YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS. CLASIFICACINConcepto de Yacimiento de Hidrocarburos

Un Yacimiento de Hidrocarburo se puede definir como una estructura geolgica en el subsuelo conformada por rocas porosas y permeables que permiten la acumulacin de hidrocarburos (Petrleo y Gas) en cantidades comercialmente explotables y rodeada por rocas adyacentes impermeables que impiden la transmigracin de los fluidos hacia otras zonas porosas, ver la figura N 1.

Figura N 1. Yacimiento de Hidrocarburos.

Un Yacimiento es aquella parte de una trampa que contiene petrleo, gas o ambos como un solo sistema hidrulico conectado. Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidrulicamente a rocas llenas con agua, denominadasacuferos,ver la figura N 2.

Figura N 2. Yacimiento de Hidrocarburos comunicado hidrulicamente con un Acufero.

Tambin muchos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acufero comn. En este caso la produccin de fluidos de un yacimiento causar la disminucin de la presin en otros, por la intercomunicacin que existe a travs del acufero. En ciertos casos, toda la trampa contiene petrleo y gas, y en este caso la trampa y el yacimiento son uno mismo.

Origen del Petrleo y el Gas

Universalmente se est de acuerdo que los hidrocarburos tienen una procedencia de tipo orgnico. Lo que indica que la materia orgnica tuvo que ser sintetizada por organismos vivientes, y por lo tanto debi depositarse y preservarse en sedimentos. Dependiendo de las condiciones geolgicas dadas, parte de este material se transforma en compuestos de naturaleza petrolera.

La base fundamental para la produccin masiva de materia orgnica fue la fotosntesis, la cual apareci aproximadamente hace 2000 millones de aos en tiempos precmbricos. Desde esa poca a la era devnica la primera fuente de materia orgnica fue el fitoplancton marino. A partir del devnico, la mayor contribucin a la materia orgnica fue por parte de plantas terrestres. Algunos animales grandes, como peces, contribuyeron muy poco en la generacin de materia orgnica. En resumen, los principales contribuidores de material orgnico en los sedimentos fueron las bacterias, fitoplancton, zooplancton y plantas de mayor tamao. El proceso completo de transformacin, mediante el cual la materia orgnica se transforma en hidrocarburos, no se conoce, ya que no es posible reproducir en un laboratorio los millones de aos que se requieren para transformar la materia orgnica en petrleo y gas natural.

Los escudos continentales en reas de aguas tranquilas, como lagos, cuencas profundas y pendientes continentales, poseen las condiciones favorables para la depositacin de los sedimentos ricos en materia orgnica. Las tres etapas principales para la evolucin de la materia orgnica sondiagnesis,catagnesisymetagnesis.

Ladiagnesistoma lugar en sedimentos recientemente depositados donde se presenta la actividad microbial. Al finalizar la diagnesis, la materia orgnica consta principalmente de un residuo fosilizado e insoluble llamadokergeno. Lacatagnesisresulta de un incremento en la temperatura durante el sepultamiento del material en las cuencas sedimentarias. La mayor parte de la generacin de hidrocarburos se debe a la descomposicin trmica del kergeno. Lametagnesistoma lugar a altas profundidades, donde tanto la presin como la temperatura son altas. En esta etapa, la materia orgnica est compuesta solamente de metano y carbono residual. Los constituyentes del kergeno residual se convierten en carbono grantico.

Migracin de los Hidrocarburos

La mayora de los hidrocarburos en el subsuelo se hallan en rocas porosas de grano grueso y permeables, con poco o nada de materia orgnica insoluble. Es improbable que el crudo hallado en estas rocas se pudieran originar all puesto que no hay seales de materia orgnica slida. Por lo tanto, la mayora de los yacimientos de hidrocarburos son trampas para la migracin de estos. LaMigracin Primariaes la liberacin de compuestos hidrocarburos del kergeno en las capas fuentes y su transporte dentro de los poros estrechos de la roca fuente de grano fino. Los hidrocarburos expelidos de la roca madre pasan hacia unidades de rocas mas porosas y ms permeables. Este fenmeno se llamaMigracin Secundaria.

Puesto que la mayora de las rocas en el subsuelo se hallan saturadas con agua, el movimiento de hidrocarburos tiene que ser debido a flujo activo de agua, o flujo independiente de la fase acuosa, por desplazamiento o por difusin. Puesto que normalmente los hidrocarburos son menos densos que el agua, su acumulacin toma lugar en la parte ms alta de la trampa. La migracin es detenida por rocas Superiores relativamente impermeables. Algunos hidrocarburos encontraron el camino libre hasta la superficie a travs de grietas, resquebrajamiento que daban paso hasta la superficie y aparecieron en forma demenesde petrleo o emanaciones de gas. Otros quedaron atrapados en estructuras de rocas que por su forma y compactacin les impedan el paso y estos son los depsitos naturales que se conocen en la industria como yacimientos.

El petrleo y el gas natural no se consiguen en el subsuelo en forma de lagos, bolsas o ros, sino, que estos estn contenidos en los espacios porosos de ciertas y determinadas rocas. La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y determinar donde se encuentran es la tarea fundamental de profesionales de las geociencias.

En conclusin a esta parte, para que se de una acumulacin de petrleo o gas, hace falta las siguientes condiciones: Una Roca Madre,que es el material sedimentolgico y orgnico depositado en donde se formaron los hidrocarburos. Una Roca Recipiente, es la roca porosa capaz de almacenar los hidrocarburos. La Migracin, este es el movimiento de los hidrocarburos desde la roca madre a la roca recipiente, siendo vas de porosidad y permeabilidad que permitan su movimiento. La Sincronizacin Geolgica, que es la existencia de una trampa para el momento en que ocurre la migracin. La existencia de un Sello, Este es todo material o combinacin de materiales de la corteza terrestre que sea impermeable al paso de los fluidos.

