3 - Mecanismos de Empuje de Un Yacimiento

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN PARA OPERADORES

MECANISMOS DE RECUPERACIÓN NATURAL DE UN YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS La recuperación de hidrocarburos por mecanismos naturales de producción se conoce con el nombre de recuperación primaria y se refiere a la producción de petróleo desde el yacimiento sin el uso adicional de ningún proceso, es decir, se produce únicamente por acción de la energía propia del reservorio. En la medida en que el objetivo de esta sección es describir los diversos mecanismos que pueden estar presentes en un yacimiento, disponibles para suministrar la principal fuente de energía para la recuperación de las reservas presentes, es pertinente que se discuta previamente sobre las definiciones formales que se manejan en la industria para la denominación de este tipo de recursos. Es por ello que en la primer parte se presentarán grosso modo los conceptos más básicos asociados a su definición, y posteriormente se describirán los mecanismos naturales más importantes para su explotación.

1. TIPOS DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original en el sitio" (Original Oil In Place - OOIP). Este cálculo obliga al conocimiento mínimo de: 

El volumen de roca productora.



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



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

agua. 

La profundidad, presión y temperatura de las zonas productoras.

Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar una serie de pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias.

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Recuperación de hidrocarburos por empuje natural


Las reservas de un yacimiento corresponden a una fracción del "petróleo original in situ", ya que nunca es posible recuperar el total del petróleo existente, básicamente porque en esta industria, como en cualquier otro negocio, la inversión de capital para explotar el recurso sólo se realiza mientras se mantenga la rentabilidad del proceso (ganancias), puesto que carece de sentido el hecho de consumir más esfuerzos, recursos y energía en el proceso de extracción, que lo que se pueda obtener producto de su utilización. Para establecer estas reservas hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento (Factor de Recobro - FR), aspecto que implica conocer el tipo de empuje del yacimiento, yacimiento, su presión, permeabilidad de la roca, y una medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y la forma de explotación (relación matemática entre la permeabilidad y espesor de las capas y la viscosidad de los fluidos). Para la obtención de estos datos se efectúa un seguimiento del comportamiento del yacimiento a través de diversas pruebas y ensayos, lo que conlleva un tiempo considerable y una importante inversión económica. El valor resultante valor resultante de esta fracción varía por lo general entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente en el yacimiento (cabe aclarar que para llegar a mayores recuperaciones se requiere muy posiblemente de la implementación de métodos adicionales de recuperación a lo largo de la explotación del yacimiento). En la figura 1 se destacan en general las diversas etapas posibles de recuperación de un yacimiento (las etapas secundarias y/o terciarias requieren de estudios profundos técnico y económicos previos a su implementación en campo). Una vez que se conocen la delimitación territorial y características características del yacimiento y las reservas que contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea de definir cuántos pozos de producción se van a perforar, qué tipo de pozos, si se va a inyectar agua o gas para mejorar la recuperación, qué tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cuánta gente hará falta para su operación y cuál es el costo de esas inversiones y gastos, para definir si la explotación explotación del yacimiento es viable económicamente. El desarrollo de un yacimiento consiste, básicamente, en la perforación de pozos que lleguen al reservorio y extraigan el petróleo que éste contiene. Es claro que un yacimiento en producción genera gastos (energía eléctrica, salarios del personal, mantenimiento, etc); si en determinadas condiciones o momentos el costo de producción supera a lo que se obtiene por las ventas, el yacimiento deja de ser viable económicamente y, en consecuencia, se detiene la producción;

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precisamente, el petróleo o gas no extraído por consecuencia de ello, no constituye parte de las reservas. Figura 1. Etapas de explotación de un yacimiento de hidrocarburos.

En función 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 Hipotéticas (Ver figuras 2 y 3). Las reservas probadas (comprobadas) pueden definirse como aquellas cantidades de petróleo y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles, de acumulaciones conocidas (volúmenes in situ) a partir de los datos con que se cuentan en el momento de la evaluación.

