Inyeccción de Agua

7/24/2019 Inyecccin de Agua

1/15

Captulo

8

Consideraciones prcticas durante

la inyeccin de agua

y

gas

Introduccin

Los captulos previos cubren los diferentes aspectos de la inyeccin de agua y gas

en yacimientos petrolferos e incluyen las teoras y mtodos desarrollados para expli-

car y estimar el comportamiento de yacimientos sometidos a dichos procesos. Sin em-

bargo, existe una cantidad apreciable de detalles prcticos que se requiere considerar

para asegurar el xito de los referidos proyectos en el campo y sobre este tema la litera-

tura especializada en la inyeccin de agua y gas ofrece varias publicaciones. As, re-

cientemente Thakur y Satter ' y, previamente, Ferrer? y Rojas , sealan algunas conside-

raciones relacionadas con el tiempo ptimo para el inicio de la inyeccin, la seleccin

de los fluidos, los esquemas de inyeccin, los pozos inyectores y productores, la in-

fraestructura para la inyeccin y el tratamiento de los fluidos, el monitoreo de los pro-

yectos de inyeccin, los problemas ms frecuentes que se presentan y sus posibles so-

luciones, los aspectos econmicos y los casos de campo.

A continuacin se describen los tpicos ms relevantes expuestos en estas consi-

deraciones, los cuales son de gran utilidad prctica.

2 Tiempo ptimo para el inicio de un proceso de inyeccin

de fluidos

Los yacimientos de petrleo y gas son como los seres humanos: cada uno es dife-

rente, con sus caractersticas particulares. En relacin con el inicio de las operaciones

de inyeccin, hay que evitar retrasar el tiempo ptimo para el comienzo fsico de la in-

yeccin. En todos los casos es necesario reconocer lo ms temprano posible en la vida

productiva de un yacimiento la necesidad de inyeccin para lograr los objetivos espec-

ficos. La planificacin temprana, aun cuando no sea en detalle, har posible la toma de

los datos bsicos en el momento ms adecuado para el anlisis de la ingeniera reque-

rida. Esto puede conducir a la modificacin del programa de desarrollo a fin de que los

277


2/15

27

pozos puedan ser perforados con la mxima eficiencia para el programa de - ec

a un costo mnimo de reperforacin y reparaciones.

El i nicio de un proyecto de inyeccin de agua o gas es una funcin de iferen es

variables de los yacimientos, entre las cuales pueden citarse los mecanismos de pro-

duccin y la presin inicial, la presencia y tamao de acuferos y/o capa de gas,

y

las

propiedades de los fluidos, en particular, la presin de burbujeo, entre otros.

A l

respecto, Craig> recomienda que para maximizar el recobro del petrleo, la

presin ptima en el yacimiento a la cual se debe invadir es la del punto de burbujeo.

En este caso, la presin de inyeccin debe estar entre 200 y 300 lpc por encima de la

presin de burbujeo.

Las ventajas de este procedimiento son:

El petrleo remanente tiene la

mxima cantidad de gas en solu-

cin, lo cual genera un factor vo-

lumtrico mximo y un volumen

mnimo de barriles normales.

Como se observa en la Figu-

ra8.l,

a esta presin, la viscosi-

dad del.petrleo es mnima, por

.lo cual mejora la razn de movi-

lidad y las eficiencias del despla-

zamiento y del barrido.

- Los pozos productores tienen el

mximo ndice de productivi-

dad.

- No hay retraso en la respuesta

del yacimiento a la invasin de-

bido a que se encuentra lleno de

lquido.

Las desventajas podran ser:

-Requerimiento de altas presio-

nes de inyeccin que ncrernen-

tan los costos.

Exige-ncia de grandes inversio-

nes al comienzo de la vida pro-

ductiva del yacimiento, cuando

sera ms econmico producir

el yacimiento por su propia

energa.

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C

o.

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Presin , Ipc

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[I]

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o 2 3 4 5

Presin , Ip c

Figura 8.1. Efecto de la presin sobre las pro-

piedades

PVf

del petrleo.


3/15

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos

La generalizacin del tiempo ptimo para el inicio de un proyecto de manteni-

miento por inyeccin de gas tiene un sentido prctico limitado por el excesivo nmero

de variables que se deben considerar, tanto desde el punto de vista econmico como

de las caractersticas del yacimiento.