Clasificacin de los Yacimientos de Hidrocarburos

Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios:1. Geolgicamente.2. Segn sea el estado de los fluidos en el yacimiento o de acuerdo al Diagrama de Fase de los Fluidos.3. Segn el tipo de hidrocarburos.4. De acuerdo al mecanismo de produccin.

1. Clasificacin de los Yacimientos segn el criterio Geolgico:

Geolgicamente los yacimientos se clasifican en:

1.1 YacimientosEstratigrficos: Estos son yacimientos en donde la trampa se form como resultado de un proceso de concentracin y de repetidas erosiones de sedimentos depositados previamente o de cambios posteriores a la deposicin creando discordancias que permitieron el entrampamiento de los hidrocarburos, es decir, se originaron debido a fenmenos de tipo litolgico (perdida de permeabilidad), sedimentario (acuamientos, lentejones y arrecifes) y paleogficos (acuamientos de erosin, paleocadenas). Se consideran dentro de esta categora las trampas que no aparecen relacionadas con estructuras claramentes definidas. Dentro de estas se pueden destacar:

Trampas Lenticulares: Son trampas que se forman en masas lenticulares ms o menos extensas y complejas, de arenas o areniscas que pasan lateralmente a margas, arcillas u otras rocas impermeables, ver la figura N3.

Figura N 3. Trampas Lenticulares.

Trampas de Acumulacin de Carbonatos: Estas son estructuras originadas por la deposicin de sedimentos ricos en carbonatos provenientes de diversas fuentes y que formaron estructuras porosas capaces de almacenar hidrocarburos formando discordancias con las rocas sellos. Estas incluyen los siguientes tipos litolgicos:a) Calizas de Agregacin o amontonamiento: Estas calizas se forman in situ e incluyen arrecifes biohermos bistromos y las calizas pelgicas. Todas consisten en esqueletos calcreos depositados por organismos martimos. Los arrecifes se forman por organismos que viven en el fondo del mar (benthos) y se acumulan desde el fondo del mar hasta la superficie. Estos organismos son casi en su totalidad corales o algas calcreas.

b) Calizas Clsticas: Estos sedimentos se forman por la precipitacin de granos minerales resultantes de la erosin y meteorizacin de calizas originalmente depositadas en otro lugar. El material precipitado puede consistir parcial o totalmente en detritos fsiles, granos de carbonatos, oolitas, junto con granos de arenas y partculas similares de arcilla.

c) Calizas Qumicas: Este tipo de sedimento se forma por la precipitacin qumica directa de granos calcticos de soluciones de carbonatos en mares pocos profundos. Depsitos tales como creta, caliche y travertino se producen, pero de todos estos slo la creta ha probado ser de valor comercial como roca de acumulacin.

d) Calizas Dolomticas: Estas se forman por la sustitucin de molecular del calcio por el magnecio en los carbonatos de la caliza original en los sedimentos

Trampas lutticas: Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias. El desarrollo de porosidad efectiva en lititas ocurre solamente por medio de fracturamiento, lo que presupone la existencia de deformacin orognica.

Trampas de rocas Evaporitas: Las rocas evaporitas son sal, anhidrita y yeso. Depsitos de considerable espesor de estas sales se forman con frecuencia en cuencas de sedimentacin cuando tales cuencas no tienen un abastecimiento suficiente de clsticos. La roca de sal, lo mismo que la roca de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulacin. Sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviacin de anhidrita por el efecto de circulacin de aguas, lo que produce drusas y canales. No obstante, los yacimientos de anhidrita son poco frecuentes.

En la siguiente figura se muestran algunos ejemplos de trampas estratigrficas.

Figura N 4. Ejemplos de algunos tipos de Trampas Estratigrficas.

1.2 YacimientosEstructurales: Son aquellas trampas que fueron originadas por la accin de fuerzas tectnicas en el subsuelo y que dieron lugar a la deformacin y fracturamiento de los estratos produciendo pliegues fallas y sus combinaciones. Dentro de estas se pueden destacar: Trampas en Fallas: Son trampas que se formaron por el cizallamiento y desplazamiento de un cuerpo rocoso a lo largo de la linea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad del sello y de la permeabilidad de las capas.

Figura N 5. Trampa en una Falla.

Trampas en Anticlinales y Sinclinales: En estas, los estratos que originalmente se encuentran horizontales se pliegan en forma de arcos o domos, ocacionando que los hidrocarburos migren desde abajo por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructura.

Figura N 6. Trampa Estructural tipo Dmica.

Trampas en Domos Salinos: En estas, la acumulacin de los hidrocarburos ocurre a lo largo de los flancos del domo en las rocas reservorios cortada por la inyeccin o levantamiento del domo salino.

Figura N 7. Trampa debido a un Domo Salino.

1.3 Yacimientos Mixtos o Combinados:Muchos yacimientos de petrleo y/o gas se consideran constituidos por combinacin de trampas. Ello significa que tanto el aspecto estructural (combinacin de pliegues y/o fallas) como los cambios estratigrficos en el estrato que forma el yacimiento (presencia de discordancias) influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos.

En la Figura N 8 se puede observar una estructura lenticular con un plano de falla que actan como trampa para los hidrocarburos.

Figura N 8. Trampa Combinada con una Estructura Lenticular y una Falla.

2. Clasificacin de los Yacimientos segn el Diagrama de fases de los fluidos

La mejor forma de estudiar el comportamiento cualitativo de sistemas de hidrocarburos es a travs de diagramas de fases. Por medio de estos diagramas, puede conocerse el estado del fluido a determinadas condiciones de presin y temperatura, es decir, si existe 1,2 o 3 fases (gas, lquido y slido) en equilibrio a las condiciones impuestas.

El trminofasedesigna cualquier porcin homognea de un sistema separada de otra por una superficie fsica que pueda estar presente. Por ejemplo: el hielo, el agua lquida y el vapor de agua son tres fases. De hecho cada una es fsicamente diferente y homognea, y existen lmites definidos entre el hielo y el agua, entre el hielo y el vapor de agua y entre el agua lquida y el agua como vapor. Por eso se puede decir que se trata de un sistema de tres fases : slido, lquido y gas.

