4.- Cap. 4 Mecanismo de Empuje Gas Natural

CAPÍTULO 4

MECANISMO DE EMPUJE POR CASQUETE DE GAS PRIMARIO

Caracterización Energética de Yacimientos

Ing. Jesús E. Mannucci V., MSc. 4-1

CAPÍTULO 4

MECANISMO DE EMPUJE POR CASQUETE DE GAS PRIMARIO

En un yacimiento bajo empuje por casquete de gas primario, la "zona de petróleo"

tiene una "zona suprayacente de gas". En este caso la cantidad total de gas en el

yacimiento fue muy alta para ser retenida en solución por el petróleo a la presión

existente en el yacimiento. Cada barril de petróleo está saturado de gas y el resto,

llamado "GAS LIBRE ", ha emigrado hacia la región estructural más alta en el

yacimiento debido a su menor densidad. La separación entre ambas zonas no es

una interfase, sino que se realiza a través de una franja denominada "ZONA DE

TRANSICION GAS-PETROLEO ", la cual cubre solamente unos pocos pies y cuyo

límite inferior es una moderada pero aguda superficie horizontal denominada

"CONTACTO GAS-PETROLEO" (CPG) .

El "CASQUETE DE GAS", puede ser que cubra casi toda o solamente una parte

de la "zona de petróleo" , según sea la geometría del yacimiento, lo cual se señala

en la Figura 4-1 . En el yacimiento A, el casquete de gas cubre la mayor parte de la

zona de petróleo, mientras que en el yacimiento B ambas zonas coinciden en los

flancos.

El empuje por casquete de gas resulta de la expansión de dicho casquete por la

reducción de presión debida a la producción de fluidos y para que sea importante se

necesita un casquete original de gas grande formado por segregación

gravitacional, el cual para ser efectivo requiere u n yacimiento con alta

permeabilidad vertical, espesor considerable o apre ciable buzamiento. La

producción "no controlada de gas" reduce su efectiv idad y se pueden lograr

recobros de petróleo por este mecanismo entre 25,0 a 60,0% (Figura 4-2). Se

caracteriza por los siguientes signos:

� Baja declinación de la presión del yacimiento y de la tasa de producción.

� Relación gas-petróleo aumenta lentamente y para evitar que suba

bruscamente, la cual es indeseable, los pozos alcanzados por el casquete

de gas deben ser cerrados.



Figura 4-1 --Ubicación del Casquete de Gas Primario

Figura 4-2 Comportamiento de Producción del Empuje por Casquete de Gas

Primario

El comportamiento típico de la relación gas-petróleo (RGP) y de la presión del

yacimiento (P) en una formación petrolífera con casquete de gas en función del factor

recobro de petróleo (FRP), se muestra en la Figura 4-2 .



Mientras que no se produzca gas del casquete, por igual se mantendrán bajas las

relaciones gas-petróleo y la disminución de la tasa de producción será proporcional a

la producción o recobro acumulado. Más tarde, en los últimos años de vida útil del

yacimiento, cuando no se pueda evitar que el gas del casquete se produzca por

digitización o conificación hacia los pozos productores, las relaciones gas-petróleo

aumentarán rápidamente y la presión disminuirá marcadamente.

Aunque la reducción de presión del yacimiento es, aproximadamente proporcional a

la producción acumulada para la mayor parte de la vida del yacimiento, la tasa de

declinación de la presión depende del tamaño del ca squete de gas (m). La caída

de presión para una etapa del agotamiento será menor cuando los valores de m son

grandes. Naturalmente, si exceso de gas del casquete es producido, dando como

resultado altas relaciones gas - petróleo, no se podrá mantener efectivamente la

presión del yacimiento, ya que los casquetes de gas de gran tamaño no pueden

atenuar la reducción de la presión.

1.- CARACTERIZACION DE LA PRODUCCION

A.- COMPORTAMIENTO DE LA PRESION Y DE LA RELACION GAS-PETROLEO

En un yacimiento con casquete de gas, la remoción del petróleo permite al

casquete de gas expandirse y desplazar el petróleo hacia abajo en

dirección a los pozos. A menos que el gas libre sea desperdiciado, la

declinación de la presión es gradual y proporcional a la producción de

petróleo. La relación gas-petróleo incrementará lentamente excepto a causa

de la invasión de los pozos por el casquete de gas. Aunque la eficiencia de

recobro está influenciada por la tasa, a menudo no existen diferencias

significativas dentro del intervalo de las tasas de producción que pueden ser

consideradas. Tasas extremadamente altas no sólo dan bajas

eficiencias de desplazamiento, sino que la conifica ción del gas llegará

a ser muy severa.

Un yacimiento con empuje por casquete de gas está siempre asociado con

el empuje por gas en solución. La caída de presión requerida para la

expansión del casquete de gas también liberará el gas en solución en la



"zona de petróleo". La permeabilidad vertical es muy importante: "si el

gas asciende rápidamente al casquete de gas, la efi ciencia de

desplazamiento es incrementada". Sin embargo, si la saturación de gas

crece en la zona de petróleo, el empuje por gas en solución puede

predominar.

