Mecanismos de Empuje de Un Yacimiento

5/28/2018 Mecanismos de Empuje de Un Yacimiento

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UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS

Recuperacin de hidrocarburospor empuje natural1

MECANISMOS DE RECUPERACIN NATURALDE UN YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS

La recuperacin de hidrocarburos por mecanismos naturales de produccin se conoce con el

nombre de recuperacin primaria y se refiere a la produccin de petrleo desde el yacimiento

sin el uso adicional de ningn proceso, es decir, se produce nicamente por accin de la

energa propia del reservorio. En la medida en que el objetivo de esta seccin es describir los

diversos mecanismos que pueden estar presentes en un yacimiento, disponibles parasuministrar la principal fuente de energa para la recuperacin de las reservas presentes, es

pertinente que se discuta previamente sobre las definiciones formales que se manejan en la

industria para la denominacin de este tipo de recursos. Es por ello que en la primer parte se

presentarn grosso modo los conceptos ms bsicos asociados a su definicin, y

posteriormente se describirn los mecanismos naturales ms importantes para su explotacin.

1. TIPOS DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS

Se entiende por reservas de petrleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que

ser posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida til. Para

determinarlas lo primero que se debe saber es cunto petrleo y/o gas contiene el yacimiento,

lo que se conoce como el "petrleo original en el sitio" (Original Oil In Place - OOIP). Este

clculo obliga al conocimiento mnimo de:

El volumen de roca productora. La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible.

La saturacin de agua de estos espacios, es decir, el porcentaje de poros ocupados por el

agua.

La profundidad, presin y temperatura de las zonas productoras.

Toda esta informacin se obtiene slo luego de perforar una serie de pozos que delimiten el

yacimiento, lo que permite adems tomar los registros y las muestras necesarias.


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Las reservas de un yacimiento corresponden a una fraccin del "petrleo original in situ", ya que

nunca es posible recuperar el total del petrleo existente, bsicamente porque en esta industria,como en cualquier otro negocio, la inversin de capital para explotar el recurso slo se realiza

mientras se mantenga la rentabilidad del proceso (ganancias), puesto que carece de sentido el

hecho de consumir ms esfuerzos, recursos y energa en el proceso de extraccin, que lo que

se pueda obtener producto de su utilizacin.

Para establecer estas reservas hay que conocer cul ser el factor de recuperacin del

yacimiento (Factor de Recobro - FR), aspecto que implica conocer el tipo de empuje del

yacimiento, su presin, permeabilidad de la roca, y una medida de la transmisibilidad entre losporos de la roca y la forma de explotacin (relacin matemtica entre la permeabilidad y

espesor de las capas y la viscosidad de los fluidos). Para la obtencin de estos datos se efecta

un seguimiento del comportamiento del yacimiento a travs de diversas pruebas y ensayos, lo

que conlleva un tiempo considerable y una importante inversin econmica. El valor resultante

de esta fraccin vara por lo general entre un 15% y un 60% del total del petrleo existente en el

yacimiento (cabe aclarar que para llegar a mayores recuperaciones se requiere muy

posiblemente de la implementacin de mtodos adicionales de recuperacin a lo largo de la

explotacin del yacimiento). En la figura 1 se destacan en general las diversas etapas posiblesde recuperacin de un yacimiento (las etapas secundarias y/o terciarias requieren de estudios

profundos tcnico y econmicos previos a su implementacin en campo).

Una vez que se conocen la delimitacin territorial y caractersticas del yacimiento y las reservas

que contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea de definir cuntos pozos de

produccin se van a perforar, qu tipo de pozos, si se va a inyectar agua o gas para mejorar la

recuperacin, qu tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cunta gente har falta

para su operacin y cul es el costo de esas inversiones y gastos, para definir si la explotacindel yacimiento es viable econmicamente.

El desarrollo de un yacimiento consiste, bsicamente, en la perforacin de pozos que lleguen al

reservorio y extraigan el petrleo que ste contiene. Es claro que un yacimiento en produccin

genera gastos (energa elctrica, salarios del personal, mantenimiento, etc); si en determinadas

condiciones o momentos el costo de produccin supera a lo que se obtiene por las ventas, el

yacimiento deja de ser viable econmicamente y, en consecuencia, se detiene la produccin;


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precisamente, el petrleo o gas no extrado por consecuencia de ello, no constituye parte de las

reservas.