No obstante, en ingeniera de yacimientos, el trmino fase se usa para designar un fluido que no se mezcla con los otros fluidos presentes en el yacimiento. Tal es el caso por ejemplo del petrleo y del agua, que siendo ambos lquidos se consideran como dos fases debido a su inmiscibilidad.

Ahora bien, en un yacimiento, un fluido puede presentarse entres fases distintas: como lquido, como gas o como slido, dependiendo de la composicin de la mezcla de hidrocarburos, de la presin y temperatura inicial del yacimiento, y de la presin y temperatura que existen en las condiciones de produccin en la superficie.

Con el propsito de explicar como se comportan los fluidos en el yacimiento considere el siguiente experimento, presentado por Dake: Un cilindro que contiene uno de los miembros mas ligeros de la serie parafnica de los hidrocarburos, por ejemplo el etano, es sometido a continuos incrementos de presin a temperatura constante. A una nica presin durante el experimento, conocida comoPresin de Vapor(La Presin de Vaporo ms comnmentePresin de Saturacines la presin a la que a cada temperatura las fases lquidas y vapor se encuentran en equilibrio; su valor es independiente de las cantidades de lquido y vapor presentes mientras existan ambas fases. En la situacin de equilibrio, las fases reciben la denominacin delquido saturado y vapor saturado), el etano, que a presiones bajas se encontraba en una fase gaseosa comenzar a formarse como lquido. si este experimento se repite varias veces pero a diferentes temperaturas se obtendr lo que se llamaDiagrama de FasesdePresin-Temperatura (Diagramas P-T).como el que se muestra en la Figura N 9 el cual permite conocer los diferentes cambios de fases que puede experimentar el etano con los cambios de presin y temperatura.

Figura N 9. Diagramas de Fases: a) Etano puro; b) Heptano Puro; c) 50% de Etano puro+ 50% de Heptano puro.

En este diagrama se observa lo siguiente:

1. En la parte (a), la linea que define las presiones a las cuales ocurre la transicin de gas a lquido, a diferentes temperaturas, se conoce como linea de presin de vapor. Finaliza en elPunto CrticoC, donde es imposible distinguir si el fluido es un lquido o un gas. El Punto Crtico se puede definir como aquella condicin de presin y temperatura en donde las propiedades intensivas de la fase lquida y gaseosa de un sistema son idnticas. Por encima de la linea de presin de vapor, el fluido es enteramente lquido, mientras que por debajo est la fase gaseosa.

2. Si el experimento anterior se repite para un componente ms pesado de la serie parafnica como el heptano, los resultados sern como el mostrado en la parte (b). Al comparar (a) y (b) se observa claramente que a bajas temperaturas y presiones existe una gran tendencia del componente ms pesado a permanecer en fase lquida.

3. Para un sistema de dos componentes, por ejemplo una mezcla donde exista un 50% de etano y 50% de heptano, el diagrama de fase ser similar al mostrado en la parte (c) de la Figura 9. En este caso, mientras existen regiones donde la mezcla de fluidos es enteramente gas o lquido, existe tambin una regin bien definidaregin de dos fases o bifsica, donde los estados lquidos y gas coexisten. La forma de la envolvente que define las dos fases depende de la composicin de la mezcla, estando ms inclinada verticalmente si el etano es el componente predominante y ms horizontalmente en el caso que lo fuera el heptano.

Ahora bien, aunque los hidrocarburos naturales son mucho ms complejos que el mostrado en la Figura N 9 , debido a que contienen ms miembros de la serie parafnica y muchas veces con algunas impurezas, el diagrama de fase se construye en forma similar como puede verse en la Figura N10 (a) para un gas natural.

Figura N 10. Diagramas de fases para sistemas multicomponentes: a) Gas Natural; b) Petrleo.

Las lineas que definen la regin de dos fases se denominan as:lnea de puntos de burbujeo, la que separa el lquido de la regin de dos fases, ylnea de puntos de roco, la que separa el gas de la regin de dos fases. Por consiguiente, al cruzar la lnea de puntos de burbujeo desde el lquido hacia la regin de dos fases, aparecer la primera burbuja de gas; mientras que si se cruza la lnea de puntos de roco desde el gas, aparecer la primera gota de lquido. Las lneas dentro de la regin de dos fases representan las condiciones de presin y temperatura en donde existe el mismo porcentaje de la fase lquida o de gas a estas lneas se les llamanlneas de isocalidad.

Los puntos interiores a la curva envolvente representan el sistema formado por dos fases, es decir, la regin de lquido ms vapor. La mxima temperatura a la cual las dos fases coexisten y no puede formarse lquido independientemente de la presin, se denominaTemperatura Cricondentrmicay se denota porTcdt. En contra parte, La mxima presin a la cual las dos fases coexisten y no puede formarse lquido y gas juntos independientemente de la temperatura, se denominaPresin Cricondembrica(Pcdb). Si la presin y temperatura inicial del yacimiento son tales que coinciden con el punto A en la Figura N 10 (a), entonces, si el yacimiento se agota isotrmicamente, lo cual es lo que se asume generalmente, la presin declina desde A hasta el punto B, y la linea de puntos de roco nunca se atravesar. Esto significa que slo existir en el yacimiento una fase gaseosa a cualquier presin. Al producir el gas hacia la superficie, tanto la presin como la temperatura disminuirn y el estado final sera algn punto X dentro de la regin de dos fases o bien pudiese quedar fuera de la regin bifsica lo cul depender de las condiciones de separacin en superficie y de la forma del diagrama de fase.

Si la presin y temperatura inicial del yacimiento son tales que el gas se encuentra en el punto C dela Figura N 10 (a), entonces durante el agotamiento isotrmico se comenzar a condensar lquido en el yacimiento cuando la presin cae por debajo del punto de roco D.

