Campos Con Inyeccion De Agua.docx

1. INTRODUCCION Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores. La inyección de agua en los yacimientos de hidrocarburos es muy común debido a que es uno de los métodos más simple, de menor costo cuando hablamos de métodos de recuperación de hidrocarburo y el factor de recobro puede llegar hasta un 60%. En principio los pozos de hidrocarburos producen de manera natural gracias a la energía interna del yacimiento hasta llegar a un punto en el que la energía presente en el yacimiento es menor a la necesaria para llevar el crudo hasta la superficie, por lo que es necesario implementar métodos secundarios de producción o recuperación con el fin de mantener el pozo produciendo a una tasa fija y aumentando el factor de recobro del yacimiento. El método de recuperación por bombeo de agua es uno de estos métodos y por lo general la inyección de agua se realiza por medio de pozos llamados inyectores que se pueden encontrar en medio de varios pozos productores o al rededor de ellos con el fin de facilitar el desplazamiento de crudo por el medio poroso hasta el pozo y posteriormente hasta la superficie En Bolivia se realiza la inyección de agua en varios campos que se darán a conocer más adelante. Para la recuperación secundaria de hidrocarburos ya que con este método de inyección de gas o agua se lo realiza para poder explotar la mayor cantidad posible de hidrocarburos 2. BJETIVOS 2.1.

OBJETIVO GENERAL

2.2.

OBJETIVOS ESPECIFICOS



Dar a conocer la ubicación de los campos productores donde se aplica la recuperación secundaria con inyección de agua



Mostrar

el numero de pozos seleccionados

inyección de agua 1

en cada campo con



Dar a conocer las fuentes de abastecimiento de agua y plantas de tratamiento



Conocer los equipos utilizados en la inyección de agua



Dar a conocer los resultados de los campos con inyección de agua

3. FUNDAMENTO TEORICO 3.1.

DEFINICION

En un campo petrolero explotado en su totalidad, los pozos pueden perforarse a una distancia de entre 50 y 500 metros, según la naturaleza del yacimiento. Si se bombea agua en uno de cada dos pozos, puede mantenerse o incluso incrementarse la presión del yacimiento en su conjunto. Con ello también puede aumentarse el ritmo de producción de crudo; además, el agua desplaza físicamente al petróleo, por lo que aumenta la eficiencia de recuperación. En algunos depósitos con un alto grado de uniformidad y un bajo contenido en arcilla o barro, la inundación con agua puede aumentar la eficiencia de recuperación hasta alcanzar el 60% o más del petróleo existente. La inyección de agua se introdujo por primera vez en los campos petroleros de Pennsylvania a finales del siglo XIX, de forma más o menos accidental y desde entonces se ha extendido por todo el mundo. El movimiento del agua estimula el desplazamiento del petróleo y afecta el barrido vertical y areal, determinando de ese modo el factor de de recuperación de petróleo de un campo.

Figura 1. Volúmenes Porales de Agua

2

Fuente:

El agua forma parte integrante y a menudo necesaria, del proceso de producción. Durante la producción el petróleo es barrido del yacimiento y es reemplazado por agua natural o inyectada. Este proceso raramente es uniforme. La heterogeneidad de la formación puede conducir a la incursión prematura de agua y a problemas relacionados con el agua de fondo. Los pozos de producción e inyección son vigilados rutinariamente y manejados para minimizar la relación agua/petróleo, maximizar la eficiencia de barrido vertical y optimizar la producción de petróleo. Los sistemas de superficie pueden ser complejos y deben ser diseñados para manejar y tratar los volúmenes de agua que entren y salen del sistema de producción. La calidad del agua es controlada y vigilada rutinariamente. La responsabilidad de la explotación de nuestros recursos hidrocarburíferos recayó durante mucho tiempo en las manos de nuestra empresa estatal YPFB, la cual estaba encargada de velar por la adecuada explotación y maximización de los volúmenes de hidrocarburos recuperables del subsuelo. No es sino hasta cursar materias de especialización como “Recuperación Mejorada” que se entiende que es lo que ocurrió con nuestros campos tradicionalmente productores y el porqué de su pronto “agotamiento” y su “resurrección” a manos de empresas extranjeras luego de la tan mentada Capitalización de YPFB.

3

Fuente:

3.2.

RECUPERACION PRIMARIA

Que comprende la explotación por Flujo Natural o descompresión de los fluidos contenidos en el interior de la corteza terrestre, y una vez llegado un punto en que la energía de dichos fluidos es insuficiente para que los mismos alcancen la superficie “por si solos” se acude a métodos de bombeo artificial dándose un tiempo de explotación conocido como Producción por Métodos Artificiales. 3.3.

RECUPERACION SECUNDARIA

La cual da comienzo cuando los métodos artificiales de producción llegan a ser insuficientes para propiciar un flujo de los hidrocarburos. Esta etapa está comprendida por los Métodos de Inyección de Gas, Agua, Fluidos miscibles y Polímeros. Dichos métodos consisten en “empujar” los fluidos INYECCION CON AGUA La inyección de agua tiene origen en el año 1865, curiosamente se produjo de forma accidental cuando el flujo de, agua de acuíferos poco profundos relacionados a yacimientos y acumulaciones de aguas superficiales, a través de las formaciones petrolíferas penetraba hasta el intervalo productor en los pozos que ya se habían perforado y aumentaba la producción de pozos vecinos.

El agua proveniente de un pozo inyector penetra entre los poros de la roca saturada con petróleo y lo empuja hacia las zonas de menor presión, es

4

decir hacia el pozo productor. De esta forma se logra la producción a través de la inyección de agua Figura 1.

Fuente:

Profundizando más en el tema, se puede resaltar que la inyección de agua puede llevarse a cabo de dos formas de acuerdo con la posición de los pozos inyectores y los productores: 3.4.

TIPOS DE INYECCION

3.4.1. Inyección periférica Este método consiste en la inyección de agua en el área externa de la zona de petróleo a través de pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea añadida al acuífero relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la producción como se muestra en la siguiente gráfica Figura 1.

Fuente:

5

Este tipo de inyección se realiza cuando no se tiene una buena descripción del yacimiento, por esta razón presenta varias desventajas como la incapacidad de realizar un seguimiento detallado del flujo de la invasión, el lento proceso invasión- desplazamiento y en el peor de los casos el método puede fallar por no existir una conexión adecuada entre la periferia y la zona de petróleo. Por otro lado presenta varias ventajas como la mínima cantidad de pozos usados puesto que viejos pozos pueden ser usados como inyectores recudiendo así la inversión económica, además de la excelente relación de producción petróleo-agua que se logra si existe una conexión adecuada entre la periferia y la zona de petróleo. Figura 1.

Fuente:

Desventaja: 

Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.



No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.



En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de yacimientos.



Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el centro del

yacimiento. 6



El proceso de invasión y desplazamiento es lento, y por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo.

3.4.2. Inyección Dispersa Este método consiste en la inyección de agua dentro de la zona de petróleo, generando así el desplazamiento de los fluidos presentes en el área hacia los pozos productores que están posicionados en arreglo geométrico con respecto a los inyectores como se muestra en la siguiente gráfica: Figura 1.

Fuente:

El arreglo de pozos tanto productores como inyectores dependerá de los límites del yacimiento así como de propiedades tales como permeabilidad y porosidad que presente el mismo. Este método presenta una serie de ventajas bastante interesantes como la rápida respuesta a la estimación del yacimiento, volumen considerable de petróleo recuperado en poco tiempo y el fácil control y seguimiento del flujo de invasión en la formación. Característica. 

La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y posición de los pozos existentes. 7



Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal.



A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados.

En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro. Ventajas: 

Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad



Rápida respuesta del yacimiento.



Elevadas eficiencias de barrido areal.



Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.



Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.



Rápida y respuesta de presiones.



El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto.

Desventaja: 

En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores.



Es más riesgosa.



Exige un mayor seguimiento y control

4. UBICACIÓN

DE

CAMPOS

DONDE

SE

ESTA

APLICANDO

INYECCION DE AGUA En la siguiente figura podemos observar la ubicación de los campos que se están aplicando la recuperación secundaria con inyección de agua. Figura 1.

8

Fuente:

5. PROGRAMAS

DE

LA

RECUPERACION

INYECCION DE AGUA

6. METODOS DE INYECCION QUE SE APLICAN 

Inyección con gas



Inyección con agua



Inyección con polímeros



Inyección con vapor 9

SECUNDARIA

CON

7. NUMEROS DE POZOS INYECTORES DE AGUA EN CADA CAMPO

Tabla 1 Tabla de campos a cargo de la empresa ANDINA CAMPO CAM CCB LPN RGD SIR TDY VBR YPC

Camiri Cascabel La Peña Rio Grande Sararí Tundí Víbora Yapacani

Nuevo Nuevo Nuevo Existente Existente Nuevo Existente Existente

Pozos inyectados 17,58,72,82,16 12 43T,45T,53T,54 20T,44,46,53,61 3L y C,8L 2,10-H 4C,5L,11L,12L,13T,17C 10T,11T

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

Tabla 1 Tabla de campos a cargo de la empresa CHACO CAMPO CRC Carrasco HSR Carrasco VGR Vuelta Grande PJS Patujusal

Nuevo Nuevo Existente Existente

Pozos inyectados 12W 7W,10W 13S,14,16,19,21 PJS-3, PJS-6, PJS-10

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

Tabla 1 Tabla de campos a cargo de la empresa MAXUS CAMPO Pozos inyectados PLM Paloma Nuevo A31,X1,A61 Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

Tabla 1 Tabla de campos a cargo de la empresa Pérez company CAMPO CAR

Caranda

Existente 10

Pozos inyectados 68

CLP

Colpa

Existente

45,50,51

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

Tabla 1 Tabla EMPRESA ANDINA CAMPO LA PEÑA Pozo LPÑ-56 LPÑ-044 INY PLÑ-045 LPÑ-048 INY LPÑ-053 INY LPÑ-056 INY LPÑ-054 INY LPÑ-062 INY LPÑ-070 INY LPÑ-073 INY LPÑ-087 INY

Tipo Pozo

Sistema de Extracción

Inyector de agua Inyector de agua Inyector de agua

Gas Lift

Inyector de agua Inyector de agua

Gas Lift

Gas Lift

Presión Tubing

1620

0

Presión Separad or 1800

1420

Gas Lift

15 90

1800

Gas Lift

17 60

1800

Inyector de agua

Gas Lift

17 60

1800

Inyector de agua

Gas Lift

16 05

1800

Inyector de agua

Gas Lift

17 90

1800

Inyector de agua

Gas Lift

Inyector de agua

Gas Lift

Inyector de agua

Gas Lift

0 17 00 1540

1800 1800 1800

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

8. FUENTES DE ABASTECIMEINTO DE AGUA Y PLANTAS DE TRATAMIENTO

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9. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA INYECCION DE AGUA

10. RESULTADOS Y MANTENIMIENTO DE LOS PROYECTOS DE INYECCION

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