Figura 1. Etapas de explotacin de un yacimiento de hidrocarburos.

En funcin del grado de seguridad que se tenga en cuanto a la existencia del yacimiento y su

volumen comercialmente recuperable, las reservas pueden ser agrupadas en: Comprobadas (o

Probadas), Probables, Posibles e Hipotticas (Ver figuras 2 y 3).

Las reservas probadas(comprobadas) pueden definirse como aquellas cantidades de petrleo

y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma econmica y con las tcnicas

disponibles, de acumulaciones conocidas (volmenes in situ) a partir de los datos con que se

cuentan en el momento de la evaluacin.


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Las reservas comprobadas pueden a su vez dividirse en "comprobadas desarrolladas", que

se esperan recuperar mediante los pozos y las instalaciones de produccin existentes, y en"comprobadas no desarrolladas", que se esperan recuperar de pozos a perforar e

instalaciones de produccin a emplazar y de las cuales se tiene un alto grado de certidumbre ya

que se ubican en yacimientos conocidos.

Figura 2.Clasificacin de los tipos de reservas en un yacimiento.

Las reservas probablespueden definirse como aquellas a los que tanto los datos geolgicos

como de ingeniera dan una razonable probabilidad de ser recuperadas de depsitos

descubiertos, aunque no en grado tal como para considerarse comprobadas.

ReservasPetrleo que se prev puede ser recuperado comercialmente de

las acumulaciones conocidas de una fecha dada en adelante.

Reservas ProbadasEstimadas con razonable certeza paraser comercialmente recuperadas

(80% de probabilidad)

Reservas no ProbadasMenos certeza a ser recuperadas

que las reservas probadas

Reservas DesarrolladasAquellas a ser recuperadas

con los pozosexistentes

Reservas No desarrolladasAquellas a ser recuperadas

con inversin de capitaladicional

ProbablesMenos posibilidades

de ser recuperadas (40 a80% de probabilidad)

PosiblesMuy pocasposibilidadesa ser recuperadas (10 a

40% de probabilidad)

HipotticasVolmenes estimados noasociados a

acumulacionesconocidas.


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Son tambin comunes los trminos reservas posiblesy recursospotenciales o especulativos.

Tales trminos demuestran un importante grado de incertidumbre en cuanto a su existencia, porlo que se expresan en intervalos y responden al conocimiento geolgico de una cuenca

sedimentaria. A continuacin se precisan con mas detalle las definiciones expuestas.

1.1 RESERVAS PROBADAS: Corresponden a los volmenes de petrleo, gas natural y

sustancias asociadas, que pueden ser estimados con alto grado de certeza, los cuales para

propsitos de clasificacin, significa que existe por lo menos un 80% de certeza de que la

cantidad estimada pueda ser recuperada, bajo condiciones operacionales y econmicas

disponibles. Las anteriores reservas, incluyen tambin las reservas que pueden obtenerse por

procesos de recobro mejorado.

1.1.1. Reservas probadas en produccin (Desarrolladas):Son aquellas reservas probadas

que se encuentran actualmente en produccin o, si no se estn produciendo, pueden ser

recuperadas a travs de los pozos e instalaciones existentes donde las razones para que no

haya una produccin continua, son decisin de la compaa operadora. Una ilustracin de esta

situacin es cuando un pozo o una zona pueden producir, pero est cerrado debido a que su

capacidad de entrega no es la contemplada dentro de los acuerdos del contrato.

1.1.2. Reservas probadas no producidas (no desarrolladas): Son aquellas reservas

probadas que actualmente no se encuentran en produccin, ya sea porque requieren un costo

mayor para incorporarlas o que necesitan nuevos pozos e instalaciones.

1.2. RESERVAS NO PROBADAS: Corresponden a los volmenes de petrleo, gas natural y

sustancias asociadas, que pueden ser estimados con BAJO grado de certeza, los cuales para

propsitos de clasificacin, significa que existe menos de un 80% de certeza de que la cantidad

estimada pueda ser recuperada, bajo condiciones operacionales y econmicas disponibles, es

decir, que necesariamente se requerir de la implementacin de ms recursos fsicos, tcnicos

y operacionales.

