Optimización de la Inyección de Fluidos en Proyectos de Recuperación Secundaria de Hidrocarburos

Tiempo Óptimo de Inyección

Para determinar el tiempo óptimo para el inicio de la inyección se deben tomar en cuenta los siguientes factores:

• Recuperación de petróleo actual.
• Tasas de producción de flujos, inversión monetaria, disponibilidad y calidad del suministro de agua o gas.
• Costos de mantenimiento y operaciones de la instalación de superficie.
• Costos de la perforación de pozos inyectores o conversión de pozos productores existentes en pozos inyectores.

Factores para Determinar la Presión o Tiempo Óptimo para Iniciar un Proyecto de Recuperación Secundaria

• Viscosidad del Petróleo

  La inyección se debe iniciar cuando la presión del yacimiento alcanza la presión de burbujeo, debido a que la viscosidad del petróleo alcanza su punto mínimo a dicha presión. La movilidad del petróleo se incrementa cuando la viscosidad disminuye, lo que a su vez mejora la eficiencia del barrido.

• Saturación de Gas Libre

  En un proyecto de inyección de agua es deseable tener una saturación de gas inicial posiblemente hasta de un 10%, lo cual ocurre cuando la presión está por debajo del punto de burbujeo. En un proyecto de inyección de gas es conveniente una saturación de gas de cero en la zona de petróleo; esto ocurre cuando la presión está por encima del punto de burbujeo.

• Costos de los Equipos de Inyección

  Estos están relacionados con la presión del yacimiento, ya que a altas presiones el costo de los equipos de inyección se incrementa. Sin embargo, iniciar la inyección a bajas presiones de yacimiento es conveniente.

• Productividad de Pozos Productores

  Para altas presiones de yacimientos es conveniente aumentar la productividad de los pozos de producción, lo cual prolonga el periodo de flujo de los mismos, disminuye los costos de extracción y puede reducir la duración global del proyecto.

• Vida Productiva del Yacimiento

  Debido a que los gastos de explotación son una parte importante de los costos totales, el proceso de inyección de fluidos debe iniciarse tan pronto como sea posible.

Factor de Recobro Secundario

El factor o eficiencia total de recuperación de un método de recuperación secundaria es el producto de una combinación de tres factores de eficiencia individual:

1. La Eficiencia de Desplazamiento

Es la fracción del petróleo movible que ha sido desplazado de la zona barrida o invadida a un tiempo determinado o volumen poroso inyectado. La eficiencia de desplazamiento es la fracción del petróleo movible que puede ser recuperada de la zona barrida a cualquier tiempo.

2. La Eficiencia de Barrido Vertical

Es la fracción de la sección vertical de la zona productiva que ha sido contactada por el fluido inyectado.

3. La Eficiencia de Barrido Areal

Es la fracción areal del yacimiento que es barrida por el desplazamiento de fluido. Los factores para determinar la eficiencia de barrido areal son:

• Movilidad del fluido.
• Patrón de flujo.
• Heterogeneidad areal.
• Volumen total de fluido inyectado.

Desplazamiento de Petróleo por Agua en un Yacimiento Mojado por Agua

Cuando dos fluidos inmiscibles, tales como petróleo y agua, se encuentran juntos y en contacto con una superficie sólida, se forma un ángulo llamado ángulo de contacto, el cual es medido a través del agua. Si el ángulo es menor a 90°, la roca del yacimiento es mojada por agua. Mientras que si el ángulo es mayor a 90°, es mojada por petróleo.

La humectabilidad, definida por el ángulo de contacto, es una medida de la preferencia del fluido a adherirse a la roca.

El desplazamiento de petróleo por agua en yacimientos mojados por agua es, por lo tanto, un proceso de imbibición.

El desplazamiento de petróleo por agua en un yacimiento oleófilo sería un proceso de drenaje y requiere presiones y permeabilidades relativas medidas bajo condiciones de drenaje.