Resumen Plan Nacional Simon Bolivar

Introducción

Muy profundamente debajo de las capas de la tierra se encuentra petróleo y gas que aprovisionan de combustible ha nuestro mundo. Desafotunadamente para productores de petróleo y gas, el agua también se en las mismas formaciones, puesto que la tecnología no ha desarrollado ningún método eficaz, para selectivamente producir solamente hidrocarburo, esta agua conocida como agua de formación o salmuera, se produce con el petróleo y el gas, y se separan en superficie. En algunos casos el agua está a veces dulce, en estos casos, muchas opciones están disponibles para su gerencia cuando alcanzan superficie y se separan del petróleo y gas. Sin embargo, en otros casos el agua es muy salina, para este caso solo existen cuatro métodos aceptables para gerencia del agua salada; inyección en formaciones subterráneas contenedoras de agua salada, inyección en depósitos subterráneos contenedores de petróleo y gas, deposición cuidadosamente tratada en el océano producidas en plataformas costa afuera, y para uso beneficioso.

La inyección de agua puede ser utilizada en uno o varios objetos, como por ejemplo incrementar el recobro de los yacimientos, lo cual permite un atractivo económico; para el control y desecho del agua de formación asociada a la producción; y la conservación del ambiente.

La inyección de agua utilizada como método de recuperación secundaria y hoy en día, más de la mitad de la producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua. En este método el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua.

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, la final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflado agotando aceleradamente la presión del yacimiento.

Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer señala como las más importantes: las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento.

Este es un método para ajustar ratas de producción observadas de pozos individuales, grupos de pozos, o reservorios por una función matemática para predecir el comportamiento de producción futuro extrapolando la función de declinación

INYECCION DE AGUA

La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua. La primera operación conocida de inyección de agua fue efectuada en el año 1865, en el área de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin embargo, el uso de esta técnica no fue muy usado hasta la década de los cuarenta.

Bajo condiciones favorables, la inyección de agua es un método efectivo para recuperar petróleo adicional de un reservorio. Los factores que son favorables para una alta recuperación por inyección de agua incluye: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y continuidad del reservorio. Muchos proyectos de inyección de agua son "patrones de inyección" donde los pozos de inyección y producción son alternados en un patrón regular.

Es importante mencionar que, una de las primeras consideraciones en la planificación de un proyecto de inyección de agua, es localizar una fuente accesible de agua para la inyección. El agua salada es usualmente preferida a la agua fresca, y en algunos casos sé prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca para la inyección.

Características para el agua de inyección:

1. El agua no debe ser corrosiva. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno son dos fuentes comunes de problemas de corrosión.

2. El agua no debe depositar minerales bajo condiciones de operación. El encostramiento (Scale) se puede formar de la mezcla de aguas incompatibles o debido a cambios físicos que causan que el agua se convierta en súper saturada. El encostramiento mineral depositado por el agua usualmente consiste de uno o más de los siguientes compuestos químicos: BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3. El encostramiento mineral dentro del sistema de inyección no solo reduce la capacidad de flujo sino también proporciona un medio para que ocurra corrosión.

3. El agua no debe contener sólidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. Los materiales que pueden estar presentes como material suspendido son los compuestos que forman encostramiento tal como los mencionados en el punto anterior, limo, petróleo, microorganismos y otro material orgánico.

4. El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales arcillosos presentes en la formación. La importancia de esta consideración depende de la cantidad y tipo de minerales arcillosos presentes en la formación, así como de las sales minerales disueltas en el agua inyectada y permeabilidad de la roca.

5. La salmuera debe ser compatible con el agua presente inicialmente en la formación. El agua producida e inyectada debe ser manipulada separadamente, si no son completamente compatibles.

La geometría y continuidad del reservorio son importantes consideraciones en el diseño de una inyección de agua. Si el reservorio tiene buzamiento, una inyección periférica podría tener una mayor eficiencia de barrido que un patrón de inyección. La eficiencia de barrido puede ser definida como la fracción de la formación que esta en contacto con el fluido inyectado. La continuidad desde el pozo de inyección hacia el productor es esencial para el éxito de la inyección, y reservorios muy fallados son frecuentemente pobres candidatos para la inyección.

La profundidad del reservorio es otro factor que debe ser considerado en el diseño de una inyección de agua. El agua debe ser inyectada a una presión de tal manera que no fracture la formación. Si la presión de fracturamiento se excede, el agua fluirá a través de la fractura hacia el pozo de producción.

La viscosidad del petróleo es la mayor consideración para determinar el comportamiento

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