EMPUJES SIMULTANEOS DE GAS

1. Introduccin

La etapa de produccin es aquella que se lleva a cabo una vez que se ha terminado el

proceso de perforacin del pozo. Dependiendo de la energa del yacimiento, es decir,

aquella energa necesaria para que los hidrocarburos sean expulsados desde el

yacimiento hacia el pozo productor l mismo puede ser puesto en funcionamiento por

flujo natural.

Para entender el comportamiento de los yacimientos y predecir su futuro es necesario

tener el conocimiento de los mecanismos de produccin o de desplazamiento que

dominan el comportamiento de los fluidos del yacimiento. El funcionamiento general del

yacimiento es determinado por la energa natural y de los mecanismos de empuje que

proveen de la energa natural necesarias para la recuperacin de hidrocarburos.

Empuje por expansin de la roca y los lquidos.

Empuje por gas disuelto liberado.

Empuje por casquete de gas.

Empuje hidrulico.

Empuje por segregacin gravitacional.

Empuje combinado.

Cada mecanismo de desplazamiento, de empuje o de produccin est conformado por

una serie de empujes que dependern del tipo de yacimiento, el nivel de presin que se

tenga en el mismo y de los hidrocarburos existentes.

Aqu mostraremos los diversos mecanismos de desplazamientos de los fluidos en los

yacimientos, as como sus caractersticas principales, su proceso y los factores que en

ellos intervienen.

2. Objetivos

2.1 Objetivo general

Explicar cul de los mecanismos es el ms eficiente para una recuperacin secundaria de

los hidrocarburos que se tiene en el subsuelo.

2.2 Objetivos especficos

Desarrollar cada mecanismo de produccin.

Realizar una comparacin con cada uno de ellos.

3. Justificacin

4. Marco Terico

Los mecanismos de produccin o de desplazamiento son aquellos que aportan la energa

necesaria para que los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan o se desplacen

hacia donde se encuentra una presin menor a la presin del medio del cual se

trasladaran hasta la superficie. Dichos mecanismos se ven influenciados por la presin del

pozo, dependiendo si esta est por encima o por debajo de la presin de burbujeo.

Cuando el yacimiento produce de una forma natural sin necesidad de aplicarle algn tipo

de mecanismo de recuperacin, se dice que producimos el yacimiento por recuperacin

primaria, cuando el yacimiento produce por la inyeccin de otros fluidos con la intencin

de ejercer movilidad al petrleo en el yacimiento se dice que estamos produciendo con

mtodo de recuperacin secundaria, y si alteramos la propiedades fsicas y qumicas del

hidrocarburo se dice que es una recuperacin terciaria.

4.1 Procesos de desplazamiento

La recuperacin de este aceite se obtiene mediante un proceso de desplazamiento. El

gradiente de presin obliga al aceite a fluir hacia los pozos, pero ese movimiento se

verifica solamente si otro material llena el espacio desocupado por el aceite y mantiene,

en dicho espacio, la presin requerida para continuar el movimiento de los fluidos. En

cierto modo el aceite no fluye del yacimiento, sino que es expulsado mediante un proceso

de desplazamiento, siendo los principales agentes desplazantes el gas y el agua.

4.1.1 Empuje por expansin de la roca y los fluidos

La compresibilidad de cualquier material (solido, liquido o gaseoso) para un intervalo de

presin dado y a una temperatura dad se define como el cambio de volumen, por unidad

de volumen inicial, causado por una variacin de presin que ocurra sobre el material

sujeto a estudio

C = -

Donde: C = Compresibilidad para un rango de presin P1 a P2 (vol. / vol.lpc)

dV = Diferencial de Volumen

V = Volumen a la presin inicial

dP = Diferencial de Presin

Es un mecanismo de expulsin de hidrocarburos. Al iniciarse la produccin de un

yacimiento y cuando ocurre una disminucin de presin en el yacimiento la roca porosa

donde se encuentra el fluido puede ser modificada fsicamente por medio de los esfuerzos

de presin que se ejercen sobre esta, al disminuir la presin la roca va a tender a

expandirse, pero, tiende a expandirse hacia donde ella encuentre menos dificultad en sus

poros. Estos poros podran o no estar saturados de fluido, si lo estn este efecto de

reduccin de porosidad por la compresin de la roca genera la expulsin del fluido que

encuentra en estos espacios vacios hacia una zona donde tenga un menor diferencial de

presin que ser nuestro pozo. Ambos efectos van en la misma direccin, la cual es la de

expulsar los fluidos del espacio poroso interconectado.

Un petrleo crudo es subsaturado (bajo saturado) cuando tiene menos gas que el

requerido para saturarlo a la presin y temperatura del yacimiento. Cuando es altamente

subsaturado, mucha de la energa de yacimiento se almacena en la compresibilidad de la

roca y de los fluidos y, como consecuencia, la presin declina rpidamente a medida que

se extra en los fluidos hasta que se alcanza la presin de burbujeo. Entonces, el empuje por gas de

solucin se transforma en la fuente de desplazamiento de los fluidos.

Figura 1. Compresibilidad de la roca

Este mecanismo de expulsin es especialmente importante en la produccin de

yacimientos bajo saturados sin empuje de agua y hasta que la presin baje a la del

punto de burbuja. En este tipo de mecanismo de empuje se debe tener en

consideracin tres conceptos muy importantes, debido, a que son estos los factores

que contribuyen el funcionamiento de este mecanismo:

Compresibilidad de lquidos: para los lquidos que son ligeramente

compresibles, y para otros lquidos ms compresibles en que el cambio de

presin no es muy grande se puede suponer una compresibilidad promedio que

es constante para el intervalo de presin considerada. La frmula es:

Co = -

Compresibilidad de gases: los gases son generalmente mas compresibles que

los lquidos. Al igual que los lquidos que en el caso de los lquidos, el anlisis se

inicia con la ecuacin general de compresibilidad. Sin embargo, para el caso de los

gases es necesario introducir la Ley para Gases Reales, resultando:

Cg = -

Compresibilidad de la roca: la roca tanto como los fluidos, forma parte del

sistema productor. Debe distinguirse entre la compresibilidad bruta de la roca y la

compresibilidad del medio poroso interconectado, siendo la ms importante debido

a que en la produccin de hidrocarburos la reduccin del volumen ocurre a nivel del

sistema poroso interconectado que es en donde ocurren los cambios de presin.

Entonces la compresibilidad de la roca (Croca) se define:

Figura 2. Compresibilidad de los fluidos

C roca = -

Donde observa la cambio de volumen ( )causada por el incremento en la presin ( )

dividido entre el volumen bruto de la muestra (Vb). Pero dicho lo anterior sobre lo

que ocurre a nivel del sistema poroso () resulta:

C roca- =

Ahora bien la compresibilidad total de sistema productor de hidrocarburos, usando el

sistema ms complejo de sistema productor de hidrocarburos, es el que est saturado

por tres fluidos (gas, aceite y agua). Para definir la compresibilidad total del sistema, se

tiene la compresibilidad de cada fluido y la compresibilidad de la roca con espacio

poroso interconectado. El sistema fluido (gas, aceite y agua) tiene una compresibilidad

efectiva que resulta de ponderar la compresibilidad de cada fluido por el volumen que

ocupa y que en forma fraccional representa su saturacin:

Ce(fluidos) = CoSo + CgSg + CwSw

La compresibilidad de la roca causa cambios en el volumen poros o interconectado

que se refleja en forma total, es decir: Si se tiene un cambio en la presin ( ) y se

separa conceptualmente el cambio en la roca del cambio de los fluidos se tiene la reduccin en

el espacio poroso (Cfpor unidad de volumen poroso) y adems la compresibilidad efectiva

Ce correspondiente ahora al espacio poroso disponible (Vp2):

Figura 3. Efecto de compresibilidad

Vp2 = Vp1 - Vp1 (1- Cf )

As se puede definir la compresibilidad total del sistema (Ct):

Ct = Cf + CoSo + CgSg + CwSw

La recuperacin de petrleo mediante el empuje por compactacin es significante solo

si la compresibilidad de la formacin es alta. Muchos yacimientos que tienen un

significante empuje por compactacin son someros y pobremente consolidados.

Aunque el empuje por compactacin incrementar la recuperacin de petrleo, la

compactacin de la formacin puede causar problemas tales como colapso al Casing

(Tr) y reducir la productividad de los pozos debido a la educcin de la permeabilidad.

4.1.2 Empuje por gas disuelto liberado

Terminada la perforacin, el pozo est listo para empezar a producir. Cuando un pozo es

puesto en funcionamiento por energa propia o natural, se conoce como mecanismos de

empuje primario. El mecanismo de produccin ms comn en un yacimiento es por el

empuje de gas en solucin con el petrleo. En este caso la energa para transportar y

producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el petrleo.

Estas son las condiciones que se deben cumplir para que exista este tipo de empuje

natural:

El yacimiento debe ser volumtrico, es decir que no exista presencia de casquete

de gas inicial y que no est relacionado a un acufero.

La saturacin del agua dentro del volumen poroso esta cerca del valor irreducible.

La presin del yacimiento es igual o mayor que la presin de burbujeo, es decir que

se encuentre en una fase (lquida).

Figura 4. Imagen que muestra la liberacin del gas disuelto en el aceite debido una cada

de presin, tambin se aprecia la formacin de la primera burbuja (centro), es decir el

punto de burbuja.

El petrleo crudo bajo ciertas condiciones de temperatura y presin en los yacimientos

puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Esto se debe a que la cantidad de

gas en solucin aumentan a medida que las composiciones del gas y del petrleo se

asemejan, es decir es mayor en gases de alta y petrleos de baja gravedad especifica, o

sea petrleos de alta gravedad API. Cuando la presin disminuye, debido a la extraccin

de los fluidos, el gas se desprende, se expande y se desplaza el petrleo hacia los pozos

productores.

Figura 5. Imagen que muestra el funcionamiento de un yacimiento que fluye

a travs del empuje por gas disuelto.

En una primera estancia los sistemas de hidrocarburos que se encuentran en estado

liquido a condiciones del yacimiento (presin y temperatura) tienen dentro de su

composicin una serie de hidrocarburos livianos que permanecen en solucin en la fase

lquida mientras que la presin del yacimiento sea elevada.

Una vez cruzando el punto de burbujeo del sistema en cuestin, cualquier diminucin

adicional de presin permite que el gas salga en solucin. Llevando este proceso a nivel

de poros, un poro saturado de lquido a la presin del burbujeo y al cual se le reduce su

presin liberal del gas que se encontraba en solucin. Ahora este gas ocupaba el poro

obligando a la fase liquida a desalojarlo ya en ambas no pueden coexistir en el mismo

poro. Es as como, al salir gas de solucin , el mismo obliga a la fase liquida a fluir al tener

que desocupar el espacio que ocupara el gas. Obviamente al estarse liberando gas de

solucin necesariamente tiene que estar actuando la compresibilidad total del sistema.

Si asumimos que la presin inicial esta sobre la presin del punto de burbuja, entonces la

presin como consecuencia de la produccin declinara rpidamente hasta el punto de

burbuja. Durante el periodo, todo el gas en solucin permanece esttico en forma de

pequeas burbujas aisladas. Durante este periodo el RGA disminuye ya que el gas

disuelto en el aceite, liberado queda atrapado en el yacimiento.

Figura 6. Imagen que muestra las burbujas de gas aisladas formadas por efectos de una

cada de presin, es decir cuando se llega a la presin del punto de burbujeo.

Una vez que la presin ha declinado hasta la presin del punto de burbuja, la produccin

adicional causara que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente

evolucin del gas libre en el yacimiento. Despus que la saturacin de gas excede a

saturacin critica, este se hace mvil. Una vez que el pozo empieza a fluir la RGA

producida en superficie tiende a incrementar progresivamente hasta que la presin del

yacimiento caiga sbitamente, cuando esto ocurra la RGA tomada en superficie

disminuir debido a las bajas presiones de produccin.

Figura 7. Imagen que muestra como fluye el gas de solucin en el yacimiento una

vez que se logro superar la saturacin critica del gas.

Al fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequea.

Sobre la base de esto el gas liberado fluir en el reservorio y permitir que se incremente

la RGA observada en el pozo. El efecto de la expansin del agua y de la roca es pequeo

si se compara a la energa de un gas altamente expandible.

Figura 8. La grafica que muestra el comportamiento de un yacimiento con empuje

por gas disuelto, donde se ve la RGA o GOR, la presin y el caudal

Figura 9. Esta grafica muestra la tendencia de la RGA durante la vida del

yacimiento con empuje ge gas disuelto en el aceite. La RGA es contante a

condiciones del yacimiento (1,2) luego disminuye en poco (3) debido a la liberacin

del gas luego tienen a incrementar (4) y por ultimo declina debido al agotamiento

de la presin (5,6).

La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solucin,

de las propiedades de la roca y del petrleo, y de la estructura geolgica del yacimiento.

En general, los recobros que se logran en el yacimiento son bajos, en el orden de 10% a

30%, debido a que el gas en el yacimiento es mas mvil que la fase de petrleo. A medida

que la presin declina, el gas fluye a un tasa ms rpida que la del petrleo, provocando

un rpido agotamiento de la energa del yacimiento, lo cual se nota por el incremento de

la RGA del campo. Los yacimientos con empuje por gas en solucin son, usualmente,

buenos candidatos para la inyeccin de agua, debido a que la presin del reservorio

disminuye.

Figura 10. Grafica que muestra la eficiencia de distintos tipos mecanismos de empuje

con respecto a la presin.

Existe una ecuacin desarrollada por Arps para estimar la eficiencia de la recuperacin

para reservorios que se encuentran con una presin igual la presin del punto de burbuja

y declinan hasta la presin de abandono:

%RE = 41.815

)0.1611

0.0979 Sw0.3722

0.1741

Donde:

%RE = eficiencia de recuperacin, porcentaje.

= porosidad, fraccin.

Sw = saturacin de agua connata, fraccin.

Bob = FVF al punto de burbuja, bl/STB.

K = permeabilidad promedio de la formacin, Darcy.

u = viscosidad del petrleo al punto de burbuja, Cp.

Pb = presin al punto de burbuja, psig.

Pa = presin de abandono, psig.

Cabe mencionar que esta ecuacin solo se aplica a los yacimientos que cuyo nico

mecanismo de empuje es el del gas disuelto en el aceite.

1. Expansin Roca y Fluido 2. Empuje por gas disuelto 3. Expansin capa de gas 4. Intrusin de agua 5. Drenaje gravitacional

Ahora los factores que propician a una alta recuperacin:

Alta gravedad API.

Alta RGA.

Baja viscosidad.

Homogeneidad de la formacin.

A continuacin se muestra una tabla con las caractersticas ms generales del empuje por

gas disuelto ene l aceite:

Tabla 1. Caractersticas de los yacimientos por gas disuelto liberado.

4.1.3 Empuje por capa de gas

Este mecanismo de empuje sucede en yacimientos de petrleo con poco o nulo empuje

de agua, es decir, por lo general poseen u acufero muy limitado.

En este tipo de yacimiento la presin inicial se considera igual a la presin de burbuja, es

decir, bajo las condiciones originales de presin y temperatura, existe un equilibrio entre el

gas libre y el petrleo presente. La presin y la temperatura, bajo condiciones normales,

estn relacionadas con la profundidad.

A medida que pasa el tiempo, se va extrayendo crudo del yacimiento, esto ocasiona que

la presin disminuya poco a poco y el volumen de la capa de gas se va expandiendo

permitiendo el aporte de energa necesario para que ocurra el desplazamiento inmiscible

de petrleo. Esta expansin trae como consecuencia que el nivel de contacto gas -

petrleo hace que los pozos ubicados en la parte estructural mas lata del yacimiento sean

los primeros en producir gas de la capa. Esto se suele notar con el incremento de la

relacin gas - petrleo.

Figura 11. Empuje por casquete de gas.

La eficiencia de recuperacin del petrleo original est entre el 20 y 40 por ciento. Por lo

general, este tipo de empuje ocurre cuando existe:

1. Baja viscosidad del petrleo.

2. Alta gravedad API del petrleo.

3. Alta permeabilidad de la formacin.

4. Alto relieve estructural.

5. Cada moderada en la produccin y presin del yacimiento.

6. Gran diferencia de densidad entre el petrleo y el gas.

7. No hay produccin de gua o es relativamente baja.

8. Relacin gas petrleo aumenta rpidamente en pozos altos estructuralmente.

9. Relacin gas petrleo constante durante la primera mitad de la produccin, luego

aumenta.

10. Factor de recobro moderado, por lo general 30 por ciento.

Figura 12. Yacimiento de petrleo.

La prediccin de la recuperacin puede ser obtenida por tcnicas de simulacin numrica

o por clculos de balance de materiales.

Los requerimientos bsicos son que:

a) La parte superior del yacimiento contenga una alta saturacin de gas.

b) Exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el

casquete de gas.

La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:

1. Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.

2. Bajo ciertas condiciones, pueden formarse por la acumulacin de gas liberado por

el aceite al abatirse la presin del yacimiento a consecuencia de la segregacin

gravitacional.

3. La capa de gas puede crearse artificialmente por inyeccin de gas en la parte

superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su segregacin.

Figura 13. Porcentaje de produccin.

La ventaja de este mecanismo consiste en que provoca, mediante una adecuada

localizacin y terminacin de los pozos, la obtencin de producciones de aceite de la

seccin del yacimiento que no contiene gas libre, retenindose en la parte superior del

yacimiento, el gas libre que se utiliza para desplazar el aceite como se muestra en la

figura.

Sin inyeccin de gas, el empuje por capa de gas tendr lugar en virtud de la expansin

gas del casquete, debido a la declinacin de la presin, si el volumen del gas libre

inicialmente presente n el yacimiento es grande, comparado con el volumen total original

del aceite, y si nos e produce gas libre durante la explotacin, la declinacin de presin

requerida para la invasin total de la zona de aceite por el casquete de gas ser ligera y el

comportamiento del yacimiento se aproximara al obtenido con inyeccin de gas. Si por

otro lado el volumen de la capa de gas es relativamente pequeo, la presin del

yacimiento declinara a mayor ritmo, permitiendo la liberacin del gas disuelto y el

desarrollo de una saturacin de gas libre en la zona de aceite. Cuando la saturacin de

gas libre forme una fase continua, su exclusin de los pozos productores ser posible y el

mecanismo de desplazamiento se aproximara al empuje por gas disuelto.

La recuperacin en yacimientos con capa de gas varan normalmente del 20 al 40% del

aceite contenido originalmente, pero si existen condicionales favorables de segregacin

se pueden obtener recuperaciones de hasta el 60% o ms del aceite.

El mecanismo por el cual el aceite se recupera bajo este proceso se entiende fcilmente,

considerando primero la naturaleza del desplazamiento cuando la presin del yacimiento

se mantiene constante por inyeccin del gas, y analizando a continuacin las diferencias

que surgen cuando se permite la declinacin de la presin en el yacimiento. Es obvio que

si a presin del yacimiento se mantiene en su valor original, el gas inyectado no tiene

acceso a la zona de aceite, excepto atrs o en el frente de avance del gas libre y por lo

tanto, la parte inferior de la estructura conserva sus condiciones originales de saturacin

de aceite, hasta que se invade por el gas inyectado. La produccin de aceite proviene de

los pozos localizados en la zona de aceite, pero el aceite producido es remplazado por el

que se mueve adelante del frente de gas.

En esta forma el proceso obliga al aceite a moverse hacia la parte inferior del yacimiento.

Figura 14. Caractersticas de los yacimientos por capa de gas.

4.1.4 Empuje por agua

Unos de los principales tipos de flujo natural es el empuje por agua, el cual es

bsicamente la fuerza para provocar la expulsin del petrleo del yacimiento con el

empuje de agua acumulada debajo de l. Para ello, se debe recordar que en sus

condiciones originales la mayora de los yacimientos de hidrocarburos muestran un

contacto con un cuerpo de agua (acufero), comnmente llamado capo.

Figura 15.yacimientos por empuje de agua.

El mecanismo consiste en que el la expansin del agua desplaza a los hidrocarburos

hacia los pozos que drenan al yacimiento, debido a que el agua acumulada a presin en

el acufero es capaz de expandirse y transmitir parte de esta energa al yacimiento, a lo

largo y ancho de la interface agua petrleo al reducirse la presin por la produccin

acumulada de lquidos.

Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relacin muy

ajustada entre el rgimen de produccin de petrleo que se establezca para el yacimiento

y el volumen de agua que debe moverse e el yacimiento. El contacto agua petrleo

debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petrleo producido vaya

siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presin

en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e induccin de un

casquete de gas.

La tubera de revestimiento de los pozos se perfora a bala a caonea muy por encima del

contacto agua petrleo para evitar la produccin agua muy tempranamente. A pesar de

esto, llegara un momento en que en los pozos se mostrara un incremento de la

produccin de agua. La verificacin de este acontecimiento puede indicar que el contacto

agua petrleo ya est a nivel de la perforaciones o que en ciertos pozos se est

produciendo un cono de agua que impide el flujo del petrleo hacia el pozo.

Algunas caractersticas del empuje por agua son:

La presin en el yacimiento permanece alta.

La produccin de agua inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.

El petrleo fluye hasta que la produccin de agua es excesiva.

La recuperacin esperada es del 10 al 70%.

Por ltimo, el empuje por agua es considerado el mecanismo natural ms eficiente para la

extraccin del petrleo. Su presencia y actuacin efectiva puede lograr que se produzca

hasta 60% y quizs ms del petrleo en sitio. Adems, hay casos de acuferos tan activos

que rehabilitan y estabilizan la presin del yacimiento si tener que cerrar la produccin.

Esto ocurre cuando el caudal de agua que alimenta al acufero es equivalente al volumen

de todos los fluidos que se estn produciendo en el yacimiento.

Tabla 2. Caractersticas de los yacimientos por empuje de agua.

En este tipo de yacimiento no existe capa de gas, por lo tanto la presin inicial es mayor

que la presin del punto de burbuja. Cuando la presin se reduce debido a la produccin

de fluidos, se crea un diferencial depresin a travs del contacto agua-petrleo. De

acuerdo con las leyes bsicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acufero reacciona

haciendo que el agua contenida en l, invada al yacimiento de petrleo originando

Intrusin o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presin sino que permite un

desplazamiento inmiscible del petrleo que se encuentra en la parte invadida.

4.1.5 Empuje por segregacin gravitacional

La segregacin gravitacional o drene por gravedad, puede clasificarse como un

mecanismo de empuje; sin embargo, se considera ms bien como una modificacin de los

dems. La segregacin gravitacional es la tendencia del aceite, gas y agua a distribuirse

en el yacimiento de acuerdo a sus densidades.

El drene por gravedad puede participar activamente en la recuperacin del aceite. Por

ejemplo, en un yacimiento bajo condiciones favorables de segregacin, gran parte delgas

liberado fluir a la parte superior del yacimiento, en vez de ser arrastrado hacia los pozos

por la fuerza de presin, contribuyendo as a la formacin o agrandamiento del casquete

de gas y aumentando la eficiencia total del desplazamiento. Las condiciones propicias

para que los yacimientos presenten segregacin de sus fluidos son: que posean los

espesores considerables, alta permeabilidad y que los gradientes de presin no gobiernen

totalmente el movimiento de los fluidos.

Figura 16. Distribucin inicial de los fluidos en un yacimiento de

hidrocarburos.

La recuperacin en yacimientos donde existe segregacin de gas y / o agua, es sensible

al ritmo de produccin. Mientras menores sean los gastos, menores ser los gradientes

de presin y mayor la segregacin. Si se establece en un yacimiento contra flujo de aceite

y gas, se desarrolla una capa de gas y la relacin gas aceite producida mostrara una

disminucin, en la figura 17 se presenta diagramticamente el efecto que se produce, en

un yacimiento con y sin segregacin, sobre su recuperacin y su relacin gas aceite

producida.

Figura 17. Efecto de la segregacin gravitacional en la recuperacin total y en la

relacin gas aceite instantnea.

La observacin de la figura 18 permite analizar, en forma cualitativa, las trayectorias de

las burbujas de gas liberado en un yacimiento, as como las fuerzas que actan sobre las

mismas.

Dichas fuerzas son:

El peso de la burbuja de gas.

El empuje debido a la diferencia de densidades entre el gas y el aceite.

La fuerza debida al gradiente de presin.

El gradiente de presin es menor entre mayor es la distancia al pozo productor. As una

burbuja como la mostrada en (1), cuyo (* existen tambin las fuerzas viscosas, que se

oponen al movimiento del elemento gaseoso considerado.), diagrama del cuerpo libre se

presenta en la figura 18a, tendr a ascender, pero su movimiento predominante ser

hacia el pozo; sin embargo en una burbuja como la indicada en (4), cuyo diagrama del

cuerpo libre se presenta en la figura 18b, la resultante de las fuerzas, tendera a incorporar

al casquete, en vez de desplazarse hacia el pozo.

Figura 18. Representacin de las fuerzas que actan sobre una burbuja de gas en un

yacimiento.

4.1.6 Combinacin de empujes

La mayora de los yacimientos quedan sometidos durante su explotacin a ms de uno de

los mecanismos de desplazamiento explicados. Y en el yacimiento actan dos o ms

mecanismos en forma simultnea o secuencial. Por ejemplo: un yacimiento grande puede

comportarse inicialmente como productor por empuje de gas disuelto. Despus de un

corto periodo de produccin, la capa de gas asociada acta efectivamente y contribuye

substancialmente a desplazar aceite. Posteriormente, luego de una extensa extraccin,

la presin del yacimiento caer lo suficiente como para establecer la entrada de agua

del acufero, de modo que el empuje por agua se presentar como parte importante del

mecanismo de desplazamiento.

5. Observaciones

Si no se llega a considerar el aspecto econmico podramos indicar que el mecanismo

de empuje ms adecuado es el Empuje por segregacin Gravitacional

6. Conclusiones

Hemos visto que la recuperacin del aceite se obtiene mediante un mecanismo de

desplazamiento y nos pudimos dar cuenta que el aceite no fluye del yacimiento sino que

es expulsado mediante cualquiera de los mecanismos de desplazamiento que antes

hemos mencionado. Al tomar en cuenta la eficacia de la recuperacin de cada uno de los

mecanismos de empuje, vistos en la figura 10, llegamos a la conclusin de que el

mecanismo de empuje por agua es el ms eficiente, debido a quelas recuperaciones de

hidrocarburo con respecto al tiempo y a las presiones, son las ms apropiadas para una larga

vida productiva de yacimiento.

7. Bibliografa

Mecanismos de desplazamientos de la universidad politcnica del Golfo de Mxico.

Ingeniera aplicada de yacimientos petrolferos de B.C. Craft y M.F. Hawkins, Jr.

Mecanismos de Impulsin de los Reservorios de Lucio Carrillo Barandiaran