Inyección Alternada de Agua y Gas

Resumen

En el siguiente documento consta de una investigación teórica de la aplicabilidad de la inyección alternada de agua y gas (WAG por sus siglas en ingles) en yacimientos de petróleo, basado en investigaciones previas tanto teóricas como experimentales realizadas a partir de pruebas en campos, laboratorios y a través de modelaje matemático, tomando de ellas información concerniente al principio de este mecanismo de recobro mejorado, su ventana de aplicación y los resultados que se esperarían a través de la aplicación de este método.

El Mecanismo de recobro mejorado por inyección alternada de agua y gas está siendo muy utilizado en los campos de mar del norte, luego de que se hiciese no rentable la recuperación por inyección de agua. También fue usado en los campos de Malasia como lo veremos más adelante desde 2003 hasta 2006 con muy buenos resultados. Este es un Método en el cual se espera obtener una recuperación adicional del POES de alrededor del 10% además de aumentar la tasa de producción.

Principio o Fundamento de WAG

WAG como su nombre lo dice (Water Alterning Gas) consiste en la inyección al yacimiento de gas y agua en forma alternada, todo proceso de inyección alternada de agua y gas comienza por la inyección de gas y culmina con inyección de agua. El proceso se aplica desde 1950 y aporta beneficios que no son obtenidos con la inyección individual de agua o gas, y aunque muchas veces es utilizado después de un recobro por inyección de agua, como por ejemplo en los campos de Mar del Norte, muchas veces es utilizado como mecanismo de recobro secundario, es decir se aplica directamente después que el yacimiento ha agotado su energía inicial.

La inyección alternada de agua y gas se realiza en condiciones de inmisibilidad entre el gas y el petróleo, aunque en la actualidad se han realizado estudios para la inyección WAG en condiciones de miscibilidad, con gases como el CO₂, sin embargo estas operaciones se estudian como procesos diferentes.

El proceso es básicamente el siguiente: cuando la producción del yacimiento cae por debajo de lo económicamente factible y después de haber hecho un estudio de rentabilidad del proceso en los que se incluye los equipos para presurizar e inyectar el gas así como el precio del mismo y el transporte al lugar y los equipos para el manejo del gas producido, se procede con la inyección en el yacimiento a través de un pozo inyector de el gas. La tasa de inyección es variable dependiendo de la relación de movilidades de los fluidos y de la permeabilidad de la zona. Veremos más adelante que en las operaciones realizadas en el campo Dulang en Malasia, la taza estipulada para el proceso era de 4000 Mscf/day.

Luego de la inyección del gas se procede inmediatamente a inyectar el agua por el mismo pozo a una taza también dependiente de la movilidad y de la permeabilidad, para el caso señalado se registro una tasa de1000 STB/day. Con una duración de 90 días para permitir el ciclo alterno de gas y agua.

La relación de agua y gas puede ser uno a uno, sin embargo, el costo del gas puede hacer que esta relación cambie hasta 4:1 en algunos casos.

En las pruebas en laboratorio se reproducen los parámetros de porosidad, permeabilidad, presión y temperatura de un campo de interés y la inyección de cada fluido se hace hasta observar cambios en la distribución de fluidos o hasta que la taza de petróleo producido no aumenta más, a partir de este punto se cambia de fluido, y se repite el ciclo obteniendo así las mejores aproximaciones de las tasas y tiempos de inyección para el yacimiento.

En la actualidad para este tipo de pruebas de usa el estudio de micromodelos en combinación con simuladores 3D los cuales arrojan resultados de importante relevancia de parámetros adicionales a los ya mencionados como lo son por ejemplo la presión capilar, mojabilidad y datos de flujo capilar trifásico, datos que son claves para analizar y caracterizar este mecanismo de recobro mejorado. Así lo vemos en un estudio realizado en Eriot-Watt University a partir de 1999 por Tehrani, D. H., Sohrabi, M., Henderson, G. D. and Danesh, A.