As, por ejemplo, el tiempo ptimo para el inicio de la inyeccin se relaciona con

el proceso que mejor se adapte a un campo determinado. En este sentido, la inyeccin

de agua a bajas presiones quizs deba iniciarse cuando el yacimiento presente una sa-

turacin de gas ptima; los yacimientos con bajas permeabilidades probablemente re-

quieran de un proyecto de mantenimiento de presiones inmediato para conservar la

productividad de los pozos; un proceso de desplazamiento por gas inmiscible quizs

sea conveniente cuando la presin haya declinado para que los costos de compresin

sean menores; y, finalmente, los procesos de gas miscible conviene iniciarlos a eleva-

das presiones para lograr las condiciones ms apropiadas.

En campos maduros, el tiempo ptimo ya pas y en todo caso la pregunta deber

referirse a cul es el mejor proceso que ha de utilizarse o, bien, a si el aumento de pre-

sin puede ofrecer oportunidades para otros procesos.

En general, no existen mtodos para calcular directamente el tiempo ptimo para

el inicio de un proyecto de inyeccin de fluidos. En su lugar, ese clculo debe hacerse

luego de un estudio de diferentes estrategias de explotacin que considere el inicio en

diferentes etapas del agotamiento y luego del anlisis econmico correspondiente a fin

de decidir lo ms conveniente.

3 Seleccin del fluido de inyeccin

La seleccin del fluido apropiado para inyectar en un determinado yacimiento es

quizs la parte ms difcil del diseo de cualquier operacin de inyeccin. General-

mente el agua ye l gas son los materiales menos costosos y estn disponibles en canti-

dades suficientes para el desplazamiento de petrleo. En esta actividad es donde el co-

nocimiento, la imaginacin y el ingenio del ingeniero de yacimientos permite desarro-

llar programas de inyeccin que mejoren apreciablemente el recobro y los beneficios

econmicos de la mayora de los yacimientos.

En general, el agua es ms eficiente que el gas en desplazar el petrleo porque

tiene mayor viscosidad, menor movilidad y porque las rocas presentan menor permea-

bilidad efectiva al agua que al gas. Esto produce una razn de movilidad agua-petrleo

menor que la de gas-petrleo y, por lo tanto, la eficiencia del barrido areal y volumtri-

co y la del desplazamiento son mayores.

En yacimientos naturalmente fracturados e hidrfilos, el agua desplaza el petr-

leo de las fracturas por empuje viscoso;

y

de la matriz, por imbibicin. El avance rna-

croscpico del frente de agua est dominado por las fuerzas gravitacionales .

279


4/15

28

Magdalena Pan s de Ferrer

;

.

En yacimientos con

v ri in

vertical de permeabilidad, donde las capas tienen

continuidad vertical, la imbibicin tambin ayuda en el desplazamiento de petrleo

por agua pues logra que sta penetre en las capas de menor permeabilidad y desplace

el petrleo hacia las ms permeables, tal como ocurre en Venezuela en los yacimien-

tos de Barinas-.

Por ltimo, la inyeccin de agua como un mtodo de recuperacin terciaria ha re-

sultado exitosa en yacimientos agotados con una alta saturacin de gas, debido a que

el aumento de la presin del yacimiento genera un aumento de la tasa de produccin.

En cuanto a la inyeccin de gas se conoce que en arenas barridas por agua no ha

producido buenos resultados. Slo en yacimientos con alto relieve estructural, la segre-

gacin gravitacional ayuda al gas a recuperar petrleo adicional de zonas invadidas por

agua debido a que la presin a travs de los canales de gas formados entre los pozos de

inyeccin y produccin beneficia el levantamiento del petrleo.

Una limitacin importante de los proyectos de inyeccin de gas en el futuro es su

falta de disponibilidad en cantidad suficiente, mientras que cuando se inyecta agua,

generalmente existe una mayor disponibilidad de agua superficial y subterrnea en

muchos de los campos petroleros.

Si no se dispone de agua en superficie es conveniente el tratamiento

y

la reinyec-

.cn de aguas efluentes para evitar la contaminacin ambiental. En Venezuela se estn

incrementando los proyectos de inyeccin de agua

y

disminuyendo los de gas natural

por el

v lor

cada vez mayor de dicho hidrocarburo.

Para obtener un eficiente desplazamiento del petrleo remanente en zonas inva-

didas por agua es necesario inyectar un fluido miscible o altamente soluble en el petr-

leo, como el

dixido

de carbono (C0

2

)

o el gas natural enriquecido con propano.

