Mecanismos de Desplazamientos de Los Fluidos en Los Yacimientos

Mecanismos de Desplazamientos

Universidad Politécnica del Golfo de México



Introducción……………………………………………………………....3 Introducción……………………………………………………………....3

Resumen…………………………………………………………………...4

Procesos de desplazamiento desplazamiento ………………………………………….6

Expansión de la roca y los fluidos……………………………………. fluidos …………………………………….7 7

Empuje por gas disuelto liberado…………………………………..11

Empuje por capa de gas……………………………………………..17 gas ……………………………………………..17

Empuje por agua……………………………………………………….22 agua ……………………………………………………….22

Desplazamiento por segregación gravitacional ………………...25 ………………...25

Combinación de empujes…………………………………………… empujes ……………………………………………26 26

Conclusión……………………………………………………………….27 Conclusión……………………………………………………………….27

Glosario…………………………………………………………………...28

Bibliografía…………………………………… Bibliografía……………………………………………………………… ………………………….29 .29



La etapa de producción es aquella que se lleva a cabo una vez que se ha terminado el proceso de perforación del pozo. Dependiendo de la energía del yacimiento, es decir, aquella energía necesaria para que los hidrocarburos sean expulsados desde el yacimiento hacia el pozo productor, él mismo puede ser puesto en funcionamiento por flujo natural. Para entender el comportamiento de yacimientos y predecir su futuro, es necesario tener el conocimiento de los mecanismos de desplazamiento que dominan el comportamiento de los fluidos del yacimiento. El funcionamiento general del yacimiento es determinado por la energía natural y los mecanismos de empuje que proveen de la energía natural necesaria para la recuperación recuperación de hidrocarburos. hidrocarburos.      

Empuje por expansión de la roca y los líquidos. Empuje por gas disuelto liberado. l iberado. Empuje por casquete de gas. Empuje hidráulico. Empuje por segregación gravitacional. Empuje combinado.

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 hidrocarburos existentes. Aquí mostraremos los diversos mecanismos de desplazamientos de los fluidos en los yacimientos, así como sus características principales, su proceso y los factores que en ellos intervienen.



La recuperación del aceite se obtiene mediante procesos de desplazamiento o combinaciones de los mismos. En este trabajo se mencionan los siguientes tipos de empujes: 1. Empuje hidráulico: El cual se produce cuando la disminución de la presión del yacimiento, origina la expansión de un acuífero adyacente al mismo. El empuje puede ser activo o parcial, según sea el reemplazo volumétrico de fluido del acuífero al yacimiento; y lateral o de fondo, según la l a posición del acuífero en la estructura del yacimiento. 2. Empuje por gas en solución: Es el mecanismo de producción más corriente y generalmente contribuye a la producción de la gran mayoría de los yacimientos. Cuando los fluidos del yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases uniformemente distribuidas, a medida que se produce dicho yacimiento ocurre una disminución de presión la cual origina una expansión de los fluidos liberándose los hidrocarburos livianos disueltos en el petróleo (gas) y ocupando el lugar del fluido producido.

3. Empuje por capa de gas: Ocurre en yacimientos saturados. Cuyos fluidos (petróleo y gas) no están uniformemente distribuidos y la presión es menor que la de burbujeo. Bajo estas condiciones existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual expandirá desplazando el petróleo hacia los pozos productores. 4. Empuje por expansión líquida: Ocurre en yacimientos subsaturados, en los cuales el gas en solución no sale hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la presión de burbujeo. Mientras ocurre esta reducción, y si no existe en el yacimiento otro mecanismo de impulsión, la producción será debido a la expansión del petróleo líquido.



5. Empuje por segregación: Ocurre únicamente bajo condiciones especiales, en las cuales el yacimiento tiene alto buzamiento y favorece la segregación por gravedad del petróleo y gas. Esta segregación es un flujo contracorriente donde el gas migra hacia la parte alta de la estructura, separándose separándose del líquido por diferencia de densidad. Con el tiempo y dependiendo del volumen del yacimiento es posible que se forme una capa de gas secundaria en el tope de la estructura, ayudando al drenaje total del yacimiento. 6. Empuje combinado: Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o más mecanismos de expulsión simultáneamente. La identificación del mecanismo de producción es de vital importancia para realizar cualquier estudio de yacimientos.