1.2.1. RESERVAS PROBABLES: Son los volmenes de petrleo, gas natural y sustancias

asociadas que tienen menor certeza de ser recuperables que las reservas probadas, lo cual

para propsitos de clasificacin significa que hay un 40 a 80% de probabilidad que las


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cantidades estimadas puedan ser recuperadas. Estas reservas en las cuales los anlisis de

perforacin, geologa, geofsica y datos de ingeniera no demuestran que puedan ser probadasbajo las condiciones existentes, sugieren tambin la probabilidad de su existencia en un recobro

futuro.

1.2.2. RESERVAS POSIBLES: Volmenes estimados de petrleo, gas natural y sustancias

asociadas a acumulaciones conocidas, en las cuales la informacin geolgica y de ingeniera

indica que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables bajo

condiciones operacionales existentes, lo que correspondera a un 10 a 40% de probabilidad.

1.2.3. RESERVAS HIPOTTICAS:Son parte del entorno de la funcin de exploracin y son

aquellos volmenes estimados, no asociados a acumulaciones conocidas, cuya existencia se

presume con base a informacin geolgica de superficie, sensores, gravimetra y ssmica.

1.3. RESERVAS REMANENTES: Son los volmenes estimados de petrleo, gas natural y

sustancias asociadas con acumulaciones conocidas, que se encuentran en el yacimiento

despus de un tiempo en que este ha sido puesto en produccin. Puede estimarse como la

diferencia entre las reservas iniciales recuperables bajo las condiciones de operacindisponibles y las que han sido producidas durante un lapso determinado de tiempo, en el cual

se solicita la cuantificacin de los recursos por recuperar.

Figura 3.Tipos de reservas de hidrocarburos en funcin de la probabilidad de recuperacin.


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Otras deficioines importantes a tener en cuenta son:

Campo:Consiste de un rea administrativamente definida, la cual puede contener varias zonas

geolgicas (formaciones) o varios yacimientos.

Zona: Es una unidad de depositacin definida geolgicamente, puede contener varias

formaciones productoras.

Factor de Recobro (recuperacin) FR: hace referencia a la relacin entre el volumen

producido de un recurso a un tiempo especfico (sea gas o petrleo), respecto al volumen delmismo recurso calculado inicialmente. Se expresa como FR = Np/Ni o FR = Gp/Gi, segn

corresponda, y suele dar en fraccin o como una unidad porcentual, si al valor resultante del

calculo anterior se le multiplica por 100%.

El recobro ltimo esperado hace referencia al porcentaje del total del volumen inicial del

recurso que se espera recuperar al final de explotacin del yacimiento y corresponde a una

estimacin realizada con el objeto de cuantificar el tiempo de abandono del proyecto.

Por ltimo, en el caso de las reservas de gas natural en particular, estas son clasificadas de

acuerdo con la naturaleza de su ocurrencia. El gas no asociado es gas libre que no esta en

contacto con crudo en el yacimiento. El gas asociado es gas libre en contacto con el petrleo; y

el gas disuelto es gas que esta en solucin con el aceite en el yacimiento.

1.4. CLCULO Y ESTIMACION DE RESERVAS

Para cuantificar los volmenes de recursos disponibles en un yacimiento, existen mltiples

tcnicas y correlaciones de ingeniera, empleadas dependiendo de la cantidad de informacin

disponible y del nivel de precisin en los resultados esperados. La ms sencilla de todas es la

expresin para clculos volumtricos. A continuacin se presentan las expresiones para el

clculo de petrleo en barriles a condiciones normales (Stock Tank Barrel - STB) y del gas en

pies cbicos a condiciones estndar (SCF).


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Dnde,

N: petrleo inicial en el yacimiento, STB.