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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 producción existentes, y en "comprobadas no desarrolladas ", que se esperan recuperar de pozos a perforar e instalaciones de producción a emplazar y de las cuales se tiene un alto grado de certidumbre ya que se ubican en yacimientos conocidos. Figura 2. Clasificación de los tipos de reservas en un yacimiento.

Reservas Petróleo que se prevé puede ser recuperado comercialmente de las acumulaciones conocidas de una fecha dada en adelante.

Reservas Probadas

Reservas no Probadas

Estimadas con razonable certeza para ser

Menos certeza a ser recuperadas que

comercialmente recuperadas (80% de probabilidad)

las reservas probadas

Reservas Desarrolladas

Probables

Aquellas a ser recuperadas con los pozos existentes

Menos posibilidades de ser recuperadas (40 a 80% de probabilidad)

Reservas No desarrolladas Aquellas a ser recuperadas con inversión de capital adicional

Posibles Muy pocas posibilidades a ser recuperadas (10 a 40% de probabilidad)

Hipotéticas Volúmenes estimados no asociados a acumulaciones conocidas.

Las reservas probables pueden definirse como aquellas a los que tanto los datos geológicos como de ingeniería dan una razonable probabilidad de ser recuperadas de depósitos descubiertos, aunque no en grado tal como para considerarse comprobadas.

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Son también comunes los términos reservas posibles y recursos potenciales o especulativos. Tales términos demuestran un importante grado de incertidumbre en cuanto a su existencia, por lo que se expresan en intervalos y responden al conocimiento geológico de una cuenca sedimentaria. A continuación se precisan con mas detalle las definiciones expuestas. 1.1 RESERVAS PROBADAS: Corresponden a los volúmenes de petróleo, gas natural y sustancias asociadas, que pueden ser estimados con alto grado de certeza, los cuales para propósitos de clasificación, significa que existe por lo menos un 80% de certeza de que la cantidad estimada pueda ser recuperada, bajo condiciones operacionales y económicas disponibles. Las anteriores reservas, incluyen también las reservas que pueden obtenerse por procesos de recobro mejorado. 1.1.1. Reservas probadas en producción (Desarrolladas): Son aquellas reservas probadas que se encuentran actualmente en producción o, si no se están produciendo, pueden ser recuperadas a través de los pozos e instalaciones existentes donde las razones para que no haya una producción continua, son decisión de la compañía operadora. Una ilustración de esta situación es cuando un pozo o una zona pueden producir, pero está 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 producción, ya sea porque requieren un costo mayor para incorporarlas o que necesitan nuevos pozos e instalaciones. 1.2. RESERVAS NO PROBADAS: Corresponden a los volúmenes de petróleo, gas natural y sustancias asociadas, que pueden ser estimados con BAJO grado de certeza, los cuales para propósitos de clasificación, significa que existe menos de un 80% de certeza de que la cantidad estimada pueda ser recuperada, bajo condiciones operacionales y económicas disponibles, es decir, que necesariamente se requerirá de la implementación de más recursos físicos, técnicos y operacionales. 1.2.1. RESERVAS PROBABLES: Son los volúmenes de petróleo, gas natural y sustancias asociadas que tienen menor certeza de ser recuperables que las reservas probadas, lo cual para propósitos de clasificación significa que hay un 40 a 80% de probabilidad que las 5