1

1 .

4 Esquemas de inyeccin

La experiencia de campo ha demostrado que en muchos yacimientos hornog-

neosy continuos, la recuperacin adicional de petrleo por inyeccin de agua es ms

efectiva cuando se mantiene la presin por inyeccin en la periferia.

Cuando la inyeccin perifrica falla por la falta de continuidad entre la periferia y

el centro del yacimiento, por la heterogeneidad y por la baja permeabilidad, es conve-

niente inyectar y producir los fluidos en arreglos o patrones de pozos.

En general se recomienda lo siguiente:

Usar la inyeccin en arreglos de 5, 7 Y9 pozos en yacimientos con poco buza-

miento y cierto grado de heterogeneidad, pues han resultado ms beneficiosos

que los arreglos en lnea.

Utilizar arreglos en lnea en yacimientos inclinados, pues permiten lograr un

buen control del frente de barrido.


5/15

De acuerdo con las movilidades de los fluidos desplazante y desplazado, resul-

ta preferible:

- Un arreglo de 7 pozos invertido, si la movilidad del fluido desplazante es ma-

yor que la del petrleo.

- Un arreglo de 7 pozos normal, si es menor que la del petrleo, y

- Un arreglo de 5 pozos, si es igual a la del petrleo.

Preferir el uso de los arreglos de 7 pozos a los de S pozos por las razones si-

guientes:

- Mayor eficiencia de barrido areal

- Menor nmero de pozos inyectores

En la prctica, la seleccin del tipo de arreglo depende de la distribucin geom-

trica de los pozos existentes y, finalmente, de los anlisis econmicos de los planes de

explotacin, los cuales se realizan con modelos analticos o numricos de los yaci-

mientos.

Sin embargo, hay que tomar en cuenta que el nmero ptimo de pozos para de-

sarrollar un yacimiento es proporcional a la cantidad de petrleo in situ y a la producti-

vidad por pozo individual, razn por la cual los yacimientos de mayor espesor se deben

desarrollar con un espaciamiento menor que los delgados. Mientras ms adversa sea la

razn de movilidad

Al

1), ms pequeo debe ser el espaciamiento para incrementar

la eficiencia del barrido.

La perforacin interespaciada

tiene diferentes propsitos de

acuerdo con las caractersticas del


yacimiento. La ubicacin de los po-

zos interespaciados se decide con

base en el comportamiento de in-

yeccin/produccin, la descripcin

del yacimiento, las predicciones del

modelo analtico o numrico y la

evaluacin econmica. Este mto-

do de desarrollo da muy buenos re-

sultados cuando la inyeccin de flui-

dos es poco eficiente.

AS,

en yaci-

mientos lenticulares con poca conti-

nuidad lateral de las arenas, como

se ilustra en la

Figura

8.2, los

POZ?S

interespaciados ayudan a drenar pe-

trleo que no se ha producido por

falta de pozos que lo capturen.

28 1

Pozo

Pozo

actual

Pozo

lntereap actade

. . . .

Po .zo

actual

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i

I

I

L

Figura

8.2.

Pozos interespaciados en yacimientos

lenticulares (segn Rojas ).


6/15

28 2

Figura 8.3. Inyeccin de agua

y

gas en yac-

mientosinclinados segn Rojas ).

Magdalena Paris de Ferrer

En yacimientos heterogneos con

grandes contrastes areales de permeabi-

lidad, el pozo interespaciado se justifica si

puede drenar un volumen grande de pe-

trleo que compense econmicamente

su costo. Se recomienda orientar los po-

zos inyectores y productores preferible-

mente en la direccin de los canales y

ubicar los pozos productores en las regio-

nes de mayor permeabilidad.

En los yacimientos uniformes la ex-

plotacin con un espaciado ptimo? slo

contribuye a acelerar la produccin y no a

.aumentar las reservas o el recobro final.

En yacimientos inclinados, se reco-

mienda inyectar agua en la parte inferior

de la estructura y gas en la parte superior,

con el fin de aprovechar la segregacin

gravitacional, tal como se observa en la

Figura 8.3.

En yacimientos con empuje hidrulico se requiere un adecuado nmero de po-

zos para asegurar una buena eficiencia de barrido, lo cual se traduce en un espaciado

pequeo de los pozos , En estos casos no es recomendable ubicar los pozos inyectores

muy adentro en el acufero (lejos del contacto agua-petrleo), ya que se pierde una

cantidad sustancial de agua sin obtenerse su efecto positivo en la zona de petrleo.