G: gas inicial en el yacimiento, SCF,

7758: Factor de conversin, bbl/acre-ft

43560: Factor de conversin, ft3/acre-ft

A: rea productiva original del yacimiento, acres

h: Espesor neto efectivo, ft

: Porosidad, fraccin

Ah: Volumen poroso del yacimiento, acre-pie

Swi: Saturacin de agua inicial, fraccin

Boi: Factor volumtrico de formacin del aceite, Bb yto/ STB (>1)

Bgi: Factor de formacin inicial del gas;P

zT

TPz

zTp

SCF

ytoft

bb

b 02829.0615.5

3

==

P y pb: Presin de yacimiento y a condiciones base, psiaT y Tb: Temperatura del yacimiento y a condiciones base, R

Z y zb: Factor de desviacin del gas a condiciones de yto y base, respectivamente.

Condiciones base se refiere usualmente a condiciones estndar (Presin de 14.7 psia,

temperatura de 60F o 520R, y factor del gas de z=1).

)(

))(1(*)(*)(*)(*)*(7758)(STBBbB

fraccinSfraccinfthacresAftacreBbSTBoi

WIi

=

)(

))(1(*)(*)(*)(*)*(43560)(

3

3

SCFftB

fraccinSfraccinfthacresAftacreftSCFG

gi

WIi

=


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2. MECANISMOS DE EMPUJE NATURAL DE UN YACIMIENTO

La mayora de los yacimientos petroleros poseen alguna forma de energa almacenada, que

permite en algunos casos que l mismo produzca sus fluidos. Si un yacimiento tiene suficiente

energa, el pozo tendr flujo natural, en caso contrario una serie de tcnicas artificiales se

utilizan para poner a producir el yacimiento.

Figura 4. Esquema tpico de produccin desde yacimiento a superficie para un yacimiento de

aceite.

El programa de produccin se establece basado en las condiciones de energa natural que

existen en la formacin productora. Por esta razn, es de vital importancia conocer lo ms

pronto posible, cul es el mecanismo de empuje de determinado yacimiento en los inicios de su

produccin. Para detectar el mecanismo de produccin prevaleciente, se acude al

procesamiento e interpretacin de una extensa serie de informacin obtenida durante la

perforacin de los pozos e informacin recabada durante el comienzo y toda la etapa de

produccin primaria. Cuando falta alguna informacin complementaria, sta se puede suplir

utilizando correlaciones empricas, pruebas simuladas de laboratorio, estadsticas regionales y


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el recurso de la experiencia prctica y profesional de quienes adquieren, procesan e interpretan

la informacin. Por lo general esta determinacin es realizada despus que suficientes datos devarios pozos en produccin son analizados. Entre los datos se deben incluir:

Declinacin de la tasa de produccin y la presin del yacimiento cuando el pozo es

producido.

Caractersticas de los fluidos producidos y la produccin total acumulativa de aceite, gas y

agua de todos los pozos.

La relacin gas aceite (GOR) y la relacin agua aceite (WOR).

Los principales mecanismos de energa que se pueden presentar en un yacimiento son: empuje

de agua, empuje por capa de gas, empuje por gas en solucin, empuje por segregacin

gravitacional y el empuje combinado, cuando se presentan simultneamente dos o mas de los

mecanismos enunciados se dice que se tiene un empuje combinado (Ver figuras 5 y 6). Estos

empujes naturales son a menudo suficientes para que el pozo fluya naturalmente, pero la

eficiencia de recuperacin de un yacimiento puede variar dependiendo del tipo de empuje que

se presente.

Figura 5.Mecanismos de empuje de un yacimiento.


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Figura 6. Presentaciones mas comunes de los fluidos en un yacimiento de hidrocarburos.

La eficiencia de recuperacin o de recobro, es la cantidad de aceite y gas recuperada con

relacin a la cantidad total contenida en dicho yacimiento; puede variar considerablemente

dependiendo del tipo de empuje que exista en el yacimiento.

A medida que los pozos de un determinado yacimiento estn en produccin, las reservas

existentes en el yacimiento se van agotando y la presin del yacimiento va cayendo. El


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agotamiento de los yacimientos vara de acuerdo al mecanismo de empuje existente en l, as

como tambin varan las curvas de produccin con el tiempo. A continuacin se describen loscomportamientos de los mecanismos de empuje natural ms comunes.