Si un yacimiento tiene un casquete de gas y empuje por agua, al

casquete de gas no debe permitírsele mermar porque esto hará perder el

petróleo en el casquete original.

B. EFICIENCIA DEL RECOBRO

La expectativa de recobro de crudo de un yacimiento presenta un amplio

intervalo de variación debido a la variabilidad de las condiciones de los

yacimientos. Esto nace del comportamiento de la información del campo.

Así, la experiencia con más de quince campos de Nueva Jersey, demuestra

un intervalo de eficiencia de recobro de 30,0 a 68,0% con un promedio de

52,0%. SI la permeabIlidad vertical es alta, la viscosidad del c rudo baja

y la tasa de producción no es tan alta, el factor de recobro puede ser

70,0 a 80,0%. En el otro extremo, en un yacimiento delgado y apretado el

recobro puede ser sólo de 30,0 a 40%, justamente algo mejor que en el

caso de empuje por gas en solución.

2.- EVALUACION DE YACIMIENTOS CON EMPUJE CON CASQUE TE DE GAS

A.- PETROLEO Y GAS ORIGINALES EN EL YACIMIENTO POR EL METODO VOLUMETRICO

1.- En este caso, una herramienta muy conveniente es una curva de

volúmenes de hidrocarburos con profundidad, mostrando los volúmenes

de petróleo y gas libre en el yacimiento como función de profundidad, lo

cual equivale al mapa estructural-isópaco del yacimiento. Para construir

esta curva se debe conocer el volumen poroso del yacimiento y la

distribución de los fluidos presentes iniciales con sus respectivas



superficies interfaciales (CPG y CAP originales). Lo antes descrito se

representa gráficamente en la Figura 4-3 y según esta técnica, los

volúmenes de hidrocarburos para un incremento de profundidad se

determinan según la expresión siguiente:

∆∆∆∆Vh = 7758 . fns . ∆∆∆∆Vb . φφφφ . (1-Swi) (4.1)

donde:

fns es la fracción neta de arena bruta

∆∆∆∆Vb es el incremento de volumen del yacimiento (de mapas

estructurales), en acres-pie

φφφφ es la porosidad, fracción

SWi es la saturación irreducible de agua, fracción

∆∆∆∆Vh es el volumen incremental de hidrocarburos, en BY

El volumen de hidrocarburos es petróleo del CAP al CGP y es gas

encima del CGP.

Figura 4-3. Curva Volúmenes de Hidrocarburos en Fun ción de

Profundidad



2.- Si se conocen las curvas de presión capilar para la s dos zonas , es

decir, Pcg-o = f(SL) y Pcw-o = f(Sw), además de la definición estructural-

isópaca del yacimiento, se dispone entonces de una excelente

información para la determinación volumétrica de los hidrocarburos

iniciales en el yacimiento. En la Figura 4-4 se muestra la distribución de

los fluidos y la determinación de los volúmenes de petróleo y de gas

originales, según el método volumétrico, se hace por medio de las

siguientes ecuaciones:

� PETROLEO:

. En la zona de petróleo:

POESZO = 7758.VbZO. φφφφ .(1-Swi) (4.2)

. En la zona de transición agua-petróleo:

POESAP = 7758 . VbAP . φφφφ . S OAP (4.3)

. En la zona de transición gas-petróleo:

POESGO = 7758 . VbGO . φφφφ . S 0GO (4.4)

. En el casquete de gas:

POESCG = 7758 . VbCG . φφφφ . Sorg (4.5)

� PETROLEO EN SITIO TOTAL:

POES = POESZO + POESAP + POESGO + POESCG (4.6)

� GAS LIBRE:

. En la zona de transición gas-petróleo:

GOESGO = 7758 . VbGO . φφφφ . S gGO (4.7)

. En el casquete de gas:

GOESCG = 7758 . VbCG . φφφφ .(1-Swi-Sorg ) (4.8)



� GAS EN SOLUCION:

GDOES = POES.Rsb . Bgb / Bob (4.9)

� GAS EN SITIO TOTAL:

GOES = GOESGO + GOESCG + GDOES (4.10)

Todos los volúmenes, tanto para el petróleo como para el gas, se

expresan en barriles a condiciones de yacimiento (BY). S OAP, S OGO y

S gGO son valores ponderados o promedios de las saturaciones de

petróleo y gas en las zonas de transición agua-petróleo y gas-petróleo

( S gGO = 1 -Sw i- S OGO) y se pueden obtener a partir de las curvas de

presión capilar en dichas zonas, tal como se señala en la Figura 4-4 .

Figura 4-4. Distribución de Fluidos en un Yacimient o



B) PETROLEO Y GAS ORIGINALES EN EL YACIMIENTO POR BALANCE DE MATERIALES

Aunque la mayoría de la energía en un yacimiento co n casquete de

gas se origina de la expansión de la misma, cierta energía debe

provenir del empuje por gas en solución. En el contacto gas-petróleo, el

petróleo está a la presión de burbujeo y como la presión en la zona debe

disminuir para que el casquete de gas se expanda (a menos que se inyecte

gas), el gas en solución es liberado por lo menos en el contacto gas-

petróleo. Bajo esta condición, a medida que el petróleo es producido, la

reducción en el volumen de petróleo es igual al total de las expansiones del

casquete de gas y del volumen de gas liberado que aún permanece en el

yacimiento. Para un yacimiento de "petróleo saturado" que produce por

empuje por casquete de gas se considera lo siguiente:

� -Casquete de gas inicial, es decir, m ≠≠≠≠ 0

� -La entrada al igual que la producción de agua son despreciables, lo

cual equivale a We = 0 y Wp = 0.