En general, los proyectos de inyeccin de agua con empuje hidrulico se ini-

cian con arreglos perifricos; sin embargo, a medida que se tiene una mejor des-

cripcin del yacimiento se cambia a inyeccin por arreglos y luego, para controlar la

heterogeneidad, se procede a la perforacin interespaciada, que mejora la eficien-

cia de barrido areal y vertical, el balance de la inyeccin y la continuidad lateral del

barrido, y reduce el lmite econmico. La Figura 84 muestra como mediante la

perforacin interespaciada, se convierten arreglos de 5 pozos en arreglos de 9 y

arreglos de 7 pozos en arreglos de 13.

5 Pozos nyectores y.productores

Los pozos de inyeccin y produccin requieren consideraciones particulares en

los proyectos de inyeccin de fluidos. En stos suelen presentarse varios problemas

como: altas tasas de produccin de agua y gas en los pozos de inyeccin, rotura de re-

vestidores, fallas mecnicas, perforaciones, conificacin de agua y gas,

y

fallas del ce-


7/15

mento que originan baja eticit'l1l:ia de

barrido y alta produccin de I()~

fluidos

inyectados.

Para subsanar esos probkl1las se

utilizan mtodos mecnicos, qumicos

y/o de cementacin, pero hay que to-

mar en cuenta el tipo de yacin iicnto. As,

para formaciones estraticad: resultan

ms adecuados la cementacit)11 Y los

sistemas mecnicos, pero st()~ 110son

tan efectivos en yacimientos hOll1og-

neos, para los cuales se pueden utilizar

barreras qumicas a fin de

crc.ir

cierres

a la produccin de agua y/o

gilS.

En los pozos inyectores

St US\I\

he-

rramientas mecnicas colo(';\lI;\s en el

fondo para controlar la inyect:it l\\ en las

O Pozo?,odueto, zonas de inters: las empacadllr;\s Ylas

Pozo nterespacl


8/15

1 ,

284

mutacin,

o si el agua se est diri-

giendo fuera de la zona de inters, tal

como se observa en la Figura 8.5.

El anlisis de los grficos de

Hall permite realizar cambios en las

prcticas operacionales o la adicin

de nuevos pozos.

Dependiendo de sus condicio-

nes mecnicas, se recomienda usar

como inyectores los pozos viejos si

estn bien ubicados para el proceso

de invasin y poseen buenas condi-

ciones mecnicas, a fin de minimi-

zar la perforacin de pozos nuevos.

En algunos casos, los operadores

prefieren usar pozos productores

malos como inyectores, lo cual no es

conveniente, ya que regularmente

un pozo mal productor es un mal in-

yector.

3

25

ro

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3 4 5

Agua inyectada acumulada, MBbls

Figura 8.5. Grfico de Hall para varias condiciones

de inyeccin (segn Smith ) Cobb ),

En yacimientos fallados es recomendable colocar los pozos inyectores retirados

de la falla y los productores cerca de la misma, para reducir el riesgo de perder la zona

productiva.

6 Infraestructura para la inyeccin y tratamiento

de los fluidos

Las operaciones de campo dependen de los sistemas de inyeccin, de la compa-

tibilidad y tratamiento de los fluidos, de los pozos de inyeccin y del uso de pozos viejos

o la perforacin de pozos nuevos. En Thakur y Satter se describen detalles relativos a

los tres primeros aspectos para el caso de inyeccin de agua.

Los equipos de inyeccin son un elemento de gran importancia econmica en la

seleccin final del fluido de inyeccin; as por ejemplo, se sabe que las bombas de in-

yeccinde agua son menos costosas que los compresores requeridos para elevar la

presin del gas, pero el costo del tratamiento del agua es mayor. Las instalaciones de

produccin, los tipos de inyeccin, la presin y la tasa de inyeccin son variables muy

importantes.

La presin de inyeccin debe ser inferior a la presin de fracturamiento de la for-

macin y algunos autores

lO

, ti

recomiendan calcular la mxima presin de inyeccin


9/15


28 5

basndose en un gradiente de presin hidrosttica de 0,75 lpe/pie, lo cual da un mar-

gen de seguridad para no fracturar la formacin.