2.1. EMPUJE POR AGUA (HIDRULICO O HIDROSTTICO)

Se considera que existe este tipo de empuje, cuando la fuente predominante de energa viene

del agua que penetra los lmites del yacimiento. Debido a que el agua tiene una

compresibilidad menor que la del aceite, el volumen de agua que entra al yacimiento debe sermucho mayor que el volumen de aceite que est siendo removido del yacimiento para mantener

la presin. Esta presin en la formacin productora caer durante la primera etapa de

produccin hasta que alcanza los lmites del acufero, entonces el agua comienza a expandirse

y a entrar al yacimiento, desplazando el aceite hacia los pozos productores. Si el acufero es

muy grande y tiene energa suficiente, la presin del yacimiento tendera a permanecer

constante a medida que este se produce. La tasa de produccin permanecer casi constante,

hasta que el acufero irrumpe en los pozos productores.

Figura 7.Empuje hidrosttico.


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Cuando disminuye la presin por la produccin de crudo se crea un diferencial de presin entre

el contacto agua-petrleo y de acuerdo con las leyes que rigen el flujo de los fluidos a travs delmedio poroso, el agua reacciona haciendo que el agua contenida en el se movilice hacia el

yacimiento originando un influjo que ayuda primordialmente a mantener la presin del

yacimiento y permite un desplazamiento inmiscible del crudo que se localiza en la parte

invadida por el agua.

La Intrusin ocurre debido a:

a) Apreciable expansin del agua del acufero. A medida que se reduce la presin, el agua seexpande y reemplaza parcialmente los fluidos extrados del reservorio.

b) El acufero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petrleo

esta en contacto con agua proveniente de la superficie.

Dependiendo del nivel de activacin del acufero subyacente, este mecanismo se clasifica en:

a) Empuje De Agua fuerte:Este mecanismo existe solo donde el acufero es de calidad igualo mayor que el yacimiento y tiene un volumen al menos 10 veces mayor al del yacimiento o

est conectada a una recarga superficial. Este tipo de empuje es mucho ms efectivo en

yacimientos de petrleo que de gas. Tambin se le conoce como empuje totalmente activo

de agua.

b) Empuje De Agua Parcial:Este tipo de empuje resulta donde un acufero tiene una calidad

ms baja en trminos de geometra de poros o tiene un volumen limitado, y se produce una

expansin limitada de agua. Cuando disminuye el aporte de agua, la tasa de produccin dehidrocarburos cae ms rpido que en un yacimiento con fuerte empuje de agua y se reduce

el recobro. Tambin se le conoce como empuje parcialmente activo de agua.

Dependiendo de la forma como ingresa el agua al yacimiento de petrleo, los yacimientos por

empuje de agua se denominan:


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a) Yacimientos por empuje de fondo:en la cual la formacin es usualmente de gran espesor

con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En estetipo de yacimientos la conificacin puede convertirse en un gran problema.

b) Yacimientos por empuje lateral:en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los

lados.

Figura 8. Proceso de incorporacin de agua a un acufero.

Un yacimiento por empuje activo de agua, generalmente puede ser producido por un flujo

natural si la presin de ste, es suficientemente alta para vencer la columna hidrosttica

ejercida por los mismos fluidos de formacin. Esta presin puede ser mantenida debido a que

debajo de la zona de aceite se encuentra una gran cantidad de agua bajo presin (zonaacufera), la cual empuja el aceite hacia el tope de la estructura. Como la energa del yacimiento

se agota a medida que este se produce, es necesario hacer un programa de mantenimiento de

la presin, seguido de un programa de levantamiento artificial.

Los yacimientos por empuje de agua son los ms eficientes productores. Se alcanzan factores

mximos de recobro hasta del 45% bajo condiciones geolgicas favorables y adecuadas

tcnicas de explotacin.


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2.1.1. Patrn de agotamiento de un yacimiento con empuje hidrosttico

En la primera etapa de agotamiento, el pozo produce primordialmente aceite acompaado de

una pequea produccin de agua. Como la zona del contacto agua - aceite asciende mientras

la produccin ocurre, lo que ocasiona que la presin del yacimiento se mantenga. El

comportamiento de la presin en este tipo de yacimientos es funcin de que tan activo sea el

empuje de agua.