La saturacin de lquido mxima que se forma en el yacimiento, cuando la presin esta entre los puntos D y E en la regin bifsica, es generalmente pequea y est con frecuencia por debajo de la saturacin crtica, por lo cual deber ser excedida para que el lquido llegue a ser mvil. De lo contrario, los hidrocarburos lquidos depositados en el yacimiento, denominados condensados lquidos retrgrados, no se recuperan y, puesto que los componentes ms pesados tienden a condensarse primero, esto representa una prdida en la parte ms valiosa de la mezcla de los hidrocarburos.

Si contina el agotamiento de la presin por debajo del punto de condensacin E, el condensado lquido se revaporizar. Sin embargo, esto no ocurre en el yacimiento, porque una vez que la presin cae por debajo del punto D, el peso molecular total de los hidrocarburos restantes en el yacimiento aumenta, puesto que algunas de las parafinas ms pesadas se quedan rezagadas en el espacio poroso como condensado retrgrado. Por lo tanto, los compuestos de la fase envolvente para los fluidos del yacimiento tienden a moverse hacia abajo y a la derecha, lo que inhibe as la revaporizacin.

En la parte (b) de la Figura N 10 se muestra un diagrama de fase tpico para un petrleo. Segn se observa, debido a que el petrleo contiene una alta proporcin de los miembros ms pesados de la serie parafnica de los hidrocarburos, la envolvente bifsica esta mas inclinada horizontalmente que la del gas. Si la presin y la temperatura inicial son tales que el petrleo en el yacimiento se encuentra en el punto A del diagrama, existir solamente una fase en el yacimiento, a saber, petrleo lquido que contiene gas disuelto. La reduccin de la presin isotrmicamente traer eventualmente el crudo al punto de burbujeo B. Despus de eso, la reduccin adicional en la presin producir un sistema bifsico en el yacimiento: el petrleo lquido con una cantidad de gas disuelto y un volumen de gas liberado. Desafortunadamente, cuando el petrleo lquido y el gas se someten al mismo diferencial de presin en el yacimiento, el gas por ser ms mvil, viajar con mayor velocidad que el petrleo, lo que produce un cierto grado de caos en el yacimiento y complica grandemente la descripcin del flujo del fluido.

En base a lo anteriormente explicado los yacimientos de hidrocarburos se pueden clasificar de acuerdo al diagrama de fase en los siguientes tipos:

Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentrmica de la mezcla de hidrocarburos.

Considrese, por ejemplo, un yacimiento con un fluido compuesto por una determinada mezcla de hidrocarburos y con una temperatura inicial de 300 F y presin inicial de 3700 lpca (punto A en la Figura N 11) Como el punto A se encuentra fuera de la regin de dos fases, a al derecha del punto cricondentrmico, se halla en estado gaseoso y solo existir gas seco o gas hmedo en el yacimiento a cualquier presin. Los trminos gas seco o gas hmedo se utilizan para diferenciar entre dos tpos de gases.

Figura N 11. Clasificacin de los Yacimientos segn el Diagrama de Presin-Temperatura

Yacimientos de Punto de Roco o de Condensado Retrgrado: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crtica y menor que la temperatura cricondentrmica.

Considrese de nuevo el yacimiento con el mismo fluido, pero a una temperatura de 180 F y presin inicial de 3300 lpca. Este punto corresponde al punto B en la figura, a la derecha del punto crtico y a la izquierda de la punto cricondentrmico, donde el fluido se encuentra en estado gaseoso. Cuando la presin disminuye, debido a la produccin, ocurre el proceso de condensacin retrgrada que se desarrolla de la manera siguiente: el gas comienza a condensarse en el punto de roco, B1(2545 lpca) y si contina la disminucin en la presin, se produce una mayor condensacin de lquido del fluido del yacimiento en forma de roco. Debido a esto, la fase gaseosa disminuye su contenido lquido y el lquido condensado se adhiere al material slido de la roca y permanecer inmvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendr un contenido lquido menor aumentando la razn gas-petrleo de produccin. Este proceso, denominado condensacin retrgrada, contina hasta llegar a un valor mximo de la relacin lquido vapor en el punto B2(2250 lpca).

Es importante sealar que el trmino retrgrado se emplea porque generalmente durante una dilatacin isotrmica ocurre vaporizacin en lugar de condensacin. En realidad, cuando se alcanza el punto de roco, debido a que la composicin del fluido producido vara, la composicin del fluido remanente en el yacimiento tambin cambia y la curva envolvente comienza a desviarse. Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto: Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crtica de la mezcla de hidrocarburos. Cuando el fluido se encuentra inicialmente en el punto C (3000 lpca y 75 F), a la izquierda de la temperatura crtica y encima de la curva del punto de burbujeo. A medida que la produccin tiene lugar, la presin en el yacimiento disminuye hasta que se comienza a formar vapor en el punto de burbujeo, C1 (2250 lpca), originndose entonces 2 fases: vapor y lquido. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas o una fase de gas libre. Si contina la disminucin de la presin, contina tambin la vaporizacin del lquido, con lo cual aumenta la cantidad de vapor y disminuye la de lquido. Yacimientos con Capa de Gas o Yacimientos Saturados: si la mezcla de hidrocarburos se encuentra dentro de la envolvente en la regin de dos fases. Si la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente a 2500 lpca y 150 F, punto D dentro de la envolvente de los puntos de roco y de burbujeo, se trata de un yacimiento de dos fases que contiene una zona de lquido o de petrleo con una capa de gas en la parte superior. Cuando la presin disminuye, por efecto de la produccin, la razn gas lquido aumenta.