cantidades estimadas puedan ser recuperadas. Estas reservas en las cuales los análisis de perforación, geología, geofísica y datos de ingeniería no demuestran que puedan ser probadas bajo las condiciones existentes, sugieren también la probabilidad de su existencia en un recobro futuro. 1.2.2. RESERVAS POSIBLES: Volúmenes estimados de petróleo, gas natural y sustancias asociadas a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables bajo condiciones operacionales existentes, lo que correspondería a un 10 a 40% de probabilidad. 1.2.3. RESERVAS HIPOTÉTICAS: Son parte del entorno de la función de exploración y son aquellos volúmenes estimados, no asociados a acumulaciones conocidas, cuya existencia se presume con base a información geológica de superficie, sensores, gravimetría y sísmica. 1.3. RESERVAS REMANENTES: Son los volúmenes estimados de petróleo, gas natural y sustancias asociadas con acumulaciones conocidas, que se encuentran en el yacimiento después de un tiempo en que este ha sido puesto en producción. Puede estimarse como la diferencia entre las reservas iniciales recuperables bajo las condiciones de operación disponibles y las que han sido producidas durante un lapso determinado de tiempo, en el cual se solicita la cuantificación de los recursos por recuperar. Figura 3. Tipos de reservas de hidrocarburos en función de la probabilidad de recuperación.

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Otras deficioines importantes a tener en cuenta son: Campo: Consiste de un área administrativamente definida, la cual puede contener varias zonas geológicas (formaciones) o varios yacimientos. Zona: Es una unidad de depositación definida geológicamente, puede contener varias formaciones productoras. Factor de Recobro (recuperación) – FR: hace referencia a la relación entre el volumen producido de un recurso a un tiempo específico (sea gas o petróleo), respecto al volumen del mismo recurso calculado inicialmente. Se expresa como FR = Np/Ni o FR = Gp/Gi, según corresponda, y suele dar en fracción o como una unidad porcentual, si al valor resultante del calculo anterior se le multiplica por 100%. El recobro último esperado hace referencia al porcentaje del total del volumen inicial del

recurso que se espera recuperar al final de explotación del yacimiento y corresponde a una estimación realizada con el objeto de cuantificar el tiempo de abandono del proyecto. Por último, 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 petróleo; y el gas disuelto es gas que esta en solución con el aceite en el yacimiento.

1.4. CÁLCULO Y ESTIMACION DE RESERVAS Para cuantificar los volúmenes de recursos disponibles en un yacimiento, existen múltiples técnicas y correlaciones de ingeniería, empleadas dependiendo de la cantidad de información disponible y del nivel de precisión en los resultados esperados. La más sencilla de todas es la expresión para cálculos volumétricos. A continuación se presentan las expresiones para el cálculo de petróleo en barriles a condiciones normales (Stock Tank Barrel - STB) y del gas en pies cúbicos a condiciones estándar (SCF).

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N i ( STB)

Gi ( SCF )

7758 ( Bb acre * ft ) * A(acres ) * h( ft ) *  ( fracción ) * (1 S WI ( fracción )) 



Boi ( Bb STB)

43560( ft 3 acre * ft ) * A(acres ) * h( ft ) *  ( fracción) * (1 S WI ( fracción)) 



B gi ( ft 3 SCF )

Dónde, N:

petróleo inicial en el yacimiento, STB.

G:

gas inicial en el yacimiento, SCF,

7758: Factor de conversión, bbl/acre-ft 43560: Factor de conversión, ft 3/acre-ft A:

Área productiva original del yacimiento, acres

h:

Espesor neto efectivo, ft

Ø:

Porosidad, fracción

AhØ: Volumen poroso del yacimiento, acre-pie Swi:

Saturación de agua inicial, fracción

Boi:

Factor volumétrico de formación del aceite, Bb yto/ STB (>1)

Bgi:

Factor de formación inicial del gas;

ft 3 yto SCF



pb zT 5.615 Pz bT b



0.02829

zT P

P y pb: Presión de yacimiento y a condiciones base, psia T y Tb: Temperatura del yacimiento y a condiciones base, °R Z y zb: Factor de desviación del gas a condiciones de yto y base, respectivamente. Condiciones base se refiere usualmente a condiciones estándar (Presión de 14.7 psia, temperatura de 60ºF o 520ºR, y factor del gas de z=1).