En la etapa final de agotamiento, como el contacto agua - aceite ha ascendido a un nivel en el

cual la zona de produccin ya no puede ser reacondicionada (levantada) la produccin deaceite disminuye, aumentando considerablemente la cantidad de agua, hasta llegar a un punto

tal, en que la cantidad de aceite producida, comparada con la del agua hace antieconmica la

extraccin y el pozo es abandonado.

Figura 9.Patrones de comportamiento para un yacimiento con empuje hidrosttico.

2.1.2. Comportamiento tpico

Los yacimientos por empuje de agua, poseen una alta presin y una relacin gas- aceite baja a

travs de su vida productiva. Sin embargo, la razn agua- aceite tiene un cambio drstico. El

agua producida puede aparecer tempranamente e ir incrementndose uniformemente

dependiendo del punto en que se encuentre la zona de contacto agua- aceite.


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Si el aceite se produce a una tasa que mantenga activo el empuje, la presin del yacimiento semantendr y el pozo seguir fluyendo hasta que la mayora del aceite o gas se haya producido.

Por el contrario, la presin del yacimiento declinar si ste es producido rpidamente afectando

negativamente el porcentaje de recobro de aceite marginal.

Este tipo de yacimientos presenta a menudo una fase gaseosa que los convierte al final de su

etapa productiva en yacimientos por empuje combinado gas- agua.

2.2. EMPUJE POR CAPA DE GAS

Bajo estas condiciones el gas natural contenido en el yacimiento se encuentra en cantidad

suficiente para saturar la zona de aceite y formar una capa de gas libre encima de la capa de

aceite. Este gas se encuentra bajo presin (comprimido) entre la formacin impermeable y la

zona de aceite saturado ubicada en la parte inferior de la estructura geolgica.

Figura 10.Empuje por capa de gas.

Como sucede en los yacimientos con empuje por agua, la presin del yacimiento decrece hasta

que el gradiente alcanza la capa de gas. Entonces, el gas se expande y desplaza al aceite


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hacia los pozos productores. Si la capa de gas es grande, la formacin productora tendr un

buen soporte de presin y la tasa declinar muy lentamente, hasta que la capa de gas alcancea los pozos productores. Debido a los efectos de las permeabilidades relativas, la tasa de

produccin de gas se incrementa tan rpidamente como disminuye la tasa de aceite.

La eficiencia de recobro en este tipo de yacimiento alcanza valores hasta del 35% bajo

condiciones geolgicas favorables.

2.2.1. Patrn de agotamiento de un yacimiento con capa de gas

En un yacimiento con empuje por capa de gas, el gas libre se localiza por debajo de la roca

sello en el punto de altura mxima del anticlinal y por encima de la acumulacin del aceite

saturado. En cualquier caso el gas libre, ejerce presin hacia abajo, produciendo el movimiento

del fluido hacia arriba en el rea de menor presin dentro del yacimiento (el hueco perforado).

El patrn tpico de agotamiento con capa de gas, se describe a continuacin.

En la primera etapa de agotamiento se produce primordialmente aceite. Como el gas natural en

la capa se expande, el aceite es obligado a fluir de abajo hacia arriba del pozo donde esproducido.

En la ltima etapa de agotamiento la zona de contacto gas - aceite, alcanza un nivel donde es

imposible taponar ms las perforaciones, la produccin de aceite baja rpidamente y la

produccin de gas aumenta, trayendo como resultado una gran variacin del GOR (relacin

gas- aceite) lo que indica que la energa natural del yacimiento est llegando a su fin.


Un yacimiento tpico con capas de gas, presenta una presin estable a travs de su vida

productiva, puesto que contienen la energa del gas en solucin dentro del aceite y de la capa

de gas.

La tasa de produccin inicial tiende a ser relativamente alta y luego declina uniformemente. El

GOR al principio aumenta muy lentamente y se incrementa en la misma proporcin en que la


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presin disminuye, produciendo esto que el gas disuelto en el aceite comience a liberarse. Este

tipo de empuje puede crear en el pozo un flujo natural, el cual puede ser mantenido por aos.La eficiencia de produccin de este tipo de empuje depende del control en la produccin de la

capa de gas. Adems, una alta tasa de produccin localizada cerca del contacto gas - aceite

causar la conificacin del gas, llamada entrada de gas.

