Selección del tipo de inyección de acuerdo con la posición de los pozos

Tomando en cuenta la fundamentación teórica del capítulo 2, podemos deducir que: 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 recuperación puede llegar hasta un 70%.

Las principales ventajas que se tienen al emplear el método de recuperación secundaria por inyección de agua son:

• Rápida respuestas en presiones. • Elevadas eficiencias de barrido areal.

• El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto. • Se utilizan pocos pozos

• No se requiere buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua.

• No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores.

Las principales desventajas al momento de emplear el método de recuperación secundaria por inyección de agua son:

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

• No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión.

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

3.4.1.1. Propiedades de la roca reservorio para el método de inyección de agua

A continuación se muestran las propiedades de la roca reservorio (Petaca) atravesada por los 4 pozos. (ANEXO E)

TABLA 14: Propiedades Del Reservorio De La Formación Petaca.

Propiedades Valor Unidad

Área 3’930,019 m2

Área de saturación 770,749 m2

Volumen de roca 18,849.84 m³

Presión original 3,456 Psi

Temperatura 165 °F

Porosidad ponderada 13.53 %

Saturación de agua 47.84 %

Grados API 31

Factor volumétrico del petróleo (Bo) 1.773 Gravedad especifica del gas (SG) 0.758

Solubilidad del gas (Rsi) 1.235 PC/BL

Relación gas-petróleo 1.237 PC/BL

RS 1.284 Scf/Bbl

Presión actual 2,906.8 Psia

Permeabilidad relativa del agua 0.021 Md

Permeabilidad relativa del petróleo 0.042 Md

Viscosidad del petróleo 1.2 Cp

Viscosidad del agua 0.51 Cp

Índice de productividad 1.43 BPD/psia²

Volumen recuperado en la primera Etapa

221,000 m³

Reservas totales del yacimiento 1’470,000 m³ Fuente: [Elaboración propia basada en datos de YPFB CHACO].

Los pozos actualmente se encuentran produciendo por surgencia natural, por tipo de empuje de gas en solución.

Como se observó en la fundamentación teórica del capítulo 2, los reservorios que producen por surgencia natural de tipo empuje por gas en solución son muy buenos candidatos para realizar la inyección de agua.

Al momento de analizar la tabla 14, podemos observar que la presión del reservorio disminuyo, como se fundamentó en el capítulo 2 la disminución de la presión en un reservorio que produce por surgencia natural, provoca que los niveles de producción disminuyan, haciéndose necesario utilizar un método de recuperación secundaria para poder mantener la presión del reservorio en un nivel adecuado para poder seguir produciendo de manera satisfactoria.

Al momento de analizar la permeabilidad de la formación productora podemos determinar que la formación tiene una permeabilidad pobre debido que se encuentra en el rango de 1-10 (md), según la tabla 6 Grados de permeabilidad según BJ services, 2,003 encontrada en el capítulo 2.

Permeabilidad (k)= 5 md

Tomando en cuenta la tabla 5 “grados de porosidad” según BJ services, 2,003 que se encuentra fundamentada en el capítulo 2, podemos determinar que la formación productora Iquiri cuenta con una porosidad regular, encontrándose entre los valores de 10 a 15 %.

Porosidad (Ø)= 13.53 % [regular]

3.4.1.2. Consideraciones estructurales para determinación el método de Inyección de agua

Las estructuras encontradas en el área donde se encuentra el reservorio Petaca están definidas como pliegues anticlinales suaves, a continuación se muestran las características de interés del reservorio productor Petaca.

TABLA 15: Características Reservorio Petaca.

Reservorio Profundidad tope promedio (m) Espesor medio (m) Fluidos productores Petaca -2,700 60 Petróleo

Fuente: [Elaboración propia basada en datos de YPFB CHACO S.A.]. 3.4.1.3. Identificación de la producción del campo Patujusal

A continuación se describe las características de producción del campo Patujusal.

TABLA 16: Características De Producción Del Campo Patujusal.

Característica Tipo/ valor

Producción actual 440 Bbl/d] Fuente: [Elaboración propia basada en datos de YPFB CHACO S.A.]

En la tabla 16 se observa una declinación en la producción de 998 a 440 [Bbl/d] de petróleo, lo cual se debe principalmente a la disminución de la presión del reservorio Petaca mostrado anteriormente.

3.4.1.4. Determinación del método de recuperación secundaria

Tomando en cuenta los parámetros y datos obtenidos a continuación se hará una evaluación:

TABLA 17: Parámetros Para Determinación De Método De Recuperación Secundaria.

Parámetro Característica

Sistema de extracción Surgencia natural ( empuje por gas en solución)

Permeabilidad (k)= 5 md Pobre

Porosidad (Ø)= 15,6 % Regular

Fuente: [Elaboración propia basada en datos de YPFB CHACO S.A.].

Tomando en cuenta los parámetros mencionados en la tabla 17 se determinara el tipo de método de recuperación empleado en el proyecto.

De acuerdo a la fundamentación teórica del capítulo se determina que:

• Cuando tenemos un sistema de extracción tipo surgencia natural por empuje por gas en solución, es conveniente realizar la inyección de agua.

• La porosidad y permeabilidad no influyen de una gran manera en la elección del método, es decir que los valores obtenidos pueden ser beneficiarios tanto en la inyección de agua, como en la inyección de gas.

• La inyección de agua tiene mayor eficiencia de recobro que la inyección de gas.

3.4.1.5. Selección del diseño del modelo de inyección

Se realizara una tabla comparando los modelos de acuerdo a sus características para seleccionar el conviviente.

TABLA 18: Selección de modelo de Inyección.

Modelo Características Conclusión

Modelo de inyección total

Abarca toda la extensión del yacimiento considerando el número total de pozos productores

habilitados

No se selecciona el modelo debido a que el

proyecto no abarcara todo el yacimiento

Modelo selectivo de inyección

Abarca un solo sector del yacimiento, debido a su estructura provoca un

agotamiento de opresiones en el área.

Modelo seleccionado debido a que solo se abarcara una parte del

yacimiento para el proyecto Fuente: [Elaboración propia basada en datos de YPFB CHACO S.A.].

3.4.2. Realización de los cálculos correspondiente del método de inyección de