� -La expansión fluidos/roca es despreciable, debido a la alta

compresibilidad del gas.

Bajo las condiciones antes expuestas, la ecuación general de balance de

materiales (ecuación 2.6) se reduce a la siguiente expresión:

(((( ))))(((( ))))(((( )))) (((( ))))

−−−−++++

−−−−++++−−−−

====−−−−++++

1B

Bm

B

B.RRBB.B.N

B.RRB.N

gi

g

oi

gssioiooi

gspop

( 4.11 )

en la cual el segundo miembro describe la expansión del petróleo más su

gas en solución liberado, ya que el empuje por gas en solución permanece

activo en la zona de petróleo, más la expansión del casquete de gas. La

ecuación 4.11 es bastante difícil de manejar y no provee un tipo de

explicación clara de los principios involucrados en el mecanismo de empuje

por casquete de gas. Un mejor entendimiento de la situación puede lograrse

con la técnica de Havlena y Odeh4,5, en la cual el balance de materiales

puede ser reducido a la forma de una línea recta.



De la ecuación (4.11) se puede determinar el volumen del petróleo original

en sitio si se conocen el tamaño del casquete de gas, las propiedades de

los fluidos y los volúmenes acumulados de los hidrocarburos, mediante la

siguiente expresión:

(((( ))))(((( ))))(((( )))) (((( ))))

−−−−++++

−−−−++++−−−−

−−−−++++====

1B

Bm

B

BRRBB.B

B.RRB.NN

gi

g

oi

gssioiooi

gspop (4.12)

El tamaño del casquete de gas (m) puede determinarse a partir de la

definición estructural del yacimiento; si se desconoce pueden suponerse

valores de “m”, hasta lograr valores consistentes de N con la historia de

producciones acumuladas de fluidos, y en esta forma estimar tanto el POES

como el GOES.

El factor de recobro del petróleo (FRP) se puede estimar de la ecuación

(4.11) mediante la ecuación siguiente:

(((( )))) (((( ))))

(((( ))))(((( ))))gspo

gi

g

oi

gssioiooi

B.RRB

1B

Bm

B

B.RRBB.B

FRP−−−−++++

−−−−++++

−−−−++++−−−−

==== (4.13)

La ecuación (4.13) demuestra que el recobro de petr óleo en el caso de

un yacimiento con casquete de gas, varía en una rel ación directa con

el tamaño del casquete (m), de ahí que la producción de gas proveniente

de la misma debe eliminarse, esto es, debe tenerse un control estricto de

la producción de gas cerrándose de inmediato aquellos pozos que

muestren rápidamente altas relaciones gas-petróleo durante la explotación

del yacimiento.

Otra forma muy conveniente de evaluar el mecanismo de empuje por

casquete de gas es mediante el balance de materiale s expresado como

línea recta, el cual fue explicado anteriormente en el Capítulo 2 y ello se

hace según sea el caso, mediante las ecuaciones (2.15) ó (2.17) ó (2.18).



Si los futuros valores de las relaciones gas-petróleo se pueden estimar con

cierta exactitud, la ecuación (4.12) permitirá predecir el futuro

comportamiento de la presión- producción en un yaci miento con

casquete de gas. Para un valor dado de Np, se puede determinar por

ensayo y error la correspondiente presión del yacimiento. Para las

predicciones sobre el futuro comportamiento del yac imiento, algunas

veces es conveniente reordenar la ecuación (4.12) de manera que Np

pueda ser calculada directamente para cualquier nivel de presión. Así,

considerando el factor volumétrico bifásico del petróleo (Bt) se obtiene:

(((( ))))(((( ))))(((( ))))gsipt

giggi

titit

p B.RRB

BBB

B.mBB.N

N−−−−++++

−−−−++++−−−−

==== ( 4 .14 )

La exactitud de las predicciones empleando la ecuac ión (4.14)

descansa altamente sobre los estimados del futuro c omportamiento

de las relaciones gas-petróleo, que generalmente so n realizados

extrapolando la historia de comportamientos anterio res. Las relaciones

gas-petróleo estimadas para el futuro se hacen menos exactas a medida

que ese futuro está más distante. Aún más, las relaciones gas-petróleo son

más exactas para yacimientos que tienen una mediana larga historia de

producción.

La ecuación (4.14) permite el cálculo de la futura presión para valores

dados en Np y Rp. Sin embargo, generalmente cuando se trata de la

predicción de la deseada presión en función del tie mpo, se desea

también un estimado de las futuras tasas de producc ión de petróleo.

3.- CASQUETE DE GAS SECUNDARIO

Algunos yacimientos que originalmente no contienen un casquete de gas,

pueden desarrollar uno durante su etapa de explotación. Estos casquetes de

gas secundarios son causadas por la migración del g as en solución que ha

sido liberado y se mueve hacia la cresta de la estructura. Las cond iciones

fundamentales para que ello ocurra son las siguient es:



� ALTA PERMEABILIDAD VERTICAL

� YACIMIENTOS DE GRUESO ESPESOR ó .

� YACIMIENTOS DE ALTO BUZAMIENTO

Cuando se presentan dichas condiciones, mucho del gas liberado puede

permanecer en el yacimiento donde su energía puede ser efectivamente utilizada

mediante el mecanismo de segregación gravitacional. En la Figura 4-5 se

indica como el gas liberado se puede mover en el yacimiento para formar un

casquete de gas secundario.

Bajo las circunstancias anteriormente señaladas, el gas liberado puede

desplazarse hacia arriba para formar el casquete de gas, lo que hace más

eficiente el desplazamiento de petróleo, luego EL Y ACIMIENTO DEBE SER

PRODUCIDO CON LA SUFICIENTE LENTITUD REQUERIDA QUE PERMITA

SE FORME EL CASQUETE DE GAS.

Figura 4-5. Generación de un Casquete de Gas Secund ario

La tasa a la que puede formarse un casquete secundario de gas está limitada

por:

• Cantidad total de gas en solución que sea liberada en el yacimiento, y

• Tasa de drenaje de petróleo de las áreas de la cres ta del yacimiento.



El total de gas liberado en un tiempo dado es igual a (N-Np). (∆Rs) y la tasa a la

que puede drenarse el petróleo de la cresta del yacimiento puede ser calculada

con la ecuación 4.17.

Tal como se señala en la Figura 4-5 , una zona delgada, y de alta saturación de

gas cerca del tope de la formación, puede proveer un camino para que el gas

liberado llegue a la cresta de la estructura. Naturalmente, se requiere una cierta

permeabilidad vertical para que el gas liberado llegue a esta zona de alta

saturación de gas. La saturación de gas en la totalidad del yacimiento puede

estar justa, pero ligeramente por encima de la saturación crítica bajo estas

condiciones. Como el gas necesita moverse solamente cortas distancias para

llegar a la zona de alta saturación de gas, entonces una baja permeabilidad del

gas es suficiente para la mayor parte del yacimiento. Si el gas tiene que

moverse buzamiento arriba a lo largo de los planos del yacimiento , la

saturación de gas en todo el yacimiento tendría que ser lo suficientemente alta

para tener suficiente movilidad para desplazarse por estas largas distancias.

Bajo esta última condición , la mayoría del gas se movería hacia los pozos

productores y sería producido como si fuese parte del clásico yacimiento bajo

empuje por gas en solución.

Cuando se trata del desarrollo de un yacimiento que tiene el potencial de

formar un casquete de gas secundario , los intervalos para la terminación de

los pozos deben ser escogidos cuidadosamente. Los pozos no deben ser

terminados en intervalos que pudiesen desarrollar u na alta saturación de

gas en el tope de la formación y la cresta de la es tructura. Buena

planificación para la terminación de los intervalos escogidos, evitará excesiva

producción de gas y permitirá lograr el máximo beneficio de la presencia de

un casquete secundario de gas . Aún más, si los pozos terminados cerca de

la cresta de la formación producen una relación gas-petróleo mucho más

alta que los otros pozos, esos pozos deberían ser cerrados para evitar la

pérdida de energía y permitir que se forme el casquete de gas secundario.

Si un yacimiento con condiciones para formar un casquete secundario de gas es

racionalmente explotado, se pueden esperar recobros del orden del 70,0% del

POES.



A.- EFECTOS DE LA SEGREGACION GRAVITACIONAL

Cuando un yacimiento presenta las condiciones de buena permeabilidad

vertical, alto buzamiento o gran espesor, la gravedad puede ser

importante . Si la es, el gas liberado tenderá a migrar hacia el tope de la

estructura y tenderá a formar un casquete de gas secundario , que

retardará el descenso de la presión en el yacimiento, y desde luego,

mejorará eficientemente el recobro de petróleo.

PERMITIR SUFICIENTE TIEMPO PARA QUE EL GAS FORME UN

CASQUETE DE GAS SECUNDARIO, PODRIA SER FACTIBLE

REDUCIENDO LAS TASAS DE PRODUCCION, CON EL FIN DE

LOGRAR UNA MAS ALTA EXTRACCION OPTIMA.

B.- YACIMIENTOS INCLINADOS

En un yacimiento inclinado, en el que petróleo y gas están presentes, el

petróleo tiende a fluir buzamiento abajo y el gas buzamiento arriba, debido

a la diferencia de densidades entre los dos. La tasa en BN/D, a la cual el

pozo fluirá buzamiento abajo puede determinarse según la ecuación:

dxdP

..B

A.k.k.001127,0q

oo

roo µµµµ

==== (4. 15)

donde:

qo es la tasa de crudo, en BN/D

K es la permeabilidad absoluta, en md

Kro es la permeabilidad relativa al petróleo, fracción

A es el área transversal del yacimiento al flujo, pies2

Bo es el factor volumétrico del petróleo, BY /BN

µo es la viscosidad del petróleo, cp

dP /dX es el gradiente de presión en la dirección del flujo, Ipc/pie



Para el caso en que únicamente las fuerzas de la gr avedad están

causando el flujo , el gradiente de presión puede expresarse en términos

de las densidades de los fluidos y el ángulo de buzamiento. Así:

(((( )))) ααααγγγγ−−−−γγγγ==== sen.433,0dxdP

go (4.16)

donde:

γo es la gravedad específica del petróleo comparada con la del agua

γg es la gravedad específica del gas comparada con la del agua

∝ es el ángulo de buzamiento del yacimiento

Sustituyendo la ecuación (4.16) en la ecuación (4.15), se tiene una

ecuación para el flujo de crudo causado por la gravedad, que es la

siguiente:

(((( ))))oo

goroo B

sen..A.k.k.000488,0q

µµµµααααγγγγ−−−−γγγγ

==== (4.17)

El flujo de petróleo buzamiento abajo resultará en un flujo igual de gas

buzamiento arriba. Una ecuación similar podría escribirse para el flujo de

gas, pero como el petróleo es mucho menos móvil que el gas,

controlará la tasa a la que el gas puede migrar buz amiento arriba . El

gas no puede moverse buzamiento arriba a menos que sea creado un

espacio por el petróleo que se mueve buzamiento abajo.

C.- YACIMIENTOS HORIZONTALES GRUESOS

Si la permeabilidad es continua, la gravedad tenderá a segregar al petróleo

y al gas que se encuentran en un yacimiento horizontal, causando que las

saturaciones de gas aumenten del fondo al tope. Debido a la naturaleza

laminar de la mayoría de los yacimientos, la permeabilidad vertical es

mucho más baja que la permeabilidad horizontal, y en muchos casos es

esencialmente cero. Sin embargo, en arenas no consolidadas y semi-

consolidadas se ha encontrado que la permeabilidad v ertical (mayor a



un darcy) tiene un valor tan alto como 50,0% de la permeabilidad

horizontal.

El mejor intervalo de terminación para los pozos productores de un

yacimiento, dependerá de la efectividad de la segregación verti cal del

petróleo y del gas liberado. Así:

� Si las condiciones son favorables para la segregación vertical, los

pozos deben ser terminados hacia al fondo de la are na para evitar

el exceso de producción de gas. Con un intervalo de terminación en la

parte baja, también deben estudiarse las tendencias de conificación del

gas.

� Si no espera que se manifieste la segregación vertical, los pozos

pueden ser terminados a lo largo de todo el intervalo productor , si

máxima productividad es lo requerido.

El flujo vertical por gravedad ha sido reconocido como un importante

mecanismo de producción en yacimientos de gran espesor o de alto

buzamiento que se encuentran en etapas finales. En algunos campos

viejos donde la presión del yacimiento es muy baja, prácticamente cero Ipc,

algunos pozos continúan produciendo a tasas razonablemente altas.

La única fuente de energía es el flujo de petróleo por gravedad, desde

el tope a la base de la arena o por gravedad buzamiento abajo. Matthews y

Lefkovits 13 estudiaron el drenaje por gravedad en varios campos viejos

con la presión agotada, y desarrollaron para un pozo en un yacimiento

horizontal de drenaje por gravedad la siguiente ecuación para calcular la

tasa de producción:

(((( ))))(((( ))))(((( ))))5,0r/rln.B

h..k.k.000488,0q

weoo

2ggoro

o −−−−µµµµγγγγ−−−−γγγγ

==== (4.18)

donde:

qo es la tasa de producción por drenaje gravitacional, BN/D

hg es la altura del petróleo en la formación por encima del nivel del

hoyo, pies



El máximo valor de qo se obtiene cuando el fluido en el hoyo se bombea

hasta la base de la formación, haciendo que hg sea así lo máximo posible.

Aunque K en la ecuación (4.18) es la permeabilidad horizonta l, la

ecuación no es aplicable a menos que exista cierta permeabilidad

vertical que permita que el petróleo fluya hacia abajo. La permeabilidad

puede ser muy pequeña comparada con K, porque una extensa área está

disponible para el flujo vertical, pero láminas continuas de lutitas en la

extensión del área de drenaje del pozo eliminará el drenaje por

gravedad.

4.- BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS CON CASQUETE SECUNDARIO DE GAS

Para un yacimiento con casquete de gas secundario, el balance de materiales

es muy simple, así:

N.Boi – (N-Np)Bo = (N.Rsi – (N-Np). Rs-Gp) . Bg (4.19)

de donde se obtiene:

(((( ))))(((( )))) oigssio

gpgsop

BB.RRB

B.GB.RB.NN

−−−−−−−−++++++++−−−−

==== (4.20)

La ecuación (4.20) es la misma ecuación (4.12) excepto de m= 0 ya que no

existió casquete de gas primario.

Si se expresa la ecuación (4.20) en términos de Rp.Np y de Bt, se obtiene lo

siguiente:

(((( ))))(((( ))))tit

gsiptp

BB

B.RRB.NN

−−−−−−−−++++

==== (4.21)

El volumen de gas que emigra hacia el casquete de g as (GM) es:

Reducción del volumen de

petróleo

Volumen de gas liberado

todavía en el yacimientoigualReducción del volumen de

petróleo

Volumen de gas liberado

todavía en el yacimientoigual



(((( )))) (((( ))))[[[[ ]]]](((( ))))wig

GDeoigPSPSIM S1.B

HCVB.NSGR.NNR.NG

−−−−−−−−

−−−−−−−−−−−−−−−−==== (4.22 )

donde:

Sg es la saturación de gas promedio remanente en esa parte del

yacimiento que no ha sido invadida por el casquete de gas.

(HCVe)GD es el volumen real de hidrocarburos invadido por e l

casquete de gas secundario, medido en el campo por pruebas de

producción y perfiles eléctricos.

Las ecuaciones (4.20) y (4.21) pueden usarse para predecir la presión

futura del yacimiento a una etapa dada de la producción, si se pueden

predecir las futuras relaciones gas-petróleo. La mejor manera para predecir

las RGP es por medio de la extrapolación de la historia de la RGP. La ecuación

para RGP usada para el empuje por gas en solución no es aplicable porque la

saturación en el yacimiento no es uniforme. La saturación de gas es alta en el

casquete de gas y baja en el resto del yacimiento. La predicción futura es por

ensayo y error; debe encontrarse la presión que dé el valor correcto de N

usando la ecuación (4.20).

5.- EFICIENCIA DE RECOBRO EN EL EMPUJE POR CASQUETE DE GAS

La mejor manera de predecir el futuro comportamiento de un yacimiento con

empuje por casquete de gas es determinando la eficiencia de recobro según

el comportamiento pasado y usar esta información pa ra futuras

predicciones . La eficiencia de recobro es sensible a la tasa de producción, por

lo tanto, si las futuras tasas de producción van a ser muy diferentes a las de la

historia, entonces debe usarse la ecuación de flujo fraccional para ajustar las

futuras predicciones de recuperación. Para ello se debe usar el comportamiento

real del campo y el método de cálculo la teoría del desplazamiento de Buckley

Leverett.



6.- EXPERIENCIAS DE CAMPO SOBRE LA EFICIENCIA DE RE COBRO

La eficiencia de desplazamiento es igual al petróle o desplazado (BY) por el

casquete de gas , estimado como una fracción del volumen de hidrocarburos

que ha sido invadido por el casquete de gas. Además, el volumen de petróleo

desplazado en el yacimiento es igual al volumen que se expandió del

casquete de gas , de modo que la eficiencia de desplazamiento (ED) es igual a:

(((( ))))e

gcigcMD HCV

B.GB.GGE

−−−−++++==== (4.23)

donde:

GM es el gas liberado que ha emigrado del casquete de gas menos el gas

producido del casquete.

HCVe es el volumen real de hidrocarburos invadido por el casquete de gas.

El volumen de hidrocarburos invadido puede ser dete rminado solamente en

el campo mediante pruebas de producción y perfiles hechos en los pozos

individuales. Este valor para el volumen de hidrocarburos invadido incluirá

ciertas partes de la arena que no ha sido invadida sino que fueron soslayadas

por el gas, por lo que será algo mayor al que realmente representa a la arena

invadida. El volumen de hidrocarburos invadido por el gas y d eterminado en

el campo es (HCV e)GD, que está relacionado al verdadero volumen invadid o,

HCVe, como sigue:

HCVe = Ev.(HCVe)GD ( 4.24 )

y la eficiencia de recuperación o factor de recobro se puede obtener combinando

las ecuaciones (4.23) y (4.24), según la expresión:

ER = ED.Ev (4.25)

(((( ))))(((( ))))GDe

gcigcMR HCV

B.GB.GGE

−−−−++++==== (4.26)



Sólo bajo operaciones a presión constante será la eficiencia de recuperación, ER,

igual a la más significativa eficiencia de recobro EN, la cual es la extracción de

petróleo (BN) expresada como una fracción del petróleo inicial en sitio,

considerado como petróleo en tanque. Sin embargo, como antes se mencionó, a

menos que se inyecte gas en el casquete para mantener la presión, la presión

del yacimiento declinará continuamente y ER no será igual a EN. Aún más, la

declinación de la presión resultará en un empuje combinado de gas en solución

con casquete de gas.

7.- CALCULO DE LA EFICIENCIA DE RECOBRO

La eficiencia del desplazamiento por empuje con casquete de gas puede

calcularse a partir de la teoría del desplazamiento usando la ecuación de flujo

fraccional. Así:

(((( ))))(((( )))) (((( ))))

(((( ))))(((( )))) (((( ))))(((( ))))rgrogoot

goro3

rgrogo

gog K/K/.q

sen..k.Ak.10.488,0

K/K/

/f

++++µµµµµµµµµµµµααααγγγγ−−−−γγγγ

====++++µµµµµµµµ

µµµµµµµµ====

−−−−

(4.27)

La ecuación de flujo fraccional puede ser útil para predecir cambios en las

eficiencias futuras de extracción cuando se esperan cambios significativos en la

tasa total de flujo.

El procedimiento para determinar la futura eficiencia de recobro es el siguiente:

1. Calcular ER con la ecuación (4.26), usando la historia del yacimiento.

2. Calcular la eficiencia teórica de desplazamiento ED con la ecuación (4.27),

para la historia del yacimiento basada en la tasa real del flujo total.

3. Determinar la eficiencia volumétrica, en base a los resultados anteriores. Así:

D

Rv E

EE ==== (4.28)

4. Calcular la futura eficiencia de desplazamiento E D usando la ecuación de

flujo fraccional (ec. 4.27) y la tasa total deseada de flujo, q t para, el futuro.

5. Calcular la futura eficiencia de recobro , ER. Suponer que la futura eficiencia

volumétrica de barrido será igual a la de la historia pasada.



ER = Ev.ED (4.29)

La eficiencia de barrido de un empuje por casquete de gas puede ser bastante

alta en arenas limpias si la tasa de producción es una pequeña fracción de la

tasa crítica.

El procedimiento anterior tiene aplicación limitada y puede usarse sólo en las

operaciones a presión constante. El cálculo es más complejo cuando la presión

declina, que es el caso de un empuje combinado, el cual se detalla en el análisis

de este tipo de mecanismo.

8.- PRONOSTICO DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION EN UN YACIMIENTO CON EMPUJE POR CASQUETE DE GAS PRIMARIO

El futuro funcionamiento de la presión de un yacimiento bajo empuje por

casquete de gas primario depende mayormente del comportamiento de la

relación gas-petróleo durante la producción. El mejor mantenimiento de

presión se obtiene si no produce gas del casquete y si la mayor parte del

gas liberado de la solución emigra hacia el casquet e de gas. A medida que la

saturación del gas desprendido aumenta en la zona petrolífera, el gas se torna

móvil. Parte de este gas será producido. Sin embargo, si las condiciones son

favorables para que haya drenaje por gravedad, much o del gas liberado

puede migrar hacia el casquete. Para predecir corre ctamente el futuro

comportamiento de la presión, se necesita disponer de la historia presión-

producción para tener las bases por donde empezar.

La ecuación (4.14) permite formular la predicción de la presión a cualquier

producción acumulada, Np, si se puede estimar la relación gas-petróleo

promedio, Rp. Sin embargo, esto no dará una predicción de presión en función

del tiempo, a menos que se pueda predecir el programa de la tasa de

producción.

Durante el agotamiento existen tres factores que ti enden a reducir la

productividad total del yacimiento:



1. El aumento de la saturación de gas en la zona de petróleo reducirá la

permeabilidad relativa al petróleo.

2. El avance del contacto gas-petróleo puede reduci r el espesor productivo

de la arena en los pozos productores.

3. La declinación de la presión del yacimiento redu cirá el máximo

abatimiento que pueda imponérsele a los pozos de pr oducción.

Si el gas y petróleo están fluyendo simultáneamente en el yacimiento, la tasa de

producción disminuye aún más (factor F bp, ecuación 3.37). Algunas veces las

futuras tasas de producción pueden ser estimadas de las curvas de declinación

de la producción, pero con frecuencia esto debe hacerse usando un método

como el que se describe a continuación.

En la Figura 4-6 se enseña como el avance del contacto gas-petróleo -puede

reducir la productividad del yacimiento. Dicha figura muestra la pérdida de

potencial que resulta de la invasión de algunos pozos productores por el

casquete de gas.

Figura 4-6 Reducción de la Productividad con el Ava nce del Contacto Gas-

Petróleo



El potencial a presión inicial para cualquier nivel de contacto gas- petróleo puede

determinarse restando qL del potencial antes de que se hubiera incurrido en

cualquier pérdida (30 MBN/D). Sin embargo, también deben tomarse en cuenta

los efectos de la declinación de presión. Así que, el potencial real de campo para

un nivel de RGP dado es:

(((( )))) (((( ))))(((( )))) (((( ))))

(((( )))) bpiwf

wf

oo

ioo

iro

roLo F.

PPPP

.B.B

.KK

q30q−−−−−−−−

====µµµµµµµµ

−−−−==== (4.30)

El subíndice i se refiere a condiciones iniciales y los otros factores son evaluados

a los condiciones existentes al momento en que qo ha de ser calculada.

El procedimiento para hacer la predicción de la pre sión en función del

tiempo, para un yacimiento que tiene empuje por cas quete de gas, requiere

proceder observando los siguientes pasos . En el método, el sub índice 1

indica el comienzo de un período de tiempo y el sub índice 2 señala el final del

período, así:

1. Graficar la historia de la producción de petróleo, de la presión y de la relación

gas-petróleo.

2. Seleccione un incremento de tiempo que debe ser usado para las

predicciones. Comúnmente se usa el período de un año.

3. Extrapole las tendencias que marcan la historia para estimar la presión, la

relación gas-petróleo y la tasa de producción de petróleo para el final del

primer incremento de tiempo futuro. Una alternativa en la extrapolación de

la tasa de producción, es seleccionar una tasa de p roducción como meta

y perforar nuevas localizaciones si fuese necesario para mantener esa tasa:

4. Calcular Krg/Kro, según la ecuación:

(((( ))))oo

ggs

ro

rg

B.

B..RR

K

K

µµµµµµµµ

−−−−==== (4.31)

“R" y "P” han sido estimados en el paso anterior y las propiedades de los

fluidos se evalúan a la presión estimada.

5. En la curva de permeabilidad relativa gas-petróleo del yacimiento, determine

la saturación de gas con el valor de Krg/Kro del paso anterior.



6. Calcular la RGP promedio y la tasa promedio de producción para el

intervalo de tiempo considerado:

2RR

R 21 ++++====

(4.32)

2qq

q 0201o

++++====

(4.33)

7. Calcular la producción acumulada de petróleo y de gas al final del período:

Np2 = Np1 + q o.t (4.34)

Gp2 = Gp1 + q o.R .t (4.35)

donde t es la duración del período en días. Generalmente se supone o

establece un año (365 días).

8. Calcular la presión al final del período utilizando la ecuación (4.14). Si esta

presión está de acuerdo con el estimado, seguir con el proceso, si no

concuerda recalcular la presión en el paso 3 y repetir todos los pasos del 4 al

8 inclusives.

Se puede también evaluar el estimado de P calculand o N, por la ecuación

(4.14), en lugar de Np, usando los datos de propiedades de fluidos a la presión

estimada P. Si se calcula la N correcta, entonces P estimada también es

correcta.

9. Suponer el volumen acumulado de hidrocarburos invad ido por el

casquete de gas (HCV e)s, al final del período.

10. Calcular la migración de gas hacia el casquete de g as, GM, al final del -

período según la ecuación (4.22) así:

(((( )))) (((( ))))[[[[ ]]]](((( ))))wig

seoi2g2PSPSiM S1.B

HCVB.NSGR.NNR.NG

−−−−−−−−

−−−−−−−−−−−−−−−−==== ( 4.36 )

donde Sg2 es la saturación de gas estimada en el paso 5.



11. Verifique la tasa de drenaje por gravedad para determinar si GM ha podido

migrar al casquete de gas. La tasa de drenaje de petróleo requerida para el

período es:

(((( ))))t

B.Gq gM

r

∆∆∆∆====

(4 .37 )

donde:

qr es la tasa de drenaje por gravedad, BY ID.

∆GM es la migración de gas hacia el casquete durante el período, PCN

t es la duración del período, días.

Bg es el factor volumétrico del gas en la formación al promedio de

presión en el yacimiento, BY IPCN.

La tasa esperada de drenaje por gravedad , en BY/D, durante el período se

calcula usando la ecuación (4.17). Así:

o

roo

sen..A.k.k.000488,0q

µµµµααααγγγγ∆∆∆∆

==== (4.38)

Si el casquete de gas está por encima de la zona petrolífera el sen ∝ = 1,0 y

A es el área del yacimiento en el contacto gas-petróleo (en pies2). Si el flujo

acontece a lo largo de los planos estratigráficos, A es el área transversal

normal a la dirección del flujo.

Si la tasa esperada es casi igual a la tasa requeri da (se desea q e > qr), la

RGP promedio (R) está correcta. Si no es así, regresar al paso 3, estimar

una nueva RGP y repetir los cálculos.

12. Calcular la expansión del casquete de gas al final del período:

Expansión del casquete de gas = (G + G M).Bg - GBgi; (4.39)

13. Calcular el volumen poroso de hidrocarburos invadid o al final del

período:



(((( )))) (((( ))))R

gigM

ce E

B.GB.GGHCV

−−−−++++==== (4.40)

El factor E R debería ser estimado por datos de campo si es posi ble. Si

no, ER, debe basarse sobre una ED calculada utilizando la curva de flujo

fraccional de gas (fg = f(Sg)) y la eficiencia volumétrica de cobertura, Ev,

estimada. Usar la mejor información disponible para los estimados de la

geometría del yacimiento y la tasa total de flujo para determinar la curva de

flujo fraccional.

14. Comparar el valor calculado de (HCV e)c, determinado en el paso 13 con el

valor supuesto, (HCVe)s del paso 9. Si no concuerdan dentro de un límite

preestablecido, suponer otro valor de (HCVe)s y repetir los pasos 9 a113.

15. Calcular el potencial petrolífero del campo al fina l del período usando la

ecuación (4.30) para determinar si la tasa supuesta en el paso 3 puede

ser obtenida, sino, regresar al paso 3 y repetir el cálculo empleando un

estimado más bajo para qo. Si se había seleccionado una meta de tasa de

producción, determine cuántos pozos se necesitan para mantener esta tasa.

Finalizado el pronóstico del período en evaluación, se iniciará la predicción del

próximo período en forma similar en base a la información obtenida con el

período pronosticado.

Como se ha observado, el procedimiento anterior de quince pasos, puede

requerir repeticiones de cuatro factores (presión, tasa de producción de petróleo,

relación gas-petróleo y volumen poroso de hidrocarburos invadido por el

casquete de gas). Los cálculos, pueden simplificarse bastante, como ha sido

mencionado, si la historia puede extrapolarse para estimar a P, qo y RGP sin

tener que repetir los cálculos. Como los cálculos se basan en cifras de

producciones acumuladas de petróleo y de gas, los errores dentro de un período

pueden con frecuencia ser compensados en el próximo período.

4.- Cap. 4 Mecanismo de Empuje Gas Natural

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