Para la prueba ya mencionada se montó un aparejo de tanques de alta presión conectados al micromodelo y los fluidos contenidos en cada tanque (agua, gas y petróleo) fueron coloreados (petróleo de rojo, azul el agua y el gas fue coloreado digitalmente de amarillo), como se muestra en la figura.

El micromodelo fue saturado con agua y luego se forzó petróleo a altas presiones para simular las características del yacimiento. Cuando el micromodelo estuvo listo se procedió con la prueba inyectando gas hasta que cambiara la distribución de fluidos en el yacimiento o se mantuviera la tasa de producción de petróleo, y se observó que el gas que tiene mucha mayor movilidad que el petróleo comenzó a ocupar los poros y a desplazar petróleo.

Cuando es inyectada el agua se observa que ésta comienza a adherirse las esquinas de los poros (en un sistema mojado por agua) removiendo el petróleo de esta zona, lo que demuestra que el principio del mecanismo por parte del agua es el flujo por presión capilar y no por efecto de pistón (mecanismo que actúa cuando la fase mojante es el petróleo).

El agua en un principio rodea el gas hasta que la presión hace que el gas se vuelva inestable y comience a moverse en el medio poroso, ocupando el espacio que antes ocupaba el petróleo, haciendo que el mismo se mueva. Como se ve en las figuras a continuación.

Primer ciclo de inyección de gas

Primer ciclo de inyección de agua

Durante todo el proceso se obtuvieron imágenes en 2D de varias secciones transversales de la muestra.

Vemos como el mecanismo predominante es el desplazamiento por presión capilar por parte del agua que remueve el petróleo que se encuentra en las esquinas de los poros y que es imposible que remueva el gas. Por su parte el gas por tener mayor movilidad intenta ocupar mucho más espacio en los poros haciendo que se produzca aun más petróleo.

Estas pruebas no se pueden aplicar a campos reales directamente pero permiten hacer estimaciones para corroborar resultados obtenidos con simuladores 3D. Pero es importante señalar que uno de los resultados que arrojó fue que el factor de recobro solo en la aplicación de este proceso, es de 10%.

Es importante destacar que la tensión interfacial entre el gas y el petróleo a 500 PSIA y 100°F es de 15 mNm^-1, lo que demuestra que el proceso se hace bajo condiciones de inmisibilidad.

Ventana de aplicación

La ventana de aplicación para este proceso con respecto a la formación viene dada por requerimientos de presión y temperatura. Debido a que en la bibliografía consultada no hacen referencias a valores críticos.

La profundidad del yacimiento fue referenciada a los valores para inyección de agua o gas. Y en este orden de idea la misma está limitada sólo por la presión de fractura de la formación problema que podría ocurrir si el yacimiento es muy somero, y por los costos de bombeo si la profundidad es muy grande, sin embargo no se cuentan con valores específicos y estos dependerían de un análisis económico y geológico para el campo de interés.

El espesor de la arena no es crítico pero es ventajoso si el espesor es muy alto ya que en este tipo de recuperación mejorada la segregación gravitacional juega un papel importante. En el caso que veremos más adelante los espesores de arena son mayores a 20 pies.

La temperatura del yacimiento tampoco es crítica, es comúnmente encontrado en la literatura que el mecanismo es aplicado en yacimientos con temperaturas mayores a 100°F

Por su parte las características del fluido son petróleo relativamente liviano (>25 °API), viscosidades menores a 20 cp. Ya que la diferencia de viscosidades muy grande entre el gas y el petróleo le quita eficiencia el mecanismo.

Aplicación en el Campo

Este mecanismo fue puesto en marcha desde 2003 hasta el 2006 en algunos campos de malasia.

Las estimaciones de producción primaria de petróleo de este país estaban dadas hasta 2007 pero el consumo de petróleo del mismo va en aumento por lo que es necesaria la implementación de un mecanismo de recuperación mejorada. El campo producía desde 1995 con inyección de agua, las investigaciones estaban centradas más recientemente para la inyección de nitrógeno. Sin embargo la producción por WAG dio muy buenos resultados.

