Introducción
El empuje del petróleo hacia los pozos se efectúa por la presión natural que tiene el yacimiento, este empuje se puede derivar de la presencia de gas libre ubicado encima del petróleo, de un volumen de gas disuelto en el petróleo, de un volumen de agua dinámica o de empuje por gravedad. La recuperación primaria resulta de la utilización de estas fuentes de energía natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores, Es importante detectar anticipadamente el mecanismo natural de empuje del petróleo del yacimiento y/o pozo, para así obtener el mayor provecho del futuro comportamiento del mecanismo, además permitirá estudiar futuras aplicaciones de extracción secundaria por inyección de gas/agua u otros elementos. Muchos yacimientos presentan diversos mecanismos de producción que son los causantes de facilitar, en primera instancia, su explotación. Las fuentes naturales de energía están representadas por la presión, a la cual se encuentra la roca y sus fluidos. Estas energías y fuerzas disponibles, se crearon durante el proceso de formación y acumulación del petróleo, las cuales ayudan a desplazar el crudo a través de los poros; de acuerdo a las características de los yacimientos existen diferentes mecanismos de producción. Cada mecanismo de desplazamiento, de empuje o de producción está conformado por una serie de empujes que dependerán del tipo de yacimiento, el nivel de presión que se tenga en el mismo y de los hidrocarburos existentes.
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Mecanismos de producción
Los mecanismos de producción son aquellos que aportan la energía necesaria para que todos los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan debido a la diferencia de presiones desplazándose hacia el pozo hasta llegar a superficie, estos mecanismos se ven influenciados por la presión del yacimiento, dependiendo si están por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Cuando el yacimiento permite la producción de los hidrocarburos contenidos en el por medio de mecanismos naturales se conoce con el nombre de recuperación primaria. En la siguiente figura se observa el recobro de petróleo por los diferentes mecanismos de producción.
Figura 1.Compresibilidad de la roca y de los fluidos
La compresibilidad de cualquier material ya sea sólido, liquido o gaseoso, para un intervalo de presión y temperatura especifica es el cambio de volumen por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión 2
que ocurre en dicho material, es mucho mayor en los gases que en los líquidos y sólidos. Viene dada por la siguiente ecuación:
Ec. 1 Dónde: C = Compresibilidad en el intervalo de presión de P1 a P2. V = Volumen a la presión P1. dV/dP = Cambio de volumen por unidad de cambio de presión de P1 a P2. El signo negativo corresponde a la conveniencia necesaria para que el valor de la compresibilidad sea positivo al disminuir el volumen producto del incremento mecánico de la presión. Este mecanismo está presente en todos los yacimientos, pero es más importante en yacimientos donde la presión es mayor que la presión de burbujeo y, por lo tanto, todos los componentes de los hidrocarburos se encuentran en fase líquida. Al pozo estar en producción, se incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión de poro, lo que ocasiona una reducción del volumen poroso del yacimiento y la expansión o cambio en el volumen de los fluidos presentes Los mecanismos de recuperación primaria resultan de la utilización de las fuentes de energía natural presente en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores. Tales como: empuje por agua, empuje por gas en solución, expansión de la roca y de los fluidos, y drenaje gravitacional. De manera que cuando estas fuentes de energía naturales se agotan o se hace insuficiente, a estos mecanismos se le pueden adicionar otros de tipo inducido para contrarrestar el efecto de la perdida de energía con el tiempo en el reservorio.
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Los fluidos que se encuentran en el yacimiento, están sometidos a la acción de fuerzas naturales que desplazan al crudo y al gas hasta los pozos productores. Estas fuerzas varían durante la vida del yacimiento. La energía disponible que es responsable de los mecanismos de producción, varía con las condiciones del yacimiento y su forma de disipación es una función de la historia y procesos de producción. Las fuerzas activas en el yacimiento son: 1.- Fuerza de presión. (Mueve cada elemento de volumen, hacia las zonas de menor presión). 2.- Fuerza de empuje. (Aplicando el principio de Arquímedes y es igual al peso del volumen del fluido desalojado). 3.- Fuerza de gravedad. (Actúa verticalmente hacia abajo, y a su vez se debe a la diferencia de densidades entre los fluidos). 4.- Fuerza de viscosidad. (Esta es función, tanto del fluido (μ) como del medio poroso). 5.- Fuerza de inercia. (Se relaciona con la velocidad de los fluidos en un medio poroso permeable es directamente proporcional al gradiente de presión). Muchos de los mecanismos de producción se conforman por la acción combinada de estas fuerzas originaria del yacimiento y en base al aporte de cada una y las características estructurales del yacimiento actuaran en el mismo utilizando una mecánica de funcionamiento diferente.
