en formaciones depoco buzamiento. Si la producción se extrae de más abajo de la capa,esto resultará en una forma de conservación de energía y las tasas deproducción pueden mantenerse relativamente elevadas.
• El gas se dispone en muchas áreas de producción, ya sea del mismoyacimiento que se está explotando o de otras fuentes ComplejosPetroquímicos o plantas de generación de N2.
• Siendo el gas un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede ser inyectado sin presentar mayores dificultades.
• En algunos casos, es deseable conservar el gas producido parafuturos mercados, por lo tanto, se inyecta a un yacimiento paraalmacenarlo.
Desventajas:
• Si la arena del yacimiento tiene alta permeabilidad en algunaspartes y permeabilidad pobre en otras, el gas puede pasarrápidamente a través de los estratos de alta permeabilidad a lospozos productores, y puede dejar una buena cantidad de aceiteatrapado en los estratos menos permeables.
• El costo de instalación y mantenimiento de la planta y compresorasde gas, son por lo general más alto que el de una planta de inyecciónde agua. Esto tiende a reducir el número de yacimientos que seanadecuados para que la inyección de gas sea rentable.
• Debido a que el gas no moja la arena del yacimiento como lo hace elagua, forma un pistón menos eficiente para empujar el aceite hacia elpozo productor y deja una mayor cantidad de aceite atrapado en losespacios porosos. Sin embargo, ésta pérdida puede contrarrestarse yaque el yacimiento puede después inundarse con agua para recuperarparte del aceite atrapado.
• Su demanda comercial del gas hidrocarburo, ha hecho que en laactualidad se utilice solo en algunos proyectos preferentemente enyacimientos de gas y condensado.
Mecanismos de Producción en la Inyección de Gas:
La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasade flujo del aceite debido a los siguientes mecanismos:
• Reducción de la viscosidad.• Aumento de la energía del yacimiento.• Vaporización.
Reducción de la viscosidad
El gas inyectado se disuelve en el aceite crudo y reduce suviscosidad y, por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozoinyectado también se reduce. De esta manera, se forma un banco deaceite de viscosidad reducida alrededor del pozo. Sólo se requierenreducciones de viscosidades moderadas, para lograr los beneficiosde este mecanismo; sin embargo, para que esto ocurra, la eficienciadel contacto del gas inyectado y el aceite debe ser buena
Aumento de la energía del yacimiento
El gas inyectado aumenta la energía del energía delyacimiento. Sin embargo, este efecto es transitorio y es importantesólo por un corto tiempo después que el gas se inyecta, lo cual puedeser el principal efecto cuando los períodos de inyección de gas soncortos.
Vaporización
En algunos casos, debido a este mecanismo se puedenproducir cantidades adicionales de aceite por recuperaciónsecundaria: una porción del aceite contactado por el gas secoinyectado se vaporiza en el aceite y se lleva hacia los pozosproductores en la fase de vapor.
Inyección Interna o Dispersa de Gas
La inyección interna o dispersa de gas se refiere a lainyección de gas dentro de la zona de aceite. Se aplica, por logeneral, en yacimientos de empuje por gas en solución, enyacimientos sin capa de gas inicial y en donde no hay tendencia adesarrollarse una capa de gas secundaria, ya que el gas inyectado seproduce junto con el aceite al poco tiempo de haber sido inyectado.
La características de la inyección interna de gas son las siguientes :
• Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento yrelativamente delgados.
• Generalmente, se requiere un alto número de zonas de inyección.Los pozos de inyección se colocan formando un tipo de arreglo
geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a travésde la zona productiva del yacimiento. Dichos arreglos pueden ser
regulares o irregulares.• La selección de los pozos de inyección y el tipo de arreglodepende de la configuración del yacimiento con respecto a laestructura, del número y posición de los pozos existentes, de lacontinuidad de la arena y de las variaciones de porosidad ypermeabilidad.
• La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblementebaja.
Las ventajas de la inyección interna son las siguientes:
• Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas másapropiadas.
• La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante elcontrol de la producción e inyección de gas.
Las desventajas de la inyección interna son lassiguientes:
• La eficiencia de recuperación mejora muy poco o nada, comoconsecuencia de la posición estructural o drenaje porgravedad.
• La eficiencia areal del barrido es inferior a la que se logra enoperaciones de inyección externa.
• Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo hacenque la eficiencia del recobro sea inferior a la esperada por lainyección externa.
• La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costosde operación y de producción.
Inyección Externa de Gas
La inyección externa de gas se refiere a la inyección de gasen la cresta de la estructura donde se encuentra el casquete de gas,bien sea primaria o secundaria.
Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurresegregación, es decir donde existe una capa de gas sobre la zona deaceite.
Las características de la inyección externa de gas son lassiguientes:
• Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir quela capa de gas desplace el aceite.
• Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales.Mayores que 200 md.
• Los pozos de inyección se colocan de manera que lleven a cabouna buena distribución areal del gas inyectado y así obtenermayores beneficios del drene por gravedad.
• La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimientodepende de la inyectividad de cada pozo y del número de
pozos necesarios para obtener una adecuada distribución areal delgas inyectado.
Las ventajas de la inyección externa de gas:
• La eficiencia areal del barrido en este tipo de inyección es superiora la que se obtiene por inyección interna.
• Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad hacen que seobtenga una mayor recuperación.
• El factor de distribución de fluidos entre estratos es generalmentemayor que el que se obtiene por inyección interna.
Desventajas de la inyección externa de gas:
• Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento,
• Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona deaceite.
• Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras soninconvenientes para la inyección de gas externa.
Los factores que controlan la recuperación en un procesode inyección de gas son los siguientes:
• Variaciones de las propiedades de las rocas.• relación de viscosidades del aceite y gas.• Segregación gravitacional.• Eficiencia de desplazamiento.• Condiciones de saturación inicial.• Presión del yacimiento.• Tiempo óptimo para iniciar la inyección.• Gasto de inyección y de producción.
Variaciones de las propiedades de las rocas:
La heterogeneidad de las rocas disminuye el factor deeficiencia de barrido (conformación), siendo la permeabilidad lapropiedad de la roca más determinante. Una permeabilidaduniforme en sentido vertical y lateral da lugar a una elevadaeficiencia del barrido.
relación de Viscosidades del aceite y del gas:
A medida que la relación de μg / μo disminuye, el flujofraccional de gas aumenta y la eficiencia del desplazamientodisminuye, por eso la inyección de gas se aplica preferentemente ayacimientos con aceite de baja viscosidad.
Segregación gravitacional:
La segregación gravitacional elevada mantiene el frente degas uniforme, oponiéndose a las variaciones de permeabilidades y alos valores adversos de la relación de movilidad, obteniéndose asíuna mayor eficiencia.
Eficiencia de Desplazamiento:
El método utilizado para evaluar la eficiencia dedesplazamiento por gas es similar al usado en el desplazamiento poragua; sin embargo, la alta movilidad del gas con respecto a la delaceite, hace que la eficiencia del desplazamiento de aceite por gassea menor, salvo que esté acompañado por una segregacióngravitacional considerable.
Condiciones de Saturación Inicial:
• Saturación inicial de gas: Si este valor excede un valorcrítico (determinado de la curva de flujo fraccional), no se formaráun banco de aceite y la producción de aceite estará acompañada porla producción inmediata y continua del gas inyectado.
• Saturación inicial de agua La saturación del agua afecta lacantidad de aceite sometido a desplazamiento por gas yaparentemente no tiene influencia en la ruptura del gas.