mecanismos naturales de producción
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Mecanismos Naturales de Producción
Un yacimiento de hidrocarburos es un medio poroso en cada una de cuyas zonas existe una, dos o tres fases inmiscibles: agua, petróleo, y gas. Para extraer el petróleo contenido en los yacimientos hay que perforar pozos, que conforman la unidad básica de producción o punto de drenaje. Un yacimiento puede contener desde solo algunos pozos a cientos de ellos.
La producción de un pozo alcanza un nivel máximo y a partir de allí declina hasta un límite que puede ser concebido por razones físicas o económicas según las características del yacimiento. Cuando el pozo alcanza su límite a nivel físico, las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo y este deja de fluir por su mecanismo natural de producción o mecanismo de empuje.
La recuperación de petróleo 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.
Veamos las características de los principales mecanismos de empuje:
Mecanismo de Empuje por gas en solución: El empuje por gas en solución es también llamado empuje por gas disuelto; es
comúnmente comparado con el efecto de los gases en las bebidas gaseosas al abrir el envase. En este caso la energía para transportar y producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el petróleo.
Es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los reservorios de petróleo del mundo.
No existe producción de agua ya que la saturación de agua esta cerca del valor irreducible.
La presión inicial del yacimiento está sobre o igual a la presión de burbujeo y declina rápida y continuamente.
La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 5 al 20% del POES.
Mecanismo de Empuje de agua:
Este mecanismo de empuje se produce por la apreciable expansión de agua del acuífero que debe formar parte del sistema. A medida que se reduce la presión, el agua se expande, e invade yacimiento, reemplazando parcialmente los fluidos extraídos del mismo.
En este tipo de yacimientos no existe capa de gas y la producción de agua inicia muy temprano e incrementa en cantidades apreciables. La conificación en este tipo de yacimientos puede convertirse en un problema.
La presión del yacimiento permanece alta por influencia del acuífero. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de
30 al 60% del POES.
Mecanismo por capa de gas:
Este mecanismo de empuje se produce porque a medida que se reduce la presión, la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.
La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de burbujeo. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de
20 al 40% del POES.
Mecanismo por segregación gravitacional:
Este mecanismo de empuje se produce cuando existe suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio.
Generalmente no poseen capa de gas, pero la recuperación será mayor si existe alguna.
La presión tiende a mantenerse. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de
25 al 80% del POES. Es el mecanismo de empuje primario más eficiente.
Mecanismos de Recuperación en la Ingeniería de Yacimientos:
Generalmente hay dos o más mecanismos naturales de producción en el yacimiento, pero se toma como mecanismo de producción aquel que predomina en el mismo. El tipo del mecanismo de recuperación tiene una influencia importante sobre el porcentaje de hidrocarburos del reservorio que serán recuperables, y forma parte fundamental en el análisis de Balance de materiales que realiza el Ingeniero de Yacimientos.
Es una de las labores principales de dicho Ingeniero, determinar cual es el mecanismo de producción natural del yacimiento y utilizar métodos adicionales que permitan que se mantenga la energía que aporta el método de recuperación primaria para alcanzar el mayor porcentaje de recobro posible. En una primera fase el yacimiento produce por declinación natural, luego se le alargará su vida aplicándole procesos de recuperación secundaria, y finalmente podría ser sometido a procesos de recuperación terciaria, hasta alcanzar su límite económico y/o físico.
Esto forma parte de la vida del Ingeniero de Yacimientos, conjuntamente con geólogos y petrofísicos, maximizar la vida y el recobro de petróleo en cada pozo. Hoy en día poseen como apoyo potentes simuladores matemáticos para predecir el comportamiento y el recobro final de un yacimiento, incluyendo los pozos que deben ser perforados, la mejor forma de producirlos, el proceso de recuperación suplementaria más recomendable desde el punto de vista técnico y económico
MECANISMOS DE EMPUJE NATURAL O PRIMARIO
POR GAS EN SOLUCIÓN
El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo.
En un reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua. La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible.
La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. 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 este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos.
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 reservorio. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.
A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos. El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible.
Arps desarrolló una ecuación para estimar la eficiencia de la recuperación para reservorios que se encuentran con una presión igual a la presión del punto de burbuja y declinan hasta la presión de abandono:
(1-Sw) K Pb
RE = 41.815 ( --------------- )0.1611 (----)0.0979 Sw0.3722 (-----)0.1741
Bob Pa
donde :
RE = Eficiencia de recuperación, porcentaje
= porosidad, fracción.
Sw = saturación de agua connata, fracción.
Bob = FVF al punto de burbuja, bl/STB.
K = permeabilidad promedio de la formación, Darcys.
= viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp.
Pb = presión al punto de burbuja, psig.
Pa = presión de abandono, psig.
Esta ecuación fue derivada de un estudio estadístico de 67 reservorios de arenisca y 13 reservorios de carbonato y es aplicable solo para reservorios donde el empuje por gas en solución es el único mecanismo de recuperación. Si la presión inicial del reservorio es mayor que la presión de burbuja, entonces se debe adicionar a la recuperación obtenida por la ecuación mostrada, la cantidad de petróleo producido por expansión líquida desde la presión inicial hasta la presión del punto de burbuja.