La recuperación de este aceite se obtiene mediante un proceso de desplazamiento. El gradiente de presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos, pero ese movimiento se verifica solamente si otro material llena el espacio desocupado por el aceite y mantiene, en dicho espacio, la presión requerida para continuar el movimiento de los fluidos. En cierto modo el aceite no fluye del yacimiento, sino que es expulsado mediante un proceso de desplazamiento, siendo los principales agentes desplazantes desplazantes el gas y el agua.



La compresibilidad de cualquier material (solido, líquido o gaseoso) para un intervalo de presión dado y a una temperatura dada se define como el cambio de volumen, por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurra sobre el material sujeto a estudio. En forma diferencial es:

Donde: 

 

    

C= compresibilidad para un rango de presión P1 a P2 (vol /vo l/lpc) V= volumen a la presión P1 = cambio de volumen por cambio de presión al ir de P1 a P2

⁄

La compresibilidad de la roca y de los fluidos es un mecanismo de expulsión de hidrocarburos. Al iniciarse la producción de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y los fluidos. La expansión de la roca causa una disminución del espacio poroso interconectado. La expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de fluidos que a su vez causo la caída de presión. Ambos efectos van en la misma dirección, la cual es la de expulsar los fluidos del espacio poroso interconectado.

Figura 1. Compresibilidad de la roca.



Un petróleo crudo es subsaturado subsaturado (bajo saturado) cuando tiene menos gas que el requerido para saturarlo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando es altamente subsaturado, mucha de la energía de yacimiento se almacena en la compresibilidad de la roca y de los fluidos y, como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces, el empuje por gas de solución se transforma en la fuente de desplazamiento de los fluidos.

Figura 2. Compresibilidad de los fluidos.

Este mecanismo de expulsión es especialmente importante en la producción de yacimientos bajo saturados sin empuje de agua y hasta que la presión baje a la del punto de burbuja. En este tipo de mecanismo de empuje se debe tener en consideración tres conceptos muy importantes, debido, a que son estos los factores que contribuyen el funcionamiento de este mecanismo: m ecanismo:



Compresibilidad de líquidos: para los líquidos que son ligeramente compresibles, y para otros líquidos más compresibles en que el cambio de presión no es muy grande se puede suponer una compresibilidad promedio que es constante para el intervalo de presión considerada. La fórmula es:

  

Mecanismos de Desplazamientos 


Compresibilidad de gases: los gases son generalmente más compresibles que los líquidos. Al igual que los líquidos que en el caso de los líquidos, el análisis se inicia con la ecuación general de compresibilidad. Sin embargo, para el caso de los gases es necesario introducir la Ley Gases para Gases Reales, resultando:

     



Compresibilidad de roca: la roca tanto como los fluidos, forma parte del sistema productor. Debe distinguirse entre la compresibilidad bruta de la roca y la compresibilidad del medio poroso interconectado, siendo la ultima la más importante debido a que en la l a producción de hidrocarburos la reducción del volumen ocurre a nivel del sistema sistema poroso interconectado interconectado que es es en donde ocurren los cambios de presión. Entonces la compresibilidad de la roca ( ) se define:

       

Donde observa la cambio de volumen ( ) causada por el incremento en la presión ( ) dividido entre el volumen bruto de la muestra (Vb). Pero dicho lo anterior sobre lo que ocurre a nivel del sistema poroso ( ) resulta:



   

Figura 3. Efecto de Compresibilidad. Compresibilidad.





Ahora bien la compresibilidad total de sistema productor de hidrocarburos, usando el sistema más complejo de sistema productor de hidrocarburos, es el que está saturado por tres fluidos (gas, aceite y agua). Para definir la compresibilidad total del sistema, se tiene la compresibilidad de cada fluido y la compresibilidad compresibilidad de la l a roca con espacio poroso interconectado. El sistema fluido (gas, aceite y agua) tiene una compresibilidad efectiva que resulta de ponderar la compresibilidad de cada fluido por el volumen que ocupa y que en forma fraccional fraccional representa su saturación:

      

La compresibilidad de la roca causa cambios en el volumen poroso interconectado que se refleja en forma total, es decir: Si se tiene un cambio en la presión ( ) y se separa conceptualmente el cambio en la roca del cambio de los fluidos se tiene la reducción en el espacio poroso (Cf por unidad de volumen poroso) y además la compresibilidad efectiva Ce correspondiente correspondiente ahora al espacio poroso disponible (V p2):



    () Así se puede definir la compresibilidad total del sistema (C t):

        

La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos yacimientos 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 (Tr) y reducir la productividad de los pozos debido a la reducción de la permeabilidad. permeabilidad.



Terminada la perforación, el pozo está listo para empezar a producir. Cuando un pozo es puesto en funcionamiento por energía propia o natural, se conoce como mecanismos de empuje primario. El mecanismo de producción más común en un yacimiento es por el empuje del gas en solución con el petróleo. En este caso la energía para transportar y producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el petróleo. Estas son las condiciones que se deben cumplir para que exista este tipo de empuje natural: 





El yacimiento debe ser volumétrico, es decir que no exista presencia de casquete de gas inicial y que no esté relacionado a un acuífero. La saturación del agua dentro del volumen poroso está cerca del valor irreducible. La presión del yacimiento es igual o mayor que la presión de burbujeo, es decir que se encuentre en una fase (liquida).

Figura 4. Imagen que muestra la liberación del gas disuelto en el aceite debido una caída de presión, también se aprecia la formación de la primera burbuja (centro), es decir el punto de burbuja.



El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de temperatura y presión en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto, Esto se debe a que la cantidad de gas en solución aumentan a medida que la composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir es mayor en gases de alta y petróleos de baja gravedad específica, o sea petróleos de alta gravedad API. Cuando la presión disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo hacia los pozos productores.

Figura 5. Imagen que muestra el funcionamiento de un yacimiento que fluye a través del empuje por gas disuelto.

En una primera estancia los sistemas de hidrocarburos que se encuentran en estado líquido a condiciones del yacimiento (presión y temperatura) tienen dentro de sus composición una serie de hidrocarburos livianos que permanecen en solución en la fase liquida mientras que la presión del yacimiento sea elevada. Una vez cruzando el punto de burbujeo del sistema en cuestión, cualquier diminución adicional de presión permite que le gas salgo de solución. Llevando este proceso a nivel de poros, un poro saturado de líquido a la presión del burbujeo y al cual se le reduce su presión libera el gas que se encontraba en solución. Ahora este gas ocupa el poro obligando a la fase liquida a desalojarlo ya en ambas no pueden coexistir en el mismo poro. Es así como, al salir gas de solución, el mismo obliga a la fase líquida a fluir al tener que desocupar el espacio que ocupará el gas. Obviamente al estarse liberando gas de solución necesariamente tiene que estar actuando la compresibilidad total del sistema.



Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante el periodo, todo el gas en solución permanece estático en forma de pequeñas burbujas aisladas. Durante este periodo la RGA disminuye ya que el gas disuelto en el aceite, liberado queda atrapado en el yacimiento.

Figura 6. Imagen que muestra muestra las burbujas de gas aisladas formadas formadas por efectos de una caída de presión, es decir cuando se llega a la presión del punto de burbujeo.

Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el yacimiento. Después que la saturación de gas excede la saturación critica, este se hace móvil. Una vez que el pozo empieza a fluir la RGA producida en superficie tiende a incrementar progresivamente hasta que la presion del yacimento caiga subitamente, cuando esto ocurra la RGA tomada en superficie disminuirá debido a las bajas presiones de produccion.

Figura 7. Imagen que muestra como fluye el gas de solución en el yacimiento una vez que se logró l ogró superar la saturación critica del gas.



A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas liberado fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente la RGA observada en el pozo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas altamente expandible.