Compresibilidad de la roca
Este mecanismo de producción se ve influenciado por fuerzas capilares debido a la presión capilar, fuerzas gravitacionales debido a la gravedad, y
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fuerzas viscosas debidas a los diferenciales de presión y a potenciales de flujo, no afecta la presión del yacimiento si se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo. La producción de fluidos en el reservorio, incrementará la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión de poro, lo que originará una reducción del volumen poroso del yacimiento y la expansión de los fluidos presentes en el mismo. La expansión de la roca ocurrirá en la dirección en que sea más fácil, de manera que puede ser en la dirección externa o en la dirección del poro. Cuando esto sucede el volumen desplazado se dirigirá al pozo. La recuperación del petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo cuando la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados.
Figura 2. Compresibilidad de la roca
Figura 3. Expansión de la roca
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Compresibilidad de los fluidos
Cuando ocurre un pequeño cambio de presión, la expansión de los fluidos se origina para contrarrestar el vacío en el espacio poroso.
Figura 4. Compresibilidad de los fluidos Compresibilidad de los líquidos
Al ocurrir un pequeño p equeño cambio de presión, pr esión, se supone una compresibilidad promedio constante para un intervalo de presión considerado, esta compresibilidad se podría obtener a partir de la siguiente ecuación, donde V1 y V2 son volúmenes de líquido: V2 = V1 * (1 – ΔP)
Compresibilidad de los gases
Compresibilidad de los gases es mucho mayor que la de los líquidos, disminuyendo a medida que aumenta la presión debido al mayor acercamiento entre las moléculas, este parámetro depende directamente del factor de compresibilidad (Z), el cual permite la corrección en la ecuación general de los gases ideales, PV= ZnRT, que en conjunto con la ecuación de compresibilidad se obtiene: Cg = (1 / P) – (1 / Z) * (dZ /dP)
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Liberación de gas en solución
Es el mecanismo de producción más corriente y generalmente contribuye a la producción de la mayor parte de los fluidos. Está presente en yacimientos donde la presión es menor que la presión de burbujeo. En este mecanismo todo el gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forman una sola fase, a presión y temperatura originalmente altas en el yacimiento. Al comenzar la producción, p roducción, el diferencial de d e presión p resión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento. El factor de Recobro estimado es del 5 al 30% del POES. Cuando la presión del yacimiento se ubica por debajo de la presión de burbuja comienzan a liberarse pequeñas burbujas de gas, esta liberación de gas disuelto en el petróleo empieza a expandirse y escapar, generando el empuje del petróleo desde el pozo hacia la superficie. El empuje por gas disuelto es el que resulta en menores recuperaciones, las presiones de fondo disminuyen rápidamente y la recuperación final suele ser menor al 30%. Únicamente presente en los yacimientos cuya presión es menor que la presión de burbuja (Yacimiento Saturado). Iniciando la movilización del gas hacia los pozos productores una vez que la saturación del gas liberado exceda la saturación de gas critica, haciéndose este móvil
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Figura 5. Liberación de gas en solución
Está presente en los yacimientos donde la presión es menor que la presión de burbujeo, Yacimiento Saturado. La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso está cerca del valor irreducible. Debido a esta condición, a medida que se desarrolla la explotación del yacimiento y la presión se reduce, los componentes livianos presentes en los hidrocarburos pasan a la fase gaseosa, de esta manera se forman pequeñas burbujas que permitirán desplazar los hidrocarburos líquidos, ejerciendo una cierta presión sobre esta fase, lo cual contribuye a su desplazamiento hacia los pozos.
Figura 6. Liberación de gas en solución en yacimiento.
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Esto ocurre después que la saturación de gas liberado excede la saturación de gas crítica, y este se hace móvil. La permeabilidad vertical debe ser pequeña a fin de que no se forme capa de gas. Este mecanismo reduce el efecto de la expansión por expansión de roca y fluidos debido a que aporta mayor energía al yacimiento una vez que este ha alcanzado la presión de burbuja y la saturación critica de gas.
