Métodos convencionales de recobro adicional: Inyección de gas

Este método se uso inicialmente a comienzos del año 1900, con el fin de mantener la presión en el yacimiento, es decir, aumenta la energía del yacimiento con el fin de desplazar el petróleo, pero suele suceder que al final de la inyección de gas se obtenía un recobro adicional del petróleo donde la presión del yacimiento iba disminuyendo de una manera acelerada.

Existen ciertos factores que influyen en la cantidad de petróleo que puede recuperarse por inyección de gas como:

1. Propiedades de los fluidos
2. Tipo de empuje
3. Geometría del yacimiento
4. Continuidad de la arena
5. Relieve estructural
6. Propiedades de la roca
7. Temperatura del yacimiento
8. Presión del yacimiento

El gas es mucho mas liviano que el petróleo y por lo general se forma una capa artificial de gas, esto es independiente del buzamiento de la formación, es decir, esta capa de gas también puede ser formada en zonas de poco buzamiento. Si se produce en la parte mas baja se podría conservar la energía y tratar de mantener la tasas de producción altas, haciendo el recobro en un período mas corto. También es gas disuelto disminuye la viscosidad del petróleo y mantiene la presión alta, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción en un nivel mucho mas elevado durante la vida productiva del campo. En la figura 1 podemos observar como seria es desplazamiento del petróleo por gas en un medio poroso.

Uno de los beneficios de la inyección de gas es que a veces no es permitido por los organismos oficiales desperdiciar el gas, en este caso se inyecta en un yacimiento para conservarlo.

El método de inyección de gas se clasifica en dos tipos:

• Inyección de gas interna o dispersa: es inyectado en la zona de petróleo.
• Inyección de gas externa: se inyecta gas en el tope de la estructura en la capa de gas.

Fuente: Magdalena Paris de Ferrer. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. Pag 15, 16.