La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en el rango de 3% o menos.
La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación.
Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo incluyen el método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance de materiales por diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.
RESERVORIOS DE GAS DISUELTO
CARACTERÍSTICAS TENDENCIA
Presión del Reservorio Declina rápida y continuamente
GOR de superficie Primero es bajo, luego se eleva hasta un máximo y después cae
Producción de agua Ninguna
Comportamiento del pozo Requiere bombeo desde etapa inicial
Recuperación esperada 5 al 30 % del OOIP
POR EMPUJE POR AGUA
En este tipo de reservorio 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 reservorio 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 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.
La eficiencia de recuperación para reservorios por empuje de agua esta en el rango de 10 a 70 %. Arps desarrolló una ecuación para la eficiencia de la recuperación sobre la base de datos estadisticos:
(1-Sw) K w Pi
RE = 54.898 ( -------------- )0.0422 (------------)0.077 Sw-0.1903 (--------)0.2159
Boi o Pa
donde :
RE = Eficiencia de recuperación, porcentaje
= porosidad, fracción.
Sw = saturación de agua connata, fracción.
Boi = FVF inicial, bl/STB.
K = permeabilidad promedio de la formación, Darcys.
o = viscosidad del petróleo a condición inicial, Cp.
w = viscosidad del agua a condición inicial, Cp.
Pi = presión inicial del reservorio, psig.
Pa = presión de abandono, psig.
Esta ecuación ha sido desarrollada exclusivamente para reservorios con empuje por agua y no debe ser usada para procesos de inyección de agua.
Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:
(a) Reservorios 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 reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema.
(b) Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.
Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:
(a) El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua.
(b) Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 md).
(c) A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.
(d) El método de balance de materiales es el mejor indicador.
Entre los métodos para estimar la recuperación se tiene: Buckley-Leverett, la técnica de Dykstra-Parsons, el método de Stiles, Balance de Materiales, Correlaciones y Simulación Numérica. Para estimar el influjo tenemos las teorías de Van-Everdingen y Fetkovich.
RESERVORIOS DE IMPULSION POR AGUA
CARACTERÍSTICAS TENDENCIA
Presión del Reservorio Permanece alta
GOR de superficie Permanece bajo.
Producción de agua Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.
Comportamiento del pozo Fluye hasta que la producción de agua es excesiva.
Recuperación esperada 10 al 70 % del OOIP
POR CAPA DE GAS
Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas. Con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución.
A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.
La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.
Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere mas petróleo son:
(a) Baja viscosidad del petróleo.
(b) Alta gravedad API del petróleo.
(c) Alta permeabilidad de la formación.
(d) Alto relieve estructural.
(e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación numérica o por cálculos de balance de materiales.
RESERVORIOS DE CAPA DE GAS
CARACTERÍSTICAS TENDENCIA
Presión del Reservorio Declina suave y continuamente
GOR de superficie Se eleva continuamente en los pozos ubicados en la parte alta de la estructura.
Producción de agua Ninguna o insignificante.
Comportamiento del pozo Largo tiempo de vida fluyente, dependiendo del tamaño de la capa.
Recuperación esperada 20 al 40 % del OOIP
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.
Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %.
Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:
(a) Variaciones del GOR con la estructura.
(b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo.
(c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.
EMPUJE POR COMPACTACIÓN
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.
MECANISMOS NATURALES DE PRODUCCION DE YACIMIENTOS
DE PETRÓLEO
El empuje de petróleo hacia los pozos se efectúan por la presión natural
que tiene el yacimiento. En la práctica se ha determinado que este
empuje se puede derivar de la presencia de:
* Casquetes de gas libre
* Volúmen de gas libre en el petróleo
* Volúmen de agua dinámica subyacente
* Empuje por gravedad
Por lo general se da el caso de que uno de estos mecanismos es
preponderante en empujar el petróleo hacia los pozos y la posible
presencia de otro podría actuar en forma coadyutoria.
Es muy importante detectar lo más anticipadamente posible el
mecanismo natural de empuje del petróleo ya que esta temprana
apreciación servirá para obtener el mayor provecho del futuro
comportamiento del mecanismo en el yacimiento y de cada pozo en
particular. Además ayudará a estudiar futuras aplicaciones de extracción
secundaria por inyección de gas o de agua u otros elementos.
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. Dicha
información proviene de los siguientes datos:
* Características geológicas y petrofísicas de las formaciones
petroliferas.
* Buzamiento de las formaciones.
* Profundidad y espesor de las formaciones petrolíferas.
* Porosidad y permeabilidad de los estratos.
* Saturaciones de los fluídos (gas-petróleo-agua) en los estratos
petrolíferos.
* Relaciones Presión-Volúmen-Temperatura.
* Historias de producción de los fluídos.
* Profundidades de los contactos gas-petróleo-agua.
Casquete o empuje de gas.
En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de presión y
temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo
presente. La presión y la temperatura, bajo las condiciones normales,
están relacionadas con la profundidad.