Segregación gravitacional
El drenaje por gravedad es un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. Este proceso es lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. A medida que disminuye la presión pre sión y el gas en solución so lución es liberado, este comienza a desplazarse hacia el tope del yacimiento debido a la densidad y a la resistencia al flujo vertical, si el flujo vertical es apto y las fuerzas gravitacionales son mayores que las fuerzas viscosas dentro del yacimiento, se comenzara a formar una capa de gas que permitirá desplazar el petróleo hacia el pozo, si por el contrario ese flujo vertical tiene alta resistividad entonces ese gas se desplazara a una zona de menor presión, que en nuestro caso sería el pozo y por consiguiente se comenzara a producir. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 40 a 80% y es el más eficiente en comparación con los otros mecanismos naturales. Este mecanismo es característico de los yacimientos que presentan un alto buzamiento, por lo que posee una alta permeabilidad vertical, permitiendo así
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una fácil migración del gas hacia el tope. Esto permite que el flujo en contracorriente mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petróleo hacia la parte baja, por razones de diferencia de densidad, esto en respuesta de que las fuerzas gravitacionales actuantes son mayores que las fuerzas viscosas presentes
Figura 7. Segregación gravitacional con buzamiento
Figura 8. Composición con buzamiento
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Figura 9. Segregación gravitacional en un yacimiento.
Este desplazamiento es característico de yacimientos que presentan un alto grado de buzamiento. Este hecho favorece el flujo en contracorriente mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petróleo hacia la parte baja, por razones de diferencia de densidad, esto en respuesta de que las fuerzas gravitacionales actuantes son mayores que las fuerzas viscosas presentes. En este tipo de yacimiento es frecuente la formación de una capa de gas secundaria. Además, la dirección de flujo vertical debe ofrecer menor resistencia para que los fluidos se desplacen hasta el tope de la estructura, esto corresponderá al arreglo de los granos que influenciarán la capacidad del medio para permitir el flujo.
Empuje por capa de gas
Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones inferiores a la presión de burbujeo, en lo que existe una capa de gas, la cual tiende a expandirse debido a la disminución de presión, actuando esta como una fuerza de empuje que obliga al petróleo a desplazarse. El Factor de Recobro estimado es del 20 al 40% del POES La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de burbuja, existiendo inicialmente una capa de gas, a medida que disminuye la presión por efecto de producción, la capa de gas comienza a expandirse 11
desplazando al petróleo hacia el pozo. La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.
Figura 10. Empuje por capa de gas
Figura 11. Capa de gas en un yacimiento
Está presente en yacimientos que se encuentran sometidos a presiones menores que la de burbujeo, Yacimientos Saturados. En este caso los componentes livianos de los hidrocarburos se irán separando de la fase líquida y buena parte de ellos migrará, debido a su gravedad, a la parte alta de la estructura. De esta manera se conforma una zona de yacimiento con
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una alta saturación de gas, llamada Capa de Gas. Durante la formación, la capa desplazará hidrocarburos líquidos hacia los pozos y simultáneamente ejercerá
una
presión
sobre
la
zona
de
petróleo.
La presión del yacimiento declina suave y continuamente. El nivel de soporte de
la
presión
depende
del
tamaño
de
la
capa
de
gas,
actúa bajo la acción de fuerzas viscosas, gravitacionales, capilares, que se ven influenciadas por las diferencias de presión.
Figura 12. Empuje por capa de gas en un yacimiento Empuje hidráulico
Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua (Acuífero). Debido a la expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce la presión), este invade el yacimiento, reemplazando los fluidos que ya han sido extraídos. Este es uno de los mecanismos de producción más efectivos, debido al constate suministro de agua del acuífero, ya que no hay caída de presión en el sistema o cae muy poco. Está asociado directamente a la existencia de un acuífero en el yacimiento, el cual se expande a medida que disminuye la presión, ocupando el lugar que anteriormente había ocupado el petróleo desplazándolo hacia el
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pozo, este mecanismo es independiente de la de la presión de burbuja y de la existencia o no de capa de gas. El acuífero puede ser: Confinado: cuando el agua en el yacimiento se encuentra entrampada sin contacto con la superficie. No confinado: cuando el acuífero está en contacto con la superficie. En este caso la producción se genera por la expansión del agua en el yacimiento y por el volumen de agua extra que entra al yacimiento. Este tipo de yacimientos presentan una alta producción de agua.
Figura 13. Empuje Hidráulico
Se considera cuando exista, asociada a la zona de petróleo, una porción de roca con alta saturación de agua. Esta porción del yacimiento recibe el nombre de acuífero. A medida que transcurre la explotación del yacimiento y su presión se va reduciendo, al igual que todos los otros fluidos, el agua presente en el acuífero se irá expandiendo. Esta expansión producirá un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos de producción. Este efecto se mantiene hasta que la capacidad expansiva del volumen de agua contenido en el acuífero se agote. La intrusión se debe a:
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(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 está en contacto con el agua proveniente de la superficie.
Dependiendo de la forma en que ingresa el agua al reservorio de petróleo, los yacimientos por empuje de agua se denominan: (a) Yacimientos por empuje de Fondo: El agua de la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la bonificación puede convertirse en un gran problema. (b) Yacimientos por empuje lateral: en el cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.
Figura 14. Empuje hidráulico en un yacimiento
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Ubicación: Campo Uracoa Yacimiento Oficina-39
El campo Uracoa se encuentra ubicado en el Flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, Subcuenca de Maturín, en el estado Monagas a unos 150 km al sureste de Maturín y a unos 100 km al noreste de ciudad Guayana (Rincon, 2002). El Campo Uracoa está ubicado en el flanco sur de la cuenca de Maturín. La estructura en el yacimiento Oficina-39 se caracteriza por ser un homoclinal con rumbo aproximado Este-Oeste y buzamiento de 4-6° al norte. Está controlado por una falla normal, con dirección suroeste- noroeste y con buzamiento hacia el sur. (Rincon, 2002) Mecanismos de Producción
% de la Gas en Empuje capa de Drenaje Expansión presión solución de agua gas gravitacional de las Original roca y los fluidos 100 0 0 0 0 0 98 1 0 1 1 0 96 2 1 3 3 0 94 3 1 5 5 0 92 4 2 6 6 0 90 4 3 8 8 1 88 5 5 9 9 1 86 6 8 11 11 1 84 6 12 13 13 1 82 7 20 14 14 1 80 7 38 16 16 1 78 7 38 17 18 1 76 8 58 18 19 1 74 8 19 20 1 72 8 20 21 1 70 9 20 22 1 68 9 21 23 2 66 9 22 24 2 64 10 23 25 2 62 10 23 26 2 60 10 24 27 2 58 10 24 28 2
16
56 52 50 40 30 20 10
11 11 12 13 15 18 22
25 25 26 27 28 29 30
29 30 30 34 38 45 59
2 2 3 3 4 4 5
Tabla 1. Data utilizada para construir gráfico de mecanismo de producción. Fuente: Ahmed, 2001.
Presión (Lpc) 1857 1850 1844 1837 1831 1818 1805 1803 1802 1800 1799 1797 1796 1794 1793 1791 1790 1788 1787
Presión del yacimiento (%) 100 99,64 99,29 98,92 98,59 97,89 97,19 97,11 97,03 96,95 96,87 96,79 96,71 96,63 96,55 96,47 96,39 96,31 96,23
Factor de Recobro (%) 0 0,16 0,37 0,66 1,03 2 4,06 5,77 6,79 7,63 8,81 9,75 10,29 10,96 12,05 12,91 13,53 14,11 14,78
Tabla 2. Datos para Graficar mecanismo de producción del yacimiento del Campo Uracoa Oficina 39. Fuente: Piamo R., 2011
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100 l a n i g i r O n ó i s e r P % , o t n e i m i c a Y l e d n ó i s e r P
80 Gas en Solucion Empuje Hidraulico 60
Empuje por capa de gas Drenaje Gravitacional Expansion de Roca y Fluidos
40
Oficina 39 Campo Uracoa
20
0 - 10
0
10
20 30 40 Eficiencia de Recobro % POES
50
60
70
Gráfico 1: Mecanismo de Producción del yacimiento oficina 39 del campo Uracoa. Fuente: Piamo R., 2011.
. Análisis: Al realizar las curvas de porcentaje de recobro y porcentaje de
declinación de presión y asociarlas a las curvas tipo del yacimiento en estudio y así conocer cuál de ellas se ajusta mejor al determinar determinar el mecanismo de producción predominante en el estudio, se puede deducir que el campo Uracoa yacimiento Oficina-39 presenta un mecanismo de producción según la tendencia tendencia por empuje hidráulico ya que se se ajusta más al comportamiento del yacimiento porque tiene mayor tendencia al comportamiento de este mecanismo.