Figura 8. La Gráfica que muestra el comportamiento de un yacimiento con empuje por gas disuelto, donde se ve la RGA o GOR, la presión y el caudal.

Figura 9. Esta gráfica muestra la tendencia de la RGA durante la vida del yacimiento con empuje de gas disuelto en el aceite. La RGA es contante a condiciones del yacimiento (1,2) luego disminuye un poco (3) debido a la liberación del gas luego tienen a incrementar (4) y por ultimo declina debido al agotamiento de la presión (5,6).



La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de las rocas y del petróleo, y de la estructura geológica del yacimiento. En general, los recobros que se logran l ogran en el yacimiento son bajos, en el orden de un 10% a 30%, debido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo. A medida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota por el incremento de la RGA del campo. Los yacimientos con empuje por gas en solución son, usualmente, buenos candidatos para la inyección de agua, debido a que la presión del reservorio disminuye.

Figura 10. Grafica que muestra la eficiencia de distintos tipos mecanismos de empuje con respecto a la presión.

Existe una ecuación desarrollada por Arps para estimar la eficiencia de la recuperación para reservorios que se encuentran con una presión igual la presión del punto de burbuja y declinan hasta la l a presión de abandono:

                    Donde:    

% RE = Eficiencia de recuperación, porcentaje. = porosidad, fracción. Sw= saturación de agua connata, fracción. Bob = FVF al punto de d e burbuja, bl/STB.



Mecanismos de Desplazamientos    


K= permeabilidad promedio de la formación, Darcy. µ= viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp. Pb= presión al punto de burbuja, psig. Pa= presión de abandono, psig.

Cabe mencionar que esta ecuación solo se aplicar a los yacimientos que cuyo único mecanismo de empuje es el de gas disuelto en el aceite. Ahora los factores que propician a una alta recuperación:    

Alta gravedad API. Alta RGA. Baja viscosidad. Homogeneidad de la formación.

A continuación se muestra una tabla con las características características más generales del empuje por gas disuelto en el aceite:

YACIMIENTOS DE EMPUJE POR POR GAS DISUELTO LIBERADO CARACTERÍSTICAS

TENDENCIA

Presión del Yacimiento

Declina rápida y continuamente. continuamente.

RGA de superficie

Primero es bajo, luego se eleva hasta un máximo y luego cae.

Producción de agua

Ninguna

Comportamiento pozo

del Requiere bombeo desde etapa inicial.

Recuperación esperada

5 al 30 % del OOIP

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



Este mecanismo de empuje sucede en yacimientos de petróleo con poco o nulo empuje de agua, es decir, por lo general poseen un acuífero muy limitado. En este tipo de yacimiento la presión inicial se considera igual a la presión de burbuja, es decir, bajo las condiciones originales de presión y temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre l ibre y el petróleo presente. La presión y la temperatura, bajo condiciones normales, están relacionadas con la profundidad. A medida que pasa el tiempo, se va extrayendo crudo del yacimiento, esto ocasiona que la presión disminuya poco a poco y el volumen de la capa de gas se va expandiendo permitiendo el aporte de energía necesario para que ocurra el desplazamiento inmiscible de petróleo. Esta expansión trae como consecuencia que el nivel del contacto gas-petróleo baja cada vez más. Este descenso del contacto gas-petróleo hace que los pozos ubicados en la parte estructural más alta del yacimiento sean los primeros en producir gas de la capa. Esto se suele notar con el incremento de la relación gas-petróleo.

Figura 11. Empuje por casquete de gas.



La eficiencia de recuperación del petróleo original esta entre el 20 y 40 por ciento. Por lo general, este tipo de empuje em puje ocurre cuando existe:

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Baja viscosidad del petróleo. Alta gravedad API del petróleo. Alta permeabilidad de la formación Alto relieve estructural. estructural. Caída moderada en la producción y presión del yacimiento. Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas. No hay producción de agua o es relativamente baja. Relación gas-petróleo aumenta rápidamente en pozos altos estructuralmente. 9. Relación gas-petróleo constante durante la primera mitad de la producción, luego aumenta. 10. Factor de recobro moderado, por lo general 30 por ciento.

Figura 12. Yacimiento de Petróleo.



La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación numérica o por cálculos de balance de materiales. Los requerimientos básicos son que: a) La parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas. b) Exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el casquete de gas. La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras: 1.- Existir inicialmente en el yacimiento como casquete. 2.- Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de gas liberado por el aceite al abatirse la presión del yacimiento a consecuencia de la segregación gravitacional. 3.- La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su segregación.

Figura 13. Gráfica del porcentaje de roducción.



La ventaja de este mecanismo consiste en que provoca, mediante una adecuada localización y terminación de los pozos, la obtención de producciones de aceite de la sección del yacimiento que no contiene gas libre, reteniéndose en la parte superior del yacimiento, el gas libre que se utiliza para desplazar el aceite como se muestra en la figura. Sin inyección de gas, el empuje por capa de gas tendrá lugar en virtud de la expansión del gas del casquete, debido a l a declinación de la presión. Si el volumen del gas libre inicialmente presente en el yacimiento es grande, comparado con el volumen total original de aceite., y si no se produce gas libre durante la explotación, la declinación de presión requerida para la invasión total de la zona de aceite por el casquete de gas será ligera y el comportamiento del yacimiento se aproximará al obtenido con inyección de gas. Si por otro lado el volumen de la capa de gas es relativamente pequeño, la presión del yacimiento declinará a mayor ritmo, permitiendo la liberación del gas disuelto y el desarrollo de una saturación de gas libre en la zona de aceite. Cuando la saturación de gas libre forme una fase continua, su exclusión de los pozos productores será imposible y el mecanismo de desplazamiento se aproximará al empuje por gas disuelto. La recuperación en yacimientos con capa de gas varían normalmente del 20 al 40% del aceite contenido originalmente, pero si existen condiciones favorables de segregación se pueden obtener recuperaciones de hasta el 60% o más del aceite. El mecanismo por el cual el aceite se recupera bajo este proceso se entiende fácilmente, considerando primero la naturaleza del desplazamiento cuando la presión del yacimiento se mantiene constante por inyección del gas, y analizando a continuación las diferencias que surgen cuando se permite la declinación de la presión en el yacimiento. Es obvio que si la presión del yacimiento se mantiene en su valor original, el gas inyectado no tiene acceso a la zona de aceite, excepto atrás o en el frente de avance del gas libre y por lo tanto, la parte inferior de la estructura conserva sus condiciones originales de saturación de aceite, hasta que se invade por el gas inyectado. La producción de aceite proviene de los pozos localizados en la zona de aceite, pero el aceite producido es remplazado por el que se mueve m ueve adelante del frente de gas.



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

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



Uno de los principales tipos de flujo natural es el empuje por agua, el cual es básicamente la fuerza para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento con el empuje de agua acumulada debajo de él. Para ello, se debe recordar que en sus condiciones originales la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos muestran un contacto con un cuerpo de agua (acuífero), comúnmente llamado CAPO.

Figura 15. Yacimiento por

El mecanismo consiste en que el la expansión del agua desplaza a los hidrocarburos hacia los pozos que drenan al yacimiento, debido a que el agua acumulada a presión en el acuífero es capaz de expandirse y transmitir parte de esa energía al yacimiento, a lo largo y ancho de la interfase agua-petróleo al reducirse la presión por la producción acumulada de líquidos.

em u e de a ua. Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas. La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea muy por encima del contacto agua-petróleo para evitar la producción de agua muy tempranamente. A pesar de esto, llegará un momento en que



en los pozos se mostrará un incremento de la producción de agua. La verificación de este acontecimiento puede indicar que el contacto aguapetróleo ya está a nivel de las perforaciones o que en ciertos pozos se está produciendo un cono de agua que impide el flujo del petróleo hacia el pozo. Algunas características características del empuje por agua son:

•La presión en el yacimiento permanece alta. • La producción de agua inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables. • El petróleo fluye hasta que la producción de agua es excesiva. • La recuperación recuperación esperada es del 10 al 70%. Por último, El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio. Además, hay casos de acuíferos tan activos que rehabilitan y estabilizan la presión del yacimiento sin tener que cerrar la producción. Esto ocurre cuando el caudal de agua que alimenta al acuífero es equivalente al volumen de todos los fluidos que se están produciendo en el yacimiento.