Una calidad pobre del agua de inyeccin genera graves problemas en los pozos,

los cuales requerirn constantemente trabajos costosos de reacondicionamiento tales

corno: achicamiento, limpieza, acidificacin y fracturamiento para mantener un nivel

aceptable de inyectividad. Hasta los pozos inyectores de agua de buena calidad requie-

ren algunas veces trabajos de reacondicionamiento para ese mismo fin.

Los problemas que origina la inyeccin de un fluido de baja calidad son:

l. Elevadas presiones de inyeccin

2. Reduccin de la eficiencia de barrido y, por lo tanto, del recobro de petrleo

3. Corrosin en los pozos de inyeccin

4. Taponamiento de la formacin y reduccin de la inyectividad

5. Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyeccin.

A continuacin se presentan los tratamientos que se deben realizar al gas y al

agua de inyeccin para mejorar su calidad (Tabla 8.1).

Tabla 8.1

Tratamientos al gas yagua de inyeccin

Fluido

Objetivo Tratamiento

Gas Eliminar los componentes corrosivos Procesos de endulzamiento

Eliminar los residuos carbonadas Filtracin

Agua

Remover slidos Filtracin

Prevenir la corrosin y deposicin de Tratamientos qumicos

sales metlicas

Reducir el contenido de crudos y

limpiar la cara de la arena

Eliminar los gases corrosivos

Reducir las bacterias

Inyecte un tapn de detergente

Aireacin

Tratamiento qumico del agua con

cloro, aminas,

Ienoles

o compuestos

amoniacales

Elcontrol de la corrosin es de gran importancia en la operacin de procesos de

inyeccin de fluidos para el recobro de petrleo, si se quiere evitar la reduccin de la

vida til de los equipos y el taponamiento que producen en los pozos inyectores los re-

siduos de la corrosin, los cuales disminuyen la inyectividad y originan la necesidad de

mayores presiones.

i

Elmantenimiento inadecuado tambin puede conducir a la necesidad de ma-

yorespresiones para alcanzar las tasas deseadas. Por otra parte, el diseo, construc-

,:- .


10/15

. .

I

28 6


cin y monitoreo de las facilidades de inyeccin reducen los costos de tratamiento de

los fluidos, las reparaciones y la estimulacin de pozos, con lo que se disminuyen los

costos de operacin y mantenimiento, y se reduce la prdida de produccin de petr-

leo.

En cuanto al diseo de las instalaciones de produccin ste depende del tipo de

.: fluido que se inyecta y se produce: en el caso de inyeccin de agua se deben planificar

'. instalaciones para desmulsificar y deshidratar el crudo; y en el caso del gas, el trata-

miento y la deshidratacin son frecuentes.

7 Monitoreo de los proyectos de inyeccin

El monitoreo de los proyectos de inyeccin de fluidos como agua y gas es vital

para asegurar el xito de los mismos y para ello se usan procesos computarizados cada

vez ms sofisticados. Aplicaciones como Oil Field Manager OFM,para gerenciar infor-

macin de los yacimientos o simuladores numricos como Eclipse son de uso cada vez

ms frecuente para tales propsitos. Los trabajos de Thakur y Satter as como los de

Ferrer? presentan informacin detallada sobre esta materia, la cual se incluye en la ma-

yora de los tpicos tratados en este captulo, tales como: la determinacin del petrleo

residual al inicio del proyecto, los registros de inyeccin y produccin, la identificacin

y el recobro del petrleo remanente, la caracterizacin cada vez ms detallada del ya-

cimiento, la ubicacin de la inyeccin y produccin de los fluidos, la deteccin de ca-

nales y zonas de elevadas permeabilidades, el monitoreo de los frentes de fluidos, la lo-

calizacin de la ruptura de los fluidos, de la migracin ydel flujo cruzado, y la utilizacin

de la simulacin de yacimientos como herramienta de monitoreo. Mediante sta, se

puede realizar el cotejo de la historia de produccin

y

detectar zonas de entrada de

agua o canales de alta permeabilidad.

Asimismo, es necesario determinar durante el seguimiento de proyectos de in-

yeccin de fluidos aspectos tales como: los problemas de los pozos.Ias canalizaciones

detrs de las tuberas de produccin, zonas comunicadas indeseables, los trabajos de

reacondicionamiento de pozos por estimulacin, geles, qumicas diversas, tapona-

mientas mecnicos y qumicos,

y

las recompletaciones, entre otros. Tambin, pueden

usarse trazadores y registros de diversos tipos y, en el futuro; se estima que es posible

detectar con mediciones continuas las posiciones de los frentes para una mejor defini-

cin y monitoreo de los proyectos.

Los pozos de observacin y monitoreo se han utilizado en varios proyectos de

campo con xito para una mejor comprensin y control del proceso de inyeccin en el

yacimiento.

Entre los aspectos relacionados con el yacimiento que merecen la atencin en

los programas de monitoreo se encuentran los siguientes: las presiones tales como

restauracin y declinacin de presiones, presiones estticas, RFT y medidas conti-


11/15

Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos 287

nuas para determinar gradientes, entre otros; las tasas de petrleo, agua, gas, corte de

agua

y

RGP;

y

el balanceo de los arreglos como: control de vaciamiento, eficiencia

are al y vertical.

Las causas que pueden provocar la disminucin de presin y produccin podran

ser: canalizacin del fluido inyectado por arenas muy permeables siri drenaje adecua-

do, fuga del fluido inyectado hacia otras arenas por comunicacin en los pozos o por

coalescencia entre lentes, o sistemas inadecuados de medicin.

El factor de reemplazo es la relacin del fluido inyectado a los fluidos producidos.

Una forma de mantener este factor positivo es llevando un balance de los fluidos inyec-

tados y producidos por arreglo, lo cual minimiza la migracin de petrleo a travs de

los lmites, mejora la captura del petrleo movilizado y reduce el volumen de agua reci-

clada. Esta tcnica incrementa la eficiencia de barridol '.

8 Problemas que se presentan y posibles soluciones

Los problemas que se presentan durante la inyeccin de fluidos son muy diversos

y sera prcticamente imposible un anlisis exhaustivo. Adems, como se ha referido,

cada yacimiento y cada proyecto es particular, por lo cual requieren consideraciones y

soluciones particulares. En general, los problemas y su posible solucin estn relacio-

nados con algunos factores que se describen a continuacin:

8 Tasa de inyeccin

. ,.

En yacimientos horizontales, las altas tasas de inyeccin disminuyen el efecto ne-

gativo de la segregacin gravitacional sobre la eficiencia de barrido vertical, pero pue-

den producir inestabilidad viscosa del frente que se manifiesta por una rpida canaliza-

cin del fluido desplazante.

En yacimientos inclinados y en los naturalmente fracturados es recomendable in-

yectar a tasas bajas por las siguientes razones:

Favorecen la segregacin gravitacional e impiden la inestabilidad viscosa del

frente de invasin.

Favorecen la imbibicin del agua en la matriz y su segregacin gravitacional en

las fracturas.

Sin embargo, debe tenerse presente que las tasas bajas de inyeccin pueden

afectar negativamente la economa de un proyecto porque retardan la recuperacin de

la inversin.

'1

8 2 Barrido del yacimiento

En la seleccin del fluido para inyectar se debe considerar cul de las opciones

disponibles genera un mejor barrido del yacimiento. A tal efecto, se deben tener pre-


12/15

. /

28 8


sentes las heterogeneidades del yacimiento, la razn de movilidad y la segregacin gra-

vitacional de los fluidos.

8.2.l. Heterogeneidades del yacimiento

Posiblemente, la principal razn por la cual fallan muchos proyectos de inyeccin

,de fluidos es el desconocimiento de las heterogeneidades ms comunes que se en-

cuentran en los yacimientos:

Variacin areal y vertical de la permeabilidad

Lenticularidad de las arenas

Fracturas naturales e inducidas

Permeabilidad direccional

Falta de comunicacin entre los pozos de inyeccin

y

produccin

Cuando el yacimiento es muy heterogneo es preferible no someterlo a procesos

de desplazamiento pozo a pozo, pero s realizar estimulacin de los pozos productores.

Si la heterogeneidad es limitada, se puede intentar la inyeccin selectiva en las arenas

ms continuas y de mejor desarrollo, y perforar pozos interespaciados.

8.2.2. Razn de movilidad

Una razn de movilidad desfavorable C M > 1) produce:

Inestabilidad viscosa del frente de invasin

Pronta irrupcin del fluido desplazante en los pozos de produccin

Bajas eficiencias de barrido

Para evitar la inestabilidad viscosa, se recomienda tener en cuenta los siguientes

lmites de viscosidad en proyectos de inyeccin:

Para agua:

fJ

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