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Ubicación: Campo Lamar Yacimiento C-2/ VLE-305
El Campo Lamar está situado en la región surcentral del Lago de Maracaibo, al este de la falla Lama-Icotea. Cubre el área oeste del Bloque V, integrada al lote 17, y la parte occidental del Bloque VI. El pozo descubridor, LPG-14-3 (13.003') fue perforado por la Phillips Petroleum Company en 1958, en base a interpretación sísmica y geología del subsuelo, con producción inicial de 6.600 b/d. El yacimiento C-2 / VLE-305 se encuentra ubicado en el Centro del Lago de Maracaibo, conformado por las parcelas pertenecientes al Bloque V y Lote 17 del Campo Lamar. El mismo se encuentra sometido actualmente a un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua hacia la base de la estructura desde 1963 cuando se inicia una prueba piloto, para luego hacerse oficial en 1967 y de gas hacia el tope de la misma desde 1968. % de la presión Gas en Empuje Capa original solución de de gas agua 100 98 96 94 92 90 88 86 84 82 80 78 76 74 72 70 68 66 64 62
0 1 2 3 4 4 5 6 6 7 7 7 8 8 8 9 9 9 10 10
0 0 1 1 2 3 5 8 12 20 38 38 58
0 1 3 5 6 8 9 11 13 14 16 17 18 19 20 20 21 22 23 23 19
Drenaje Expansión gravitacional de la roca y los fluidos 0 0 1 0 3 0 5 0 6 0 8 1 9 1 11 1 13 1 14 1 16 1 18 1 19 1 20 1 21 1 22 1 23 2 24 2 25 2 26 2
60 58 56 52 50 40 30 20 10
10 10 11 11 12 13 15 18 22
24 24 25 25 26 27 28 29 30
27 28 29 30 30 34 38 45 59
2 2 2 2 3 3 4 4 5
Tabla 3. Data utilizada para construir gráfico de mecanismo de producción. Fuente: Ahmed, 2001.
FECHA 1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968
PRESION (LPC) 5400 4883 4376 4155 3912 3702 3571 3286 3021 2614
%PY
FR (%)
100 75,7 44,3 33,2 27,3 20,9 16,9 12,2 8,7 6,4
0 0,05 2,3 5,6 7,8 10,1 12,5 15,1 17,7 20,1
Tabla 4. Datos para Graficar mecanismo de producción del yacimiento C2/VLE-305. Fuente: Araujo J., 2009
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120 Gas en Solucion Empuje Hidraulico
100 l a n i g i r O n ó i s e r P % , o t n e i m i c a Y l e d n ó i s e r P
Empuje por capa de gas Drenaje Gravitacional Expansion de Roca Fluidos C2/ VLE-305
80
60
40
20
0 -1 0
0
10
20 30 40 Eficiencia de Recobro % POES
50
60
70
Grafico 2. Mecanismo de producción de la región noroeste del yacimiento C2/VLE-305. Fuente: Araujo J., 2009. Análisis: Como se observa en la grafico No. 2, el mecanismo de producción
predominante para el yacimiento C-2/VLE-305 es el empuje por gas en solución y su factor de recobro es de 21.9 %. Este método está basado en un gráfico que relaciona Presión / Presión Inicial (P/Pi),en función del factor de recobro Acumulado / FR (%), esto con la finalidad de visualizar el mecanismo de producción del yacimiento y a su vez obtener el porcentaje de recuperación de petróleo.
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Conclusión
Los mecanismos de recuperación primaria resultan de la utilización de las fuentes de energía natural presente en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores. Tales como: empuje por agua, empuje por gas en solución, expansión de la roca y de los fluidos, y drenaje gravitacional. De manera que cuando estas fuentes de energía naturales se agotan o se hace insuficiente, a estos mecanismos se le pueden adicionar otros de tipo inducido para contrarrestar el efecto de la perdida de energía con el tiempo en el reservorio. Al realizar las curvas de factor de recobro en porcentaje versus la presión del yacimiento, porcentaje de presión inicial se puede determinar los mecanismos de producción por los cuales se conforma un yacimiento son importantes ya que mediante estos métodos de recuperación primaria y el comportamiento de la curva determinamos ante qué tipo de formación se encuentra el yacimiento esto con la finalidad de visualizar el mecanismo de producción del yacimiento y a su vez obtener el porcentaje de recuperación de petróleo. El empuje hidráulico se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua (Acuífero). Debido a la expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce la presión), este invade el yacimiento, reemplazando los fluidos que ya han sido extraídos. Este es uno de los mecanismos de producción más efectivos, debido al constate suministro de agua del acuífero, ya que no hay caída de presión en el sistema o cae muy poco.
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Referencias bibliografías
Raul José Piamo Belmontes. 2011, Trabajo especial de grado Oportunidad de desarrollo en campos maduros aplicando métodos convencionales de ingeniería de yacimientos en la arena masiva del yacimiento oficina 39 del campo Uracoa. Monagas Venezuela. José, G. Araujo B. 2009. OPTIMIZACIÓN DE LA INYECCIÓN DE AGUA EN EL YACIMIENTO C-2 DEL ÁREA NOROESTE VLE-305. Trabajo especial de grado. Maracaibo-Edo-Zulia http://ri.biblioteca.udo.edu.ve/bitstream/123456789/3574/1/PIAMO%20 B.%20RAUL%20J.p0001.pdf http://mipetrosite.blogspot.com/2009/11/mecanismos-deproduccion.html
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