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2. MECANISMOS DE EMPUJE NATURAL DE UN YACIMIENTO La mayoría de los yacimientos petroleros poseen alguna forma de energía almacenada, que permite en algunos casos que él mismo produzca sus fluidos. Si un yacimiento tiene suficiente energía, el pozo tendrá flujo natural, en caso contrario una serie de técnicas artificiales se utilizan para poner a producir el yacimiento. Figura 4. Esquema típico de producción desde yacimiento a superficie para un yacimiento de aceite.

El programa de producción se establece basado en las condiciones de energía natural que existen en la formación productora. Por esta razón, es de vital importancia conocer lo más pronto posible, cuál es el mecanismo de empuje de determinado yacimiento en los inicios de su producción.

Para detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al

procesamiento e interpretación de una extensa serie de información obtenida durante la perforación de los pozos e información recabada durante el comienzo y toda la etapa de producción primaria. Cuando falta alguna información complementaria, ésta se puede suplir utilizando correlaciones empíricas, pruebas simuladas de laboratorio, estadísticas regionales y 9



el recurso de la experiencia práctica y profesional de quienes adquieren, procesan e interpretan la información. Por lo general esta determinación es realizada después que suficientes datos de varios pozos en producción son analizados. Entre los datos se deben incluir: 

Declinación de la tasa de producción y la presión del yacimiento cuando el pozo es

producido. 

Características de los fluidos producidos y la producción total acumulativa de aceite, gas y

agua de todos los pozos. 

La relación gas – aceite (GOR) y la relación agua – aceite (WOR).

Los principales mecanismos de energía que se pueden presentar en un yacimiento son: empuje de agua, empuje por capa de gas, empuje por gas en solución, empuje por segregación gravitacional y el empuje combinado, cuando se presentan simultáneamente 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 recuperación 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 recuperación o de recobro, es la cantidad de aceite y gas recuperada con relación 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 están en producción, las reservas existentes en el yacimiento se van agotando y la presión del yacimiento va cayendo. El 11



agotamiento de los yacimientos varía de acuerdo al mecanismo de empuje existente en él, así como también varían las curvas de producción con el tiempo. A continuación se describen los comportamientos de los mecanismos de empuje natural más comunes.

2.1. EMPUJE POR AGUA (HIDRÁULICO O HIDROSTÁTICO) Se considera que existe este tipo de empuje, cuando la fuente predominante de energía viene del agua que penetra los límites del yacimiento.

Debido a que el agua tiene una

compresibilidad menor que la del aceite, el volumen de agua que entra al yacimiento debe ser mucho mayor que el volumen de aceite que está siendo removido del yacimiento para mantener la presión. Esta presión en la formación productora caerá durante la primera etapa de producción hasta que alcanza los límites del acuífero, entonces el agua comienza a expandirse y a entrar al yacimiento, desplazando el aceite hacia los pozos productores. Si el acuífero es muy grande y tiene energía suficiente, la presión del yacimiento tendería a permanecer constante a medida que este se produce. La tasa de producción permanecerá casi constante, hasta que el acuífero irrumpe en los pozos productores. Figura 7. Empuje hidróstatico.

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Cuando disminuye la presión por la producción de crudo se crea un diferencial de presión entre el contacto agua-petróleo y de acuerdo con las leyes que rigen el flujo de los fluidos a través del medio 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 presión del yacimiento y permite un desplazamiento inmiscible del crudo que se localiza en la parte invadida por el agua. La Intrusión ocurre debido a: a) Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio. b) El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie. Dependiendo del nivel de activación del acuífero subyacente, este mecanismo se clasifica en: a) Empuje De Agua fuerte: Este mecanismo existe solo donde el acuífero es de calidad igual o mayor que el yacimiento y tiene un volumen al menos 10 veces mayor al del yacimiento o está conectada a una recarga superficial. Este tipo de empuje es mucho más efectivo en yacimientos de petróleo que de gas. También se le conoce como empuje totalmente activo de agua. b) Empuje De Agua Parcial: Este tipo de empuje resulta donde un acuífero tiene una calidad más baja en términos de geometría de poros o tiene un volumen limitado, y se produce una expansión limitada de agua. Cuando disminuye el aporte de agua, la tasa de producción de hidrocarburos cae más rápido que en un yacimiento con fuerte empuje de agua y se reduce el recobro. También se le conoce como empuje parcialmente activo de agua. Dependiendo de la forma como ingresa el agua al yacimiento de petróleo, los yacimientos por empuje de agua se denominan:

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a) Yacimientos por empuje de fondo: en la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de yacimientos la conificación 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 incorporación de agua a un acuífero.

Un yacimiento por empuje activo de agua, generalmente puede ser producido por un flujo natural si la presión de éste, es suficientemente alta para vencer la columna hidrostática ejercida por los mismos fluidos de formación. Esta presión puede ser mantenida debido a que debajo de la zona de aceite se encuentra una gran cantidad de agua bajo presión (zona acuífera), la cual empuja el aceite hacia el tope de la estructura. Como la energía del yacimiento se agota a medida que este se produce, es necesario hacer un programa de mantenimiento de la presión, seguido de un programa de levantamiento artificial. Los yacimientos por empuje de agua son los más eficientes productores. Se alcanzan factores máximos de recobro hasta del 45% bajo condiciones geológicas favorables y adecuadas técnicas de explotación.

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2.1.1. Patrón de agotamiento de un yacimiento con empuje hidrostático En la primera etapa de agotamiento, el pozo produce primordialmente aceite acompañado de una pequeña producción de agua. Como la zona del contacto agua - aceite asciende mientras la producción ocurre, lo que ocasiona que la presión del yacimiento se mantenga.

El

comportamiento de la presión en este tipo de yacimientos es función 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 producción ya no puede ser reacondicionada (levantada) la producción de aceite 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 antieconómica la extracción y el pozo es abandonado. Figura 9. Patrones de comportamiento para un yacimiento con empuje hidrostático.

2.1.2. Comportamiento típico Los yacimientos por empuje de agua, poseen una alta presión y una relación gas- aceite baja a través de su vida productiva. Sin embargo, la razón aguaaceite tiene un cambio drástico. El agua producida puede aparecer tempranamente e ir incrementándose uniformemente dependiendo del punto en que se encuentre la zona de contacto aguaaceite. 15



Si el aceite se produce a una tasa que mantenga activo el empuje, la presión del yacimiento se mantendrá y el pozo seguirá fluyendo hasta que la mayoría del aceite o gas se haya producido. Por el contrario, la presión del yacimiento declinará si éste es producido rápidamente 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 presión (comprimido) entre la formación impermeable y la zona de aceite saturado ubicada en la parte inferior de la estructura geológica. Figura 10. Empuje por capa de gas.

Como sucede en los yacimientos con empuje por agua, la presión del yacimiento decrece hasta que el gradiente alcanza la capa de gas. Entonces, el gas se expande y desplaza al aceite 16



hacia los pozos productores. Si la capa de gas es grande, la formación productora tendrá un buen soporte de presión y la tasa declinará muy lentamente, hasta que la capa de gas alcance a los pozos productores. Debido a los efectos de las permeabilidades relativas, la tasa de producción de gas se incrementa tan rápidamente como disminuye la tasa de aceite. La eficiencia de recobro en este tipo de yacimiento alcanza valores hasta del 35% bajo condiciones geológicas favorables. 2.2.1. Patrón 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 máxima del anticlinal y por encima de la acumulación del aceite saturado. En cualquier caso el gas libre, ejerce presión hacia abajo, produciendo el movimiento del fluido hacia arriba en el área de menor presión dentro del yacimiento (el hueco perforado). El patrón típico de agotamiento con capa de gas, se describe a continuación. 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 es producido. En la última etapa de agotamiento la zona de contacto gas - aceite, alcanza un nivel donde es imposible taponar más las perforaciones, la producción de aceite baja rápidamente y la producción de gas aumenta, trayendo como resultado una gran variación del GOR (relación gas- aceite) lo que indica que la energía natural del yacimiento está llegando a su fin. 2.2.2. Comportamiento típico Un yacimiento típico con capas de gas, presenta una presión estable a través de su vida productiva, puesto que contienen la energía del gas en solución dentro del aceite y de la capa de gas. La tasa de producción inicial tiende a ser relativamente alta y luego declina uniformemente. El GOR al principio aumenta muy lentamente y se incrementa en la misma proporción en que la