El caso estudiado consiste en la comparación de la producción por la inyección de aire con la producción obtenida con la inyección de agua y WAG.

El campo estudiado es Dulang y las características generales de sus yacimientos están dadas por la tabla siguiente:

Los mecanismos aplicados anteriormente en el campo fueron los siguientes:

EL primer caso base, la recuperación secundaria mediante la inyección de agua se mantuvo desde el año1996 a 2020(estudio hipotético). Esta inyección de agua se inició después del agotamiento de la producción primaria desde 1991 hasta 1996. La máxima tasa de inyección de agua en general se estableció como 10000 STB / día.

El segundo caso base describe la situación real adoptada en el yacimiento, y es la aplicación de WAG en el año 2002 después de la recuperación secundaria. Por lo tanto, el modelo se llevó a cabo desde el año 2003 y la producción de petróleo se predijo hasta el año 2020. El objetivo superior fijado para la tasa de inyección de gas en superficie fue 4000Mscf/day con fracción de reemplazo porosidad de 0,7. El objetivo fijado para la inyección de agua en la superficie era de 10000 STB / día, sin control inmediato. El período de tiempo de inyección alternada de agua y gas se estableció en 90 días para permitir la alternabilidad del ciclo.

En las simulaciones se cambiaron parámetros como la tasa de inyección y la distribución de los pozos para obtener la mejor tasa de producción y el mayor recobro. Luego estos valores se compararon con los obtenidos con los mecanismos empleados previamente.

FOPT: Total Field Oil Production

FWCT: Field water cut

Comparación de producción total de petróleo con el corte de agua para el campo. Después de optimizar el tiempo de inyección de nitrógeno.

Comparación de producción total de petróleo con el corte de agua para el campo. Después de optimizar la configuración de los pozos.

Y las conclusiones del trabajo de investigación realizado para este campo fueron:

El incremento de la recuperación de petróleo utilizando inyección de aire se podría obtener si el método se implementa en los yacimientos E12-14 del campo Dulang. La inyección de aire en el campo Dulang podría producir 11MMstb a finales de año 2020. El EOR WAG actual en Dulang en los yacimientos E12-14 pueden producir 9,2 MMBN a finales de año 2020. Sin embargo, el aumento significativo de la relación gas petróleo sugiere que si se implementa la inyección de aire en el año 2006 entonces se deben adoptar medidas para eliminar la cantidad de gas en el petróleo producido. Se deben hacer estudios en laboratorio para determinar la reactividad del yacimiento con el oxígeno inyectado en el aire.

Factor de Recobro esperado

La inyección alternada de agua y gas es un mecanismo que aumenta tanto la taza de producción como el factor de recobro final. Según resultados de operaciones realizadas y datos obtenidos de simuladores se puede obtener un recobro de hasta 13% del petróleo original en sitio solo con la aplicación de inyección WAG.

Conclusiones

· El principio fundamental del mecanismo de recobro mejorado es la combinación de desplazamiento del petróleo por empuje por parte del gas con la movilización por capilaridad por parte del agua.

· El mecanismo se aplica en yacimientos donde la fase mojante es el agua.

· La segregación gravitacional puede influir positivamente en el proceso.

· Es un mecanismo que aumenta la tasa de producción así como también el recobro final.

· Puede ser usado como mecanismo de recobro secundario o terciario, como es costumbre después de la producción por inyección de agua.

· El recobro solo por el método es de hasta un 13%.

· La relación de agua y gas depende en muchos casos del costo y la disponibilidad del gas.

Referencias

D. H. Tehrani, A. Danesh, M. Sohrabi And G. Henderson. Enhanced Oil Recovery Y Water Alternating Gas (Wag) Injection. Department Of Petroleum Ingineering, Heriot-Watt University Edinburgh, Uk. Paper 01,04 y 06. 1999-2001

Creado por Moises Graterol