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INYECCIÓN 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 hace mas de 100 años en el área de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin embargo, el uso de esta técnica no fue muy usada 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. 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 prohibe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca para la inyección.
 * GENERALIDADES**


 * CARACTERÍSTICAS QUE DEVÉN DE TENER LAS AGUAS 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 super 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 de la inyección. Si todos los otros factores son los mismos, la recuperación de petróleo para un petróleo ligero será mayor que para un petróleo pesado. La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relación de la permeabilidad efectiva a la viscosidad.

La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petróleo es influenciado fuertemente por la relación de movilidad M, definido como la relación de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido desplazado. La cantidad de petróleo en sitio es directamente proporcional a la porosidad, saturación de petróleo y espesor del reservorio. La magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son consideraciones importantes. Si la permeabilidad es muy baja no será posible inyectar agua a altas tasas. Capas con alta permeabilidad y que son continuas entre el pozo inyector y productor causarán temprana irrupción del frente de agua en los pozos de producción y dejarán de lado petróleo en zonas de baja permeabilidad. El-Khatib concluyó a partir de un modelo matemático que el flujo cruzado entre capas (crossflow) mejora la recuperación de petróleo para sistemas con relaciones de movilidad favorable

**Tip ** **os de inyección. ** De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes **//Inyección periférica o externa. //**

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua petróleo.

//Características. //

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. 2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

 //**//Inyección en arreglos o dispersa. //** // Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores. //Característica. //

1. La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y posición de los pozos existentes. 2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal. 3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

 <span style="font-family: Arial,sans-serif;"> **<span style="font-family: Arial,sans-serif;"> CAMPOS QUE ACTUALMENTE INYECTAN AGUA ** CAMPO DINA CAMPO SAN FRANSISCO LOS MANGOS RIO RECIBAS CAMPO BALCON CAMPO TELLO CAMPO PURIFICACIÓN

<span style="font-size: 1.1em; margin: 0px; padding-bottom: 0px; padding-left: 0px; padding-right: 0px; padding-top: 5px;">**Campos de Ecopetrol**
[<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">Actualmente los campos bajo la operación de la Coordinación de Producción Huila que actualmente cuentan con la inyección de agua como método de recuperación secundaria son los que aparecen en la siguiente tabla. La inyección de agua en Dina Terciarios actualmente se encuentra como un proyecto piloto bajo la operación del Contrato de Producción Incremental CPI de Ecopetrol S.A. en asocio con Petrominerales Limited.

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> El sistema de inyección de agua se considera un sistema cerrado y con suministro de gas Blanqueting o de cobertura en todos sus tanques para evitar la entrada de oxígeno al sistema debido a que es un agente altamente corrosivo.

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> El sistema de inyección cuenta actualmente con 34 pozos inyectores los cuales se distribuyen de la siguiente manera:


 * ~ <span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">Campo ||~ <span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">No. Pozos Inyectores ||~ <span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">Activos ||~ <span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">Inactivos ||
 * <span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">Palogrande-Cebú PG-CB

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> Dina Cretáceos DK'S

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> Pijao PJ

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> Dina Terciarios DK'S || <span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">17

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 14

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 1

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 2 || <span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">13

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 13

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 1

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 2 || <span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;">4

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 1

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 0

<span style="font-family: 'Times New Roman',Times,serif;"> 0 ||