3. Clasificacin de los Yacimientos de Hidrocarburos segn el tipo de Hidrocarburos

Para designar los fluidos de yacimientos, los ingenieros de petrleo a menudo utilizan trminos de uso corriente como Bitumen, Petrleo pesado, Petrleo Negro, Petrleo Voltil, Gas Condensado, Gases Hmedo y Gases Secos. Sin embargo, estos trminos no tienen lmites precisos de aplicacin, y, por lo tanto, resulta difcil emplearlos en las reas de transicin entre petrleo voltil y gas condensado o entre petrleo voltil y petrleo negro. Por esta razn, en la industria petrolera la Razn Gas-Petrleo (RGP) junto con la gravedad del petrleo en condiciones de tanque, constituyen las propiedades ms importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificar los yacimientos de petrleo y de gas. Los yacimientos de petrleo contienen de cero a unos pocos de miles de pies cbicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener desde 5000 hasta ms de 100000 pies cbicos por cada Barril de petrleo vaporizado en el yacimiento.

2.1Yacimientos de Petrleo

Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado lquido, en condiciones de yacimiento, comnmente se conoce como petrleo crudo. Este a su vez, se subclasifica en dos tipos segn el lquido producido en la superficie:Petrleo Crudo de Baja MermaoPetrleo NegroyPetrleo Voltilode Alta Merma, tambin llamadosCuasicrticos.

Petrleo Crudo de Baja Merma o Petrleo NegroUn petrleo crudo de baja merma o petrleo negro generalmente produce en la superficie una razn gas-petrleo de 2000 PCN/BN o menos. La palabra "negro" no es quizas la ms apropiada, ya que el petrleo producido no siempre es negro, sino que vara en la gama de negro, gris y parduzco. en general de colores oscuros, con una gravedad menor de 45 API. El factor volumtrico del petrleo inicial en la formacin es de 2 BY/BN o menor. La composicin determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petrleos. El diagrama de fase de un petrleo negro se presenta en la Figura N 12, en la cual se observa lo siguiente:

- La temperatura crtica del crudo es mayor que la temperatura del yacimiento.

- La lnea vertical AC es la reduccin isotrmica de la presin del yacimiento a medida que el petrleo es producido.

- En el punto A el petrleo no est saturado con gas, es decir, el fluido en el yacimiento se encuentra en estado lquido. Los yacimientos en esta regin (cuando la presin del yacimiento es mayor que la presin de burbujeo del crudo) se denominan Yacimientos Subsaturados o No Saturados.

- La regin de dos fases cubre un amplio intervalo de presin y temperatura.

- Debido a la baja compresibilidad de los lquidos del yacimiento, la presin disminuye rpidamente con la produccin, alcanzndose el punto de burbujeo A' en el cual el petrleo est saturado con gas, es decir, aparece la primera burbuja de gas y contiene gas disuelto. Si las condiciones iniciales de presin y temperatura corresponden al punto de burbuja, el yacimiento se llamaYacimiento Saturado.La palabra saturado se usa para indicar que el petrleo contiene tan alta cantidad de gas disuelto como el pueda contener y una reduccin en la presin originar la formacin de una fase gaseosa.

- A medidaque continua la reduccin de la presin ( hacia el punto B) se forma la fase de gas y, entonces, coexisten en el yacimiento las dos fases : lquida y gas.

Figura N 12. Diagrama de fase tpico de un Petrleo Negro o de Baja Merma.

Petrleo Crudo de Alta Merma o Voltil Los petrleos voltiles o Cuasicrticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado lquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de ste es muy cercana a la temperatura crtica del fluido. estos petrleo exhiben un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso disponible para hidrocarburos para una reduccin pe presin de slo 10 lpc. Este fenmeno se comprende fcilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la Figura N 13. Se observa que las lneas de calidad cercanas al punto crtico y a la temperatura de yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a los puntos de burbujas.La lnea AA' representa la reduccin isotrmica de la presin hasta el punto de burbujeo. Cualquier disminucin de la presin por debajo de ese punto cortar rpidamente la lnea de calidad de 75% indicando el alto grado de merma de estos crudos

Los petrleos voltiles o de alta merma contienen menos molculas pesadas que los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjados oscuros, con gravedad API de 45 o mayores, y razones gas-petrleo entre 2000-8000 PCN/BN

Figura N 13. Diagrama de fase tpico de un Petrleo Voltil o de Alta Merma.

2.2 Yacimientos de Gas

Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en Gas Condensado o Retrgrado, Gas Hmedo y Gas Seco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del yacimiento.

Gas condensado o Retrgrado Los yacimientos de gas condensado producen lquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50 y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene ms componentes pesados que el gas hmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fases tpico de gas condensado se presenta en la Figura N 14, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la lnea AE.

A medida que el petrleo se remueve desde el yacimiento, la presin y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la lnea A'-Separador. Si estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el 85% de petrleo producido permanece como lquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.

Figura N 14. Diagrama de fase tpico de un Gas Condensado o Retrgrado.

Si las condiciones originales de presin y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente (punto D, por ejemplo), como se muestra en la Figura N 15, se habla de un yacimiento con capa de gas. En stos, originalmente existe lquido (petrleo) en equilibrio con unacapa primaria de gasen la parte superior o alta de la estructura geolgica del yacimiento. El gas se encuentra en el punto de roco y el petrleo en el punto de burbujeo.

Figura N 15. Diagrama de fase tpico de un yacimiento con una zona de petrleo y una capa de gas.

En esta figura se observa lo siguiente: la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crtica y la temperatura cricondentrmica del sistema, y la presin inicialmente est por encima de la presin de roco correspondiente a la temperatura del yacimiento. El gas denso en un yacimiento de condensado contiene lquido disuelto en cantidades que dependen de las condiciones de deposicin y de la presin y temperatura del yacimiento.