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presión 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 años. La eficiencia de producción de este tipo de empuje depende del control en la producción de la capa de gas. Además, una alta tasa de producción localizada cerca del contacto gas - aceite causará la “conificación del gas”, llamada “entrada de gas”.

Esta rápida reducción de la capa causará una dramática reducción de la energía del yacimiento y por último su agotamiento. Figura 11. Patrones de comportamiento para un yacimiento con empuje por capa de gas.

2.3. EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN Este es también conocido como empuje por gas interno, empuje porgas disuelto, empuje por expansión de fluidos o empuje volumétrico. La fuente predominante de energía para un yacimiento que produce por empuje por gas en solución, proviene de la expansión del gas que es liberado del aceite a medida que la presión de yacimiento decrece y la habilidad del aceite para mantener el gas disuelto disminuye. A medida que la presión 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 18



expande y desplazará significativamente más aceite que el volumen que inicialmente era ocupado por el líquido. En un empuje por gas en solución, no existe usualmente suficiente presión o energía capaz de hacer fluir el aceite a superficie, esto se debe a que el gas natural está disuelto en el aceite o no hay otro sistema de energía dentro de la formación o cerca de ella. Cuando este mecanismo de empuje se presente se usan métodos de levantamiento artificial. Figura 12. Empuje por gas en solución.

Generalmente se requiere implementar un método de levantamiento artificial desde el comienzo de la vida de producción del yacimiento. Un yacimiento con este tipo de empuje puede alcanzar un recobro máximo de 20 a 25% del aceite que inicialmente existía. 2.3.1. Agotamiento de un yacimiento con empuje por gas en solución En un yacimiento con empuje por gas en solución, el gas disuelto se encuentra disperso a través de toda la zona productora del yacimiento. Como se está produciendo la presión en la vecindad del pozo, empieza a decaer, creando un gradiente de presión dentro del yacimiento. La presión continuará cayendo hasta alcanzar la presión de saturación del aceite (o el punto de burbuja), entonces el gas empieza a liberarse de la solución. Cuando esto ocurre el gas dentro del yacimiento empieza a expandirse y a desplazar el aceite. 19



En la primera etapa de agotamiento la expansión del gas desplaza el aceite a medida que el gas va ocupando más y más poros dejados por el crudo, la cantidad de gas producido se aumenta a medida que la de aceite disminuye. La rata de producción debe ser cuidadosamente controlada para prevenir una producción de gas prematura. En la última etapa de agotamiento la presión del yacimiento y la producción de aceite cae drásticamente a medida que el GOR (relación gas- aceite) se incrementa. En la etapa de agotamiento final, el GOR llega a un máximo y luego declina uniformemente junto con la presión del yacimiento y su producción. Figura 13. Patrones de comportamiento para un yacimiento con empuje por gas en solución.

2.3.2. Comportamiento típico Un yacimiento con empuje por gas en solución tendrá una rata de producción alta por uno o dos años. Luego la presión del yacimiento empezará a declinar lentamente y siendo el GOR relativamente bajo.

Siguiendo el proceso, la curva de producción irá declinando con la

correspondiente caída de presión del yacimiento. Al mismo tiempo, el GOR mostrará un brusco incremento hasta alcanzar un punto máximo después del cual empezará a descender. Este tipo de empuje es de efímera duración y es por esto, que en algunos yacimientos se requiere de un método de levantamiento artificial en la etapa inicial de su vida productiva. 20



2.4. CONDICIÓN DE EMPUJE COMBINADO Una condición natural de empuje combinado existe cuando hay más de una fuente natural de empuje en la formación. Empuje de agua y empuje por gas suelen aparecer juntos muy a menudo. En este tipo de yacimiento, la presión es ejercida por la expansión de la capa de gas que está arriba de la capa de aceite y por el agua que está continuamente presionando por debajo. Es extremadamente necesario cañonear correctamente sobre la zona de aceite con el fin de mantener la presión natural existente en la formación y evitar que las relaciones aguaaceite o gas- aceite se incrementen considerablemente de manera muy temprana. Figura 14. Empuje combinado.

La eficiencia de recuperación 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 había 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 expansión del gas y la intrusión del agua desplazan el aceite hacia el pozo manteniendo la presión del yacimiento permitiendo esto que el gas disuelto en el aceite continúe en este estado, las tasas de producción son altas. Dependiendo de cual de los mecanismos de empuje llega primero a las perforaciones (incremento de la producción de gas o de agua) se efectuarán trabajos de reacondicionamiento con el fin de evitar la caída prematura de uno de los mecanismos de empuje. Cuando uno de los mecanismos de empuje irrumpe disminuye considerablemente la tasa de producción, aumentando considerablemente la relación gas- aceite y/o la relación aguaaceite. Figura 15. Patrones de comportamiento para un yacimiento con empuje combinado.

2.4.2. Comportamiento típico Un yacimiento con empuje combinado, presenta una presión estable a lo largo de toda su vida productiva. La tasa de producción es alta durante casi toda la vida del yacimiento, disminuyendo drásticamente tan pronto uno de los frentes comience a presentarse. La producción de gas y de agua es muy baja durante la mayor parte del ciclo de vida del yacimiento, presentándose un considerable aumento en la etapa final. 22



2.5. OTROS MECANISMOS DE EMPUJE NATURAL Otros mecanismos de empuje que pueden presentarse en situaciones muy particulares, o que de hecho están técnicamente implícitos en todo yacimiento, y aportan en alguna medida parte de la recuperación del fluido son el empuje 2.5.1 Empuje por segregación gravitacional En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad 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 recuperación será mayor si esta existe.

Un mecanismo similar denominado drenaje

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

se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Las recuperaciones pueden ser bastante grandes si se aprovechan adecuadamente las condiciones de explotación de este tipo de yacimientos, oscilando entre un 40 y un 60%. Figura 16. Empuje por drenaje gravitacional.

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Otras características: 

Mecanismo de producción de aceite basado en las diferencias de densidades de los fluidos y acción de la fuerza gravedad.



Requieren de una configuración inclinada del yacimiento.



Se presenta en algún 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 saturación de aceite en la vecindad del pozo productor se mantenga lo mas alta posible.



Para obtener un alto rendimiento en la producción se debe localizar los puntos de recuperación en la parte más baja posible de la estructura.

2.5.2. Empuje por compactación y subsidencia La producción de fluidos de un reservorio, incrementará la diferencia entre la presión de sobrecarga (Overburden) y la presión del poro, lo que originará una reducción del volumen poroso del reservorio y posiblemente cause subsidencia de la superficie. La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactación incrementará la recuperación de petróleo, la compactación de la formación puede causar problemas tales como colapso al casing y reducir la productividad de los pozos debido a la reducción de la permeabilidad. En la mayoría 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 porción de la sobrecarga sostenida por los granos de la roca es denominada presión de la matriz o del grano. En regiones con presiones normales el gradiente de presión del fluido se encuentra entre 0,433 a 0,465 psi por pie de profundidad. Por lo tanto la presión del grano incrementará normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0,54 a 0,56 psi por pie 24



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

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3 - Mecanismos de Empuje de Un Yacimiento

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