Al poner el pozo a producir controladamente, la diferencia entre la
presión del yacimiento y la presión el el cabezaldel pozo (presión de
flujo) hacen que el petróleo y el gas disuelto en éste lleguen a la
superficie.
Por lo general, el control del volúmne de flujo en la superficie se hace
mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetrode la
tubería de producción en el cabezal del pozo. El estrangulador se emplea
para mantener el régimen de producción más eficiente de acuerdo con la
energía natural del yacimiento, de manera que la relación gas petróleo
lograda durante el periodo de extracción primaria redunde en el más alto
porcentaje de petróleo en sitio producido del yacimiento.
Para permitir el flujo del petróleo hacia el pozo, la tubería de
revestimiento que cubre el estrato productor se cañonea a una
profundidad muy por de bajo del contacto gas-petróleo. Esto se hace
para evitar producir gas libre del casquete de gas. Sin embargo, al correr
el tiempo y debido a la extracción de crudo del yacimiento, la presión
disminuye paulatinamente y el volumen del casquete de gas aumenta,
por lo cual el nivel del contacto gas-petróleo baja.
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 del casquete.
Por su mecanismo y características de funcionamiento, el casquete o
empuje de gas ofrece la posibilidad de una extracción primaria de
petróleo de 15 a 25 %. Por tanto, al terminar la efectividad primaria del
mecanismo, debido al abatimiento de la presión y producción del gas,
queda todavía por extraerse 75 a 85% del petróleo descubierto.
Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre
entonces a la vigorización del macanismo mediante la inyección de gas o
de gas y agua para restaurar la presión
Empuje por gas disuelto.
En este tipo de mecanismo no existe capa o casquete de gas. Todo el
gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forma una sola fase, a
presión y temperaturas originalmente altas en el yacimiento.
Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creadohace
que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento
hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento.
Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se manifiesta la
presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el
casquete o capa de gas en el yacimiento, inducida por la mecánica de
flujo.
Este tipo de extracción es considerado más eficiente que el de casquete
de gas. La práctica ha demostrado que la extracción primaria puede
alcanzar de 20 a 40% del petróleo en sitio.
La relación de gas disuelto en el petróleoes importante y el volumen de
gas disuelto en el petróleo esta en función de la presión y temperatura
en el yacimiento y las características del crudo.
Algunas veces puede ser que la presencia de agua en el fondo del
yacimiento constituyan latente mecanismo de expulsión.
Para la inyección de gas o de agua, previo los estudios requeridos, se
escogeran pozos claves existentes que puedan ser convertidos a
inyectores o se abriran nuevos pozos para tales fines.
Empuje por agua
El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente
para la extracción de petróleo. Su presencia y actuación puede lograr
que se produsca hasta 60% y quizas más del petróleo en sitio.
Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una
relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se
establesca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse
en el yacimiento. El frente o 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 de gas e inducción de un casquete de gas.
La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o
cañoneabastante por encima del contacto agua-petróleo para evitar la
producción de aguamuy tempranamente.
Cuando se detecta el influjo drástico del agua se procede a analizar los
estudios de comportamiento preparados sobre el yacimiento. Es posible
que lo más recomendable sea aislar por cementación forzada las
perforaciones por donde esta fluyendo el agua y cañonear el revestidor a
más alto nivel del contacto agua-petróleo. O en caso de conificación, con
cerrar el pozo por cierto tiempo se produce la desaparición del cono al
equilibrarse el contacto agua-petróleo.
El cono se produce debido a la movilidadcon que el agua y el petróleo se
desplazan hacia el pozo. En este caso, la relación de movilidad petróleo-
agua favorece al agua y hace que el petróleo quede rezagado.
Empuje por gravedad
Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento
que de un punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en
grados y puede ser muy pequeño (2º), o puede ser muy empinado (45º)
o más. Mientras más alto sea el buzamiento, mayor oportunidad tendrá
el petróleo escurrirse buzamiento abajo.
Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamiento arriba
empezarán a mostrar incrementos en su relación gas-petróleo durante
cierta época de su vida productiva. El mantenimineto de la presión del
yacimiento por la inyección de gas equivaldría a que la masa de gas
actuara como émbolo que comprime y desplaza el petróleo hacia los
pozos ubicados buzamiento abajo, los cuales tendrán mucho más tiempo
de incrementar su relación gas-petróleo, según su posición estructural.
En el caso de la presencia de un acuífero bien definido, su avance está
relacionado con el régimen de producción que se desee imponer al
yacimiento. Sí el agua se desplaza buzamiento arriba, lo cual no es muy
factible cuando el buzamiento es alto, los pozos buzamiento abajo
empezarán a producir agua cuando el contacto agua-petróleo haya
subido a los intervalos donde fue cañoneado el revestidor.
La ubicación de los pozos es muy importante para poder obtener el
mayor provecho de producción de petróleo durante el más largo tiempo
sin que se produzca gas del casquete que eventualmente se formará, o
agua en el caso de avance del contacto agua-petróleo.