Cuando este se encuentra en el punto A, solo existe una fase gaseosa. A medida que la presin del yacimiento declina durante el proceso de explotacin, Ocurre la condensacin retrgrada. Cuando alcanza el punto B en la Curva de Puntos de Roco, comienza a formarse lquido y su cantidad se incrementar a medida que la presin del yacimiento disminuye del punto B a D. Los componentes ms pesados son los que comienzan a condensarse cuando la presin declina isotrmicamente a lo largo de la lnea B-D. El lquido condensado moja la formacin y no puede extraerse con el gas producido. En consecuencia, es recomendable mantener las condiciones iniciales de presin de un yacimiento de gas condensado para que las fracciones de lquido permanezcan como gas hasta que ellas alcancen la superficie. Cuando se produce la transicin a las condiciones del separador en la superficie se producir entonces ms hidrocarburos lquidos

Debido a una posterior reduccin de la presin, el lquido retrgrado se puede revaporizar. Esta mezcla contendr ms hidrocarburos livianos y menos hidrocarburos pesados en comparacin con el petrleo voltil. A medida que el yacimiento contina en produccin, la relacin gas-petrleo (RGP) tiende a aumentar por la prdida de algunos componentes pesados del lquido formado en el yacimiento.

Gas Hmedo

Un gas hmedo normalmente contiene componentes de hidrocarburos mas pesados que los gases secos. En la Figura N 16 se muestra un diagrama de fase tpico donde se observa lo siguiente: la regin de las dos fases (rea interior a la curva envolvente) es algo ms extensa que la correspondiente al gas seco y el punto crtico se encuentra a una temperatura mucho mayor.

La temperatura del yacimiento (en condiciones iniciales , el punto A) excede al punto cricondentrmico, de modo que en este caso, durante la explotacin (reduccin de presin siguiendo la lnea isotrmica AB), el fluido en el yacimiento siempre permanecer en estado de gas como una sola fase.

Las condiciones de presin y temperatura en la superficie (separador) se encuentra en la regin de las dos fases, de modo que una fase lquida se formar o condensar a medida que el fluido es transportado hasta el separador, siguiendo el comportamiento sealado con la lnea A- Separador.

La palabra hmedo en la expresin gas hmedo no significa que el gas es mojado por agua, sino que el gas contiene algunas molculas de hidrocarburos ms pesados que, en condiciones de superficie, forman una fase lquida. Entre los productos lquidos producidos en esta separacin se tienen el butano y el propano.

Los gases hmedos se caracterizan por RGP en la superficie entre 60000-100000 PCN/BN, asociados con petrleos usualmente con gravedad mayor a 60 API.

Figura N 16. Diagrama de fase tpico de un Gas Hmedo.

Gas Seco Cuando se produce con una relacin gas-petrleo mucho mayor que 100000 PCN/BN, al fluido se le denomina, comnmente, gas seco o gas natural. Este consiste, fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y posiblemente, muy pequeos porcentajes de otros componentes de hidrocarburos ms pesados. Tambin puede contener vapor de agua, que se condensar cuando las condiciones lo determinen. Un diagrama de fase tpico de gas seco se presenta en la Figura N 17.

En esta figura se observa:

- Tanto en condiciones de yacimiento durante la etapa de explotacin (lnea isotrmica AB) como en condiciones de superficie, en el separador el sistema se encuentra en estado gaseoso, fuera de la lnea envolvente.

- La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentrmica al igual que la temperatura de superficie en el separador, por lo que no se condensarn hidrocarburos lquidos en este sistema, ni en el yacimiento ni en la superficie.

Figura N 16. Diagrama de fase tpico de un Gas Seco.

En la siguiente Tabla se resumen algunas caractersticas importantes de los tipos de fluidos del yacimiento que sirven para identificarlos:

Tabla N 1. Caractersticas que identifican el tipo de Fluido del Yacimiento.

La Figura N 17 muestra como es el comportamiento de la Relacin gas petrleo y la Gravedad API con respecto al tiempo de produccin para cada uno de estos fluidos del yacimiento.

Figura N 17. Comportamiento de la Relacin Gas Petrleo y la Gravedad API a travs del tiempo de produccin del yacimiento.

4. Clasificacin de los Yacimientos segn los Mecanismos Naturales de Produccin

La cantidad de petrleo que puede ser desplazada por la energa natural asociada al yacimiento vara con el tipo de yacimiento. Por esta razn, los yacimientos se clasifican en los siguientes tipos segn su principal fuente de energa: Yacimientos que producen por los mecanismo de Empuje Hidrulico, Empuje por Gas en Solucin, Empuje por Capa de gas,Empuje por Expansin de los fluidos,Empuje por Compactacin de las Rocas,Empuje Gravitacional y Empujes Combinados.

Los Mecanismos de Produccinse pueden definir como los procesos a travs del cual la energa acumulada en los diferentes entes que conforma el yacimiento es liberada, dando lugar al desplazamiento de los fluidos a travs del sistema poroso de las rocas del yacimiento hasta los pozos productores.

El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere la identificacin de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos perforados en el yacimiento.

La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formacin de la roca y de acumulacin de los hidrocarburos y a las condiciones de presin y temperatura existentes en el yacimiento.

Normalmente existe ms de un mecanismo responsable de la produccin de los fluidos del yacimiento, pero slo uno ser dominante en un intervalo de tiempo de tiempo. Durante la vida productiva del yacimiento, varios mecanismos pueden alcanzar la condicin de dominante.

La condicin ms fundamental para que se efecte el flujo de los fluidos desde las rocas del yacimiento hacia los pozos, es que se establezca un gradiente de presin desde el yacimiento hasta el fondo de los pozos y desde estos hasta la superficie. Adicionalmente la roca debe tener la permeabilidad necesaria para permitir que los fluidos que esta contienen se puedan mover a travs del sistema poroso de las rocas. Es importante acotar, que a medida que la saturacin de petrleo se reduce en el yacimiento, la permeabilidad efectiva de la roca para este fluido tambin se reduce y la movilidad del gas o el agua aumentan de tal manera que existe menos flujo de petrleo en el yacimiento a medida que este disminuye su saturacin en la roca y generando que las tasas de produccin de crudo disminuya con el tiempo y las tasa de produccin de gas y agua aumenten.