Esta rpida reduccin de la capa causar una dramtica reduccin de la energa del yacimiento

y por ltimo su agotamiento.

Figura 11.Patrones de comportamiento para un yacimiento con empuje por capa de gas.

2.3. EMPUJE POR GAS EN SOLUCIN

Este es tambin conocido como empuje por gas interno, empuje porgas disuelto, empuje por

expansin de fluidos o empuje volumtrico. La fuente predominante de energa para un

yacimiento que produce por empuje por gas en solucin, proviene de la expansin del gas que

es liberado del aceite a medida que la presin de yacimiento decrece y la habilidad del aceite

para mantener el gas disuelto disminuye.

A medida que la presin se reduce, el gas liberado en el espacio poroso se expande y desplaza

al aceite hacia los pozos productores. Debido a la alta compresibilidad del gas, este se


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expande y desplazar significativamente ms aceite que el volumen que inicialmente era

ocupado por el lquido. En un empuje por gas en solucin, no existe usualmente suficientepresin o energa capaz de hacer fluir el aceite a superficie, esto se debe a que el gas natural

est disuelto en el aceite o no hay otro sistema de energa dentro de la formacin o cerca de

ella. Cuando este mecanismo de empuje se presente se usan mtodos de levantamiento

artificial.

Figura 12.Empuje por gas en solucin.

Generalmente se requiere implementar un mtodo de levantamiento artificial desde el comienzo

de la vida de produccin del yacimiento. Un yacimiento con este tipo de empuje puede alcanzar

un recobro mximo de 20 a 25%del aceite que inicialmente exista.

2.3.1. Agotamiento de un yacimiento con empuje por gas en solucin

En un yacimiento con empuje por gas en solucin, el gas disuelto se encuentra disperso a

travs de toda la zona productora del yacimiento. Como se est produciendo la presin en la

vecindad del pozo, empieza a decaer, creando un gradiente de presin dentro del yacimiento.

La presin continuar cayendo hasta alcanzar la presin de saturacin del aceite (o el punto de

burbuja), entonces el gas empieza a liberarse de la solucin. Cuando esto ocurre el gas dentro

del yacimiento empieza a expandirse y a desplazar el aceite.


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En la primera etapa de agotamiento la expansin del gas desplaza el aceite a medida que elgas va ocupando ms y ms poros dejados por el crudo, la cantidad de gas producido se

aumenta a medida que la de aceite disminuye. La rata de produccin debe ser cuidadosamente

controlada para prevenir una produccin de gas prematura.

En la ltima etapa de agotamiento la presin del yacimiento y la produccin de aceite cae

drsticamente a medida que el GOR (relacin gas- aceite) se incrementa. En la etapa de

agotamiento final, el GOR llega a un mximo y luego declina uniformemente junto con la presin

del yacimiento y su produccin.

Figura 13.Patrones de comportamiento para un yacimiento con empuje por gas en solucin.


Un yacimiento con empuje por gas en solucin tendr una rata de produccin alta por uno o dos

aos. Luego la presin del yacimiento empezar a declinar lentamente y siendo el GOR

relativamente bajo. Siguiendo el proceso, la curva de produccin ir declinando con la

correspondiente cada de presin del yacimiento. Al mismo tiempo, el GOR mostrar un brusco

incremento hasta alcanzar un punto mximo despus del cual empezar a descender. Este tipo

de empuje es de efmera duracin y es por esto, que en algunos yacimientos se requiere de un

mtodo de levantamiento artificial en la etapa inicial de su vida productiva.


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2.4. CONDICIN DE EMPUJE COMBINADO

Una condicin natural de empuje combinado existe cuando hay ms de una fuente natural de

empuje en la formacin. Empuje de agua y empuje por gas suelen aparecer juntos muy a

menudo. En este tipo de yacimiento, la presin es ejercida por la expansin de la capa de gas

que est arriba de la capa de aceite y por el agua que est continuamente presionando por

debajo. Es extremadamente necesario caonear correctamente sobre la zona de aceite con el

fin de mantener la presin natural existente en la formacin y evitar que las relaciones agua-

aceite o gas- aceite se incrementen considerablemente de manera muy temprana.

Figura 14.Empuje combinado.

La eficiencia de recuperacin en yacimientos de empuje combinado, es generalmente mejor

que cualquier yacimiento con un solo tipo de empuje. Este factor de recobro puede alcanzar

hasta un 55 a 60% del aceite que haba inicialmente en el yacimiento, aunque suele

aproximarse en la mayor parte de los casos a recuperaciones del 50%.


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2.4.1 Agotamiento de un yacimiento con empuje combinado

En la primera etapa de agotamiento la expansin del gas y la intrusin del agua desplazan el

aceite hacia el pozo manteniendo la presin del yacimiento permitiendo esto que el gas disuelto

en el aceite contine en este estado, las tasas de produccin son altas.

Dependiendo de cual de los mecanismos de empuje llega primero a las perforaciones

(incremento de la produccin de gas o de agua) se efectuarn trabajos de reacondicionamiento

con el fin de evitar la cada prematura de uno de los mecanismos de empuje. Cuando uno de

los mecanismos de empuje irrumpe disminuye considerablemente la tasa de produccin,aumentando considerablemente la relacin gas- aceite y/o la relacin agua- aceite.

Figura 15.Patrones de comportamiento para un yacimiento con empuje combinado.


Un yacimiento con empuje combinado, presenta una presin estable a lo largo de toda su vida

productiva. La tasa de produccin es alta durante casi toda la vida del yacimiento, disminuyendo

drsticamente tan pronto uno de los frentes comience a presentarse. La produccin de gas y

de agua es muy baja durante la mayor parte del ciclo de vida del yacimiento, presentndose un

considerable aumento en la etapa final.


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2.5. OTROS MECANISMOS DE EMPUJE NATURAL

Otros mecanismos de empuje que pueden presentarse en situaciones muy particulares, o que

de hecho estn tcnicamente implcitos en todo yacimiento, y aportan en alguna medida parte

de la recuperacin del fluido son el empuje

2.5.1 Empuje por segregacin gravitacional

En un reservorio de empuje por segregacin, el gas libre a medida que sale del petrleo, se

mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petrleo hacia abajo debido a lapermeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para

permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del

reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la

recuperacin ser mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje

gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petrleo

se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ngulo de buzamiento, en

vez de ser perpendicular a este. En la mayora de los casos el drenaje gravitacional y empuje

por segregacin se consideran como el mismo mecanismo. Las recuperaciones pueden serbastante grandes si se aprovechan adecuadamente las condiciones de explotacin de este tipo

de yacimientos, oscilando entre un 40 y un 60%.

Figura 16.Empuje por drenaje gravitacional.


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Otras caractersticas:

Mecanismo de produccin de aceite basado en las diferencias de densidades de los fluidos

y accin de la fuerza gravedad.

Requieren de una configuracin inclinada del yacimiento.

Se presenta en algn grado en todos los yacimientos.

Requiere de suficiente permeabilidad vertical.

Se requiere que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas. (baja

viscosidad de aceite y alto gradiente de densidades).

Es esencial que la saturacin de aceite en la vecindad del pozo productor se mantenga lomas alta posible.

Para obtener un alto rendimiento en la produccin se debe localizar los puntos de

recuperacin en la parte ms baja posible de la estructura.

2.5.2. Empuje por compactacin y subsidencia

La produccin de fluidos de un reservorio, incrementar la diferencia entre la presin de

sobrecarga (Overburden) y la presin del poro, lo que originar una reduccin del volumen

poroso del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie. La recuperacin de

petrleo mediante el empuje por compactacin es significante solo si la compresibilidad de la

formacin es alta.

En la mayora de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecarga es aproximadamente

de 1 psi por pie de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de la roca y el

resto es soportado por el fluido dentro del espacio poroso. La porcin de la sobrecarga

sostenida por los granos de la roca es denominada presin de la matriz o del grano. En

regiones con presiones normales el gradiente de presin del fluido se encuentra entre 0,433 a

0,465 psi por pie de profundidad. Por lo tanto la presin del grano incrementar normalmente

con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0,54 a 0,56 psi por pie


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Figura 17. Factores de recuperacin para diferentes tipos de empuje.

Mecanismos de Empuje de Un Yacimiento

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