El documento trata sobre diferentes métodos de estimulación de pozos como la inyección de agua, gas e nitrógeno. La inyección de agua mantiene la presión del yacimiento y desplaza hidrocarburos, pero también puede causar saturaciones residuales que reducen la recuperación. La inyección de gas se usa comúnmente y puede ser interna o externa, dependiendo de las características del yacimiento. La inyección de nitrógeno también puede mejorar la recuperación de petróleo de manera inmiscible o miscible.

1. Materia:
Estimulación de Pozos
Ácidos y No Ácidos
Alumno:
Carlos Eduardo Prados Izquierdo
Karla Amairani Morales Aguilar
Jose Miguel Angel Diaz Amaya
Jose Carlos Escalante Avalos
Ingeniería Petrolera
Grado: VII Grupo: B
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2. Yacimiento de Gas y
Condensado
Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas
condensado. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases,
una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado.
Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no
cambia, pero la presión se reduce. Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozos
productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un cierto
punto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución; la fase gaseosa
muestra una leve disminución de las fracciones pesadas. La reducción continua de la presión
incrementa la fase líquida hasta que alcanza un volumen máximo; luego el volumen de líquido se
reduce.
La cantidad de líquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, también es un aspecto
económico esencial. Estas y otras consideraciones, tales como la necesidad de contar con
tecnologías de levantamiento artificial y estimulación de pozos, dependen de la extracción precisa
de muestras de fluido.

3. Inyección de
AguaSe sabe que al tener un yacimiento produciendo
hidrocarburos (agua o gas) durante cierto tiempo
llegará un momento en el que la presión del mismo
se hará inadecuada, o se comenzara a producir
cantidades importantes de otro fluido que no sea de
interés (agua), es en este momento cuando
comienza una recuperación secundaria. Ésta
consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido
para mantener el gradiente de presión y desplazar
volúmenes adicionales de hidrocarburos hacia los
pozos que conservan el carácter de productores.
Muchos de los planes de prospección de campos petroleros requieren inyección de
agua en los reservorios de petróleo mediante barridos con agua (barrer el aceite a los
productores) y para el soporte de presión (llenado de la fracción de huecos dejados
por los fluidos producidos), manteniendo así el depósito y también las presiones de
fondo fluyente encima de la presión del punto de burbuja de los fluidos.

4. Aspectos Positivos
Permite un mantenimiento total o parcial
de la presión del yacimiento
disminuyendo las perdidas por
condensación retrógrada (cuando se
trata de gas condensado) y logrando
mantener en un rango alto las presiones
de los pozos de producción.
Se tienen altas eficiencias volumétricas
de barrido de gas por agua.
Cuando se trata de yacimientos de gas
con zona de petróleo, el agua también
hace desplazamientos efectivos de
petróleo.
Aspectos Negativos
Se presentan altas saturaciones residuales gas
en las zonas invadidas por el agua, lo que
reduce considerablemente la fracción
recuperable del gas original en sitio.
·Se pueden presentar dificultades importantes
para mantener tasas de inyección elevadas en
el yacimiento.
·Drástica disminución de las tasas de
producción de gas cuando lo pozos
comiencen a producir agua.
Luego de la irrupción de agua se requiere
deshidratar el gas antes de comenzar su
procesamiento.

5. Conclusión Inyección de Agua
La inyección de agua es un elemento esencial en las modernas operaciones de
campos petroleros, mejora la recuperación de petróleo para agregar valor a los activos.
Los aspectos técnicos y económicos de la inyección de agua son de igual importancia
a los aspectos más tradicionales de la operación de campos petroleros y la
planificación.
Tomando en cuenta los aspectos señalados, el recobro de gas por inyección de agua
es en general menor que por inyección de gas. Para poner en marcha un proyecto de
inyección de agua éste de ser bien evaluado, considerando perfectamente todas las
pruebas de laboratorio que señalen la eficiencia del desplazamiento de gas por agua.

6. Inyección de Gas
La inyección de gas se utiliza ampliamente
como un método de recuperación
secundario para la producción de petróleo.
Es una forma de operación para mantener
la presión en los depósitos de petróleo, en
donde el gas producido se inyecta a la
formación a través de los pozos de
inyección de gas. Esto aumenta la presión
de la formación lo suficiente como para
empujar al petróleo y el gas hacia la
superficie a través de los pozos que
producen petróleo. El gas es recolectado y
se vuelve a inyectar. El petróleo producido
se acumula para un procesamiento y
refinamiento adicional.
La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de
petróleo y se uso inicialmente a comienzos del año 1900, 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, al final
de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo
desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento.

7. La inyección de gases inertes como el N2 y CO2 constituyen una alternativa muy
atractiva, para reemplazar el vaciamiento durante el reciclaje de gas en yacimiento de
gas y condensado.
Tipos de inyección
Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales:
 Inyección de gas interna
 Inyección de gas externa.
El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los
casos, la inyección de gas, como este es más liviano que el petróleo, tiende a formar
una capa superficial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento.

8. Inyección de gas interna o dispersa
Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general,
en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial donde no hay tendencia a
desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco
tiempo de haber sido inyectado.
Características:
Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.
Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se
colocan cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona
productiva del yacimiento.
La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.
Inyección de gas externa
Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas,
bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre
segregación gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.
Características:
Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el
petróleo.
Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md.
Los `pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribución areal del gas
inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos
requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de
inyección que se requieran.

10. Inyección de
NitrógenoProceso por el cual se inyecta gas nitrógeno en un yacimiento de petróleo para
aumentar el factor de recuperación de petróleo. Por debajo de la presión mínima de
miscibilidad (MMP), éste es un proceso inmiscible en el cual se incrementa la
recuperación por hinchazón de petróleo, reducción de la viscosidad y vaporización
limitada del petróleo crudo. Por encima de la MMP, la inyección de nitrógeno es un
drenaje de vaporización miscible. La miscibilidad del nitrógeno puede alcanzarse
solamente con petróleos ligeros que estén a presiones elevadas; por lo tanto, el
método miscible es adecuado solamente en yacimientos profundos.

11. El nitrógeno ha sido utilizado exitosamente para reemplazar el gas natural en la
recuperación de petróleo.
Los procesos que existen son:
a) Mantenimiento de Presión
b) Inyección cíclica
c) Producción de gas desde la capa de gas
d) Mejoramiento gravitacional
e) Empuje de gas
Mantenimiento de Presión
Este proceso consiste en inyectar el gas con la
finalidad de incrementar la presión del
yacimiento hasta por encima de su presión de
burbuja. Se utiliza mucho en yacimientos con
buena segregación gravitacional
Segregación gravitacional
El gas libre a medida que sale del petróleo se mueve hacia el tope de la estructura, esto ocurre
cuando al gas en su saturación critica, le es mas fácil subir al tope del yacimiento que al pozo
cuando hay una buena permeabilidad vertical, mientras que el petróleo drena hacia abajo, bajo la
influencia de la gravedad. Este flujo es paralelo al ángulo de buzamiento en vez de ser perpendicular
a este.
En el tope del la estructura se forma una capa de gas que se va expandiendo y esto permite la
movilización del hidrocarburo.

12. Proceso de Miscibilidad
Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo
existente. Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe una
interfase), el numero capilar se hace infinito y el desplazamiento de petróleo se asegura en un 100%
en los poros que son barridos por el agente desplazante, si la razón de movilidad es favorable. En
condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda ancha que se
expande y a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se
encuentra delante como un pistón.