4.1 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje Hidrulico

Un yacimiento con el Mecanismo de Empuje Hidrulico llamado tambin Empuje Hidrosttico, tiene una conexin hidrulica entre l y una roca porosa saturada con agua, denominadaAcufero, que puede estar por debajo del yacimiento o de parte de l.

El agua en el acufero est comprimida, pero a medida que la presin en el yacimiento se reduce debido a la produccin de petrleo, se expande y crea una invasin natural de agua en el limite yacimiento-acufero (CAP). Esta expansin del agua producir un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos de produccin. Este efecto se mantiene hasta que la capacidad expansiva del acufero se agote. La energa del yacimiento tambin aumenta por la compresibilidad de la roca del acufero, ver la Figura N 18.

Figura N 18. Yacimiento con Empuje Hidrulico: a) Condiciones Iniciales; b) En Produccin

Cuando el acufero es muy grande y contiene suficiente energa, todo el yacimiento pudiese ser invadido por esa agua manejando apropiadamente las tasa de extraccin. En algunos yacimientos de empuje hidrosttico se pueden obtener eficiencias de recobro entre 30% y 80% del petrleo originalin situ (POES).La geologa del yacimiento, la heterogneidad y la posicin estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de recobro.

La extensin del acufero y su capacidad energtica no se conoce hasta que se tienen datos de la produccin primaria, a menos que se cuente con una extensa informacin geolgica proveniente de perforaciones o de otras fuentes. La identificacin de un contacto agua-petrleo (CAP) a travs de los registros de pozos establece la existencia de este mecanismo.

La importancia de este mecanismo sobre el comportamiento del yacimiento est en funcin del volumen del acufero y su conductividad (k.h). Se puede obtener una medida de la capacidad del empuje con agua a partir de la presin del yacimiento a determinada tasa de extraccin de los fluidos. Si, manteniendo la presin del yacimiento, el acufero no puede suministrar suficiente energa para alcanzar las tasas deseadas de extraccin se puede implementar un programa de inyeccin de agua en el borde de este para suplementar la energa natural. Este programa se denominamantenimiento de presin con inyeccin de agua.

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje hidrulico son:

La declinacin de las presin del yacimiento es relativamente suave pudiendo, para el caso de acuferos de gran volumen, permanecer nula.

La relacin gas-petrleo es relativamente baja y cercana al valor de la razn gas disuelto-petrleo correspondiente a la presin inicial del yacimiento.

La produccin de agua aparece relativamente temprano, principalmente en los pozos cercanos al contacto agua-petrleo.

El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre un 30% y un 80%

4.2 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gas en SolucinEl petrleo crudo bajo ciertas condiciones de presin y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto.Cuando la presin disminuye debido a la extraccin de los fluidos, el gas se libera, se expande y desplaza al petrleo, ver la Figura N 19.

Figura N 19. Yacimiento con Empuje por Gas en Solucin: a) Condiciones Iniciales;b) En Produccin.

El gas que est en solucin se comienza a liberar del crudo una vez que la presin declina por debajo de la presin de burbujeo; el gas se libera en forma de burbujas inmersas dentro de la zona de petrleo, permaneciendo estticas y expandindose ocupando parte del espacio poroso que es desalojado por el petrleo producido e impulsando al crudo mientras ocurre la expansin. Luego que el gas interno liberado en la zona de petrleo alcanza la saturacin crtica, este se comienza a desplazarse hacia los pozos productores generando entonces un arrastre sobre el crudo contribuyendo as a que el crudo sea impulsado hacia dichos pozos.Este mecanismo de produccin es el ms corriente y generalmente contribuye a la produccin de la gran mayora de los yacimientos.La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solucin, de las propiedades de las rocas y del petrleo, y de la estructura geolgica del yacimiento y generalmente predomina cuando no hay otras fuentes de energas naturales como un acufero o capa de gas. En general, los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10% a un 30% del POES, debido a que el gas en el yacimiento es ms mvil que la fase de petrleo. A medida que la presin declina, el gas fluye a una tasa ms rpida que la del petrleo, provocando un rpido agotamiento de la energa del yacimiento. lo cual se nota por el incremento de las relaciones gas-petrleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empujes por gas en solucin son, usualmente, buenos candidatos para la inyeccin de agua.

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por gas en solucin son:

La presin del yacimiento declina de forma continua.

La relacin gas-petrleo es al principio menor que la razn gas disuelto-petrleo a la presin de burbujeo, luego, se incrementa hasta un mximo para despus declinar.

El factor de recobro caracterstico de yacimientos bajo este mecanismo est entre 10% y 30%

4.3 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Capa de Gas

El Empuje por Capa de Gas ocurre en yacimientos saturados cuyos fluidos no estn uniformemente distribuidos y la presin es menor que la de burbuja. Bajo estas condiciones existir una capa de gas encima de la zona de petrleo, la cual se expandir desplazando al petrleo hacia los pozos productores.

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas, como se muestra en la Figura N 20, debe existir una cantidad de energa almacenada en forma de gas comprimido, la cual se libera al expandirse mientras se extraen los fluidos del yacimiento, de modo que el petrleo es desplazado externamente a travs del contacto gas-petrleo (CGP).

Figura N 20. Yacimiento con Empuje por Capa de Gas : a) Condiciones Iniciales;b) En Produccin.

La expansin de la capa de gas est limitada por el nivel deseado de la presin del yacimiento y por la produccin de gas despus que los conos de gas llegan a los pozos productores.

El tamao o proporcin del volumen de la capa de gas en relacin con el volumen de la zona de petrleo, a condiciones de yacimientos, ser un indicador de la importancia de este mecanismo

Los yacimientos con capas de gas muy grandes no se consideran buenos candidatos para la inyeccin de agua; en su lugar, se utiliza inyeccin de gas para mantener la presin dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyeccin de agua y gas tal como se muestra en la Figura N 21. Se deben tomar precauciones con estos programas combinados de inyeccin, ya que existe el riesgo de que el petrleo sea desplazado hacia la regin de la capa de gas y quede entrampado al final de la invasin.

Figura N 21. Yacimiento con Empuje Combinados por Inyeccin de Agua y Gas: a) Condiciones Iniciales; b) En Produccin.

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por capa de gas son:

La presin del yacimiento disminuye lentamente y en forma continua

La relacin gas-petrleo depende de de la ubicacin de los pozos en el yacimiento. En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura, este parmetro ira aumentando en forma continua.

En los pozos ubicados en la parte baja, la relacin gas-petrleo estar a nivel de la razn gas disuelto-petrleo correspondiente a la presin actual del yacimiento.

El factor de recobro se estima entre un 20% al 40% del POES.

4.4 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansin de los Fluidos

Dadas las condiciones de presin y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reduccin de la presin causar una expansin de los fluidos en el mismo. A este efecto se le conoce como mecanismo de empuje por expansin de los fluidos. Este Mecanismo est presente en todos los yacimientos, pero es ms importante en yacimientos donde la presin es mayor que la presin de burbujeo (yacimientos subsaturados) en donde todos los componente de los hidrocarburos se encuentran en fase lquida, as tambin, es el mecanismo principal a travs del cual producen los yacimientos de gas.

La expansin de los fluidos en el medio poroso ocurre debido a la reduccin de la presin interna en los poros por efecto de la produccin a travs de los pozos ; esta expansin permite que el espacio poroso desalojado por los fluidos producidos sean ocupados por los fluidos remanentes que van quedando en el yacimiento, de tal manera que los poros de la roca siempre permanecen llenos de fluidos. La expansin a su vez hace que el fluido se desplace, buscando salir de los poros de la roca hacia las reas de drenaje de los pozos.

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por Expansin de los Fluidos son:

La presin del yacimiento declina rpidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea el dominante.

La relacin gas-petrleo de los pozos del yacimiento es similar a la razn gas disuelto-petrleo (Rsi),

El factor de recobro est estimado en el orden del 5% del POES, para el caso de yacimientos de petrleo.

4.5 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansin de los Fluidos

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 ltima la ms importante debido a que en la produccin de hidrocarburos la reduccin del volumen ocurre a nivel del sistema poroso que es en donde ocurren los cambios de presin.

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 presin y se separa conceptualmente el cambio en la roca del cambio en los fluidos se tiene la reduccin en el espacio poroso. La reduccin en el espacio poroso se debe a la compactacin de la roca a medida que la presin interna en los poros se reduce por efecto de la extraccin de fluidos y al efecto del peso de las rocas suprayacentes sobre el yacimiento las cuales tienden a cerrar los poros y por ende existe menos espacio disponible para almacenar la misma cantidad de fluidos. Esto genera que parte del fluido en los poros sea desalojado y desplazado hacia las reas de drenajes en los pozos productores del yacimiento, ver la Figura N 22.

Figura N 22. Yacimiento con Empuje por Compactacin de las Rocas

Una reduccin en el volumen poroso posiblemente cause subsidencia en la superficie.

La recuperacin de petrleo mediante el empuje por compactacin es significante solo si la compresibilidad de la formacin es alta. Muchos yacimientos que tienen un significante empuje por compactacin son someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactacin incrementar la recuperacin de petrleo, la compactacin de la formacin puede causar problemas tales como colapso alcasingy reducir la productividad de los pozos debido a la reduccin de la permeabilidad.

En la mayora de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecargaes aproximadamente de 1 Lpc por pies de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de las rocas y el resto es soportado por los fluidos dentro del espacio poroso.

La porcin de la sobrecarga sostenida por los granos de las rocas es denominadapresin de la matriz o del grano.En regiones con presiones normales, el gradiente de presin del fluido se encuentra entre 0.433 Lpc a 0.465 Lpc por pies de profundidad. Por lo tanto la presin del grano incrementar normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 Lpc a 0.56 Lpc por pies

4.6 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad

La Gravedad es un mecanismo de empuje muy lento, pero eficaz. Los pozos completados en yacimientos que ya no tienen otra energa que la gravedad se reconocen por que poseen tasas de produccin lentas y constantes para periodos muy largos.

El efecto de la gravedad es ms marcado en los yacimientos con grandes buzamientos y de grandes espesores dando lugar as a la segregacin gravitacional si existe una buena permeabilidad vertical y los fluidos son de baja viscosidad y de diferentes densidades, ver la Figura N 23.

Figura N 23. Yacimiento con Empuje por Gravedad

La gravedad usualmente trabaja en conjunto con otros mecanismos de empuje para incrementar su eficiencia, as, por ejemplo, un yacimiento delgado y horizontal con un fuerte empuje de agua de fondo puede tener baja recuperacin debido a que el agua tiende a conificar los pozos prematuramente, sobrepasando al petrleo; pero si el mismo yacimiento se encuentra inclinado estructural o estratigrficamente, el recobro aumenta debido a que la segregacin gravitacional drena el petrleo hacia abajo, existiendo tambin la accin de empuje del agua del acufero hacia arriba. Adems, la gravedad estabiliza el frente de agua-petrleo durante la produccin, disminuyendo as la cantidad de petrleo residual. Lo mismo sucede con las unidades grandes de capa de gas. Como la presin y la gravedad expulsan naturalmente el petrleo hacia los pozos, la capa de gas empuja el petrleo hacia la parte baja, estabilizando el lmite entre lo que drena por gravedad y el contacto gas-petrleo.

Es conveniente mencionar que el ingeniero de yacimientos debe aprovechar las caractersticas gravitacionales para tratar de poner a producir los pozos que se encuentran buzamiento abajo.

Las caractersticas de produccin que indican la ocurrencia de drenaje gravitacional o segregacin son los siguientes:

Variaciones de la relacin gas-petrleo con la estructura.

Aparentemente mejora el comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petrleo.

Aