Características de los yacimientos sometidos a inyección convencional (gas y/o agua).
En los yacimientos petrolíferos de crudo liviano existen dos maneras convencionales de suplementar la energía natural: Inyección de agua y/o gas. Las características fundamentales que deben cumplir estos yacimientos son las siguientes:
Inyección de Gas
a. Mecanismo de producción por capa de gas o empuje de gas en solución.
b. Buzamiento pronunciado que permita al gas segregarse en la parte más alta de la estructura.
c. Arenas muy bien desarrolladas con alta permeabilidad vertical.
Generalmente la inyección de gas se efectúa en el tope de la estructura para ayudar a la expansión natural de la capa de gas sí ya existe; o, en su defecto, crear una capa secundaria. A medida que esta se expande por defecto de la producción del yacimiento, los pozos estructura arriba irán produciendo gas, por lo que será necesario repararlos, aislando la zona de gas o, bien, cerrarlos definitivamente. Esto permitirá minimizar el volumen de gas produ¬cido conservando la energía necesaria para desplazar el petróleo buzamiento abajo; de lo contrario, el gas fluye hacia los pozos productores y recircula.
Inyección de Agua
a. Mecanismo de producción por empuje de gas en solución o empuje natural por agua.
b. Yacimientos de crudos medianos y/o livianos
La inyección de agua es favorable para los yacimientos de crudos medianos y/o livianos, debido a que por la movilidad muy alta del petróleo (poco viscoso) el agua realiza un desplazamiento eficiente sin dejar altas saturaciones de petróleo detrás del frente de agua; al contrario de lo que sucede con el crudo pesado.
La inyección de agua como mecanismo suplementario del recobro primario, es una ayuda para mantener la presión por encima del punto de burbujeo o, bien, por encima de la presión a la cual, la saturación de gas excede el valor crítico donde éste comienza a ser movible. Si un proyecto de inyección de agua se comienza cuando la presión es inferior a la del punto de burbujeo, se requerirá una tasa de inyección de agua inicial bastante alta y la mayor parte de ella es necesaria para desplazar el gas liberado. En cambio, si el proyecto es llevado a cabo cuando la presión se encuentra en el punto de burbujeo o por encima de el la cantidad de agua requerida para la inyección es menor que la del caso anterior.
El agua es generalmente más eficiente que el gas como fluido desplazante, debido a que su viscosidad es alrededor de 50 veces mayor que la del gas, lo que hace que tenga menor movilidad y tienda a ejercer un desplazamiento tipo pistón.
Por otra parte, se ha determinado que generalmente las rocas tienden a ser humectadas por el agua, lo cual beneficia el barrido del petróleo e Incrementa su recobro.
Inyección de Gas
a. Mecanismo de producción por capa de gas o empuje de gas en solución.
b. Buzamiento pronunciado que permita al gas segregarse en la parte más alta de la estructura.
c. Arenas muy bien desarrolladas con alta permeabilidad vertical.
Generalmente la inyección de gas se efectúa en el tope de la estructura para ayudar a la expansión natural de la capa de gas sí ya existe; o, en su defecto, crear una capa secundaria. A medida que esta se expande por defecto de la producción del yacimiento, los pozos estructura arriba irán produciendo gas, por lo que será necesario repararlos, aislando la zona de gas o, bien, cerrarlos definitivamente. Esto permitirá minimizar el volumen de gas produ¬cido conservando la energía necesaria para desplazar el petróleo buzamiento abajo; de lo contrario, el gas fluye hacia los pozos productores y recircula.
Inyección de Agua
a. Mecanismo de producción por empuje de gas en solución o empuje natural por agua.
b. Yacimientos de crudos medianos y/o livianos
La inyección de agua es favorable para los yacimientos de crudos medianos y/o livianos, debido a que por la movilidad muy alta del petróleo (poco viscoso) el agua realiza un desplazamiento eficiente sin dejar altas saturaciones de petróleo detrás del frente de agua; al contrario de lo que sucede con el crudo pesado.
La inyección de agua como mecanismo suplementario del recobro primario, es una ayuda para mantener la presión por encima del punto de burbujeo o, bien, por encima de la presión a la cual, la saturación de gas excede el valor crítico donde éste comienza a ser movible. Si un proyecto de inyección de agua se comienza cuando la presión es inferior a la del punto de burbujeo, se requerirá una tasa de inyección de agua inicial bastante alta y la mayor parte de ella es necesaria para desplazar el gas liberado. En cambio, si el proyecto es llevado a cabo cuando la presión se encuentra en el punto de burbujeo o por encima de el la cantidad de agua requerida para la inyección es menor que la del caso anterior.
El agua es generalmente más eficiente que el gas como fluido desplazante, debido a que su viscosidad es alrededor de 50 veces mayor que la del gas, lo que hace que tenga menor movilidad y tienda a ejercer un desplazamiento tipo pistón.
Por otra parte, se ha determinado que generalmente las rocas tienden a ser humectadas por el agua, lo cual beneficia el barrido del petróleo e Incrementa su recobro.