YACIMIENTOS DE EMPUJE EMPUJE POR AGUA CARACTERÍSTICAS

TENDENCIA

Presión del Yacimiento

Permanece alta

RGA de superficie

Permanece bajo.

Producción de agua

Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.

Comportamiento pozo

del Fluye hasta que la producción de agua es excesiva.

Recuperación esperada

10 al 70 % del OOIP

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



En este tipo de yacimiento no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al yacimiento de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida.



La segregación gravitacional es la tendencia del aceite, gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. En un yacimiento bajo condiciones favorables de segregación, gran parte del gas liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de ser arrastrado hacia los pozos por la fuerza de presión, contribuyendo así a la formación o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la eficiencia total del desplazamiento. Las condiciones propicias para que los yacimientos yacimientos presenten segregación de sus fluidos son: que posean los espesores considerables, alta permeabilidad y que los gradientes de presión no gobiernen totalmente el movimiento de los fluidos.

Figura 16. Distribución inicial de los fluidos en un yacimiento de hidrocarburos.



La mayoría de los l os yacimientos quedan sometidos durante su explotación a más de uno de los mecanismos de desplazamiento explicados. Y en el yacimiento actúan dos o más mecanismos en forma simultánea o secuencial. Por ejemplo: un yacimiento grande puede comportarse inicialmente como productor por empuje de gas disuelto. Después de un corto periodo de producción, la capa de gas asociada actúa efectivamente y contribuye substancialmente a desplazar aceite. Posteriormente, Posteriormente, luego de una extensa extracción, la presión del yacimiento caerá lo suficiente como para establecer la entrada de agua del acuífero, de modo que el empuje por agua se presentará como parte importante del mecanismo de desplazamiento. desplazamiento.



Hemos visto que la recuperación del aceite se obtiene mediante un mecanismo de desplazamiento. Y nos pudimos dar cuenta que el aceite no fluye del yacimiento sino que es expulsado mediante cualquiera de los mecanismos de desplazamiento que antes hemos mencionado. Al tomar en cuenta la eficacia de la recuperación de cada uno de los mecanismos de empuje, vistos en la figura 10, llegamos a la conclusión de que el mecanismo de empuje por agua es el más eficiente, debido a que las recuperaciones de hidrocarburo con respecto al tiempo y a las presiones, son las más apropiadas para una larga vida productiva del yacimiento.



Compresibilidad: Es el cambio de volumen, por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurra sobre el material sujeto a estudio.

RGA: Relación gas-aceite. GOR: Gas Oil Ratio (Relación gas-aceite). FVF: Factor del volumen de formación. Punto de Burbuja o Burbujeo: Es la presión en donde se forma la primera burbuja de gas y es donde coexisten en equilibrio un líquido y su gas.

Yacimiento subsaturado o Bajo saturado: Son los yacimientos en los cuales el líquido tiene la capacidad de poder disolver más gas o la cantidad de gas en el aceite es relativamente baja.

Segregación gravitacional: Es la tendencia del aceite, gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades.

Contacto agua – aceite: es el límite del yacimiento donde el aceite se encuentra conectado al acuífero asociado.

Contacto gas – aceite : es la superficie en la parte superior del yacimiento donde el gas se diferencía del aceite.

Casing: Es la tubería de revestimiento. Gradiente de presión: Es el aumento de la presión con respecto a la profundidad.





El pozo ilustrado. Cuarta edición, libro, Ediciones FONCIED, Caracas, 1998.



Ingeniería aplicada a yacimientos de petróleo, B.C Craft, M. Hawkins, 1959.



Ingeniería de producción del petróleo, Laster Charles urben, 1964.

Mecanismos de Desplazamientos de Los Fluidos en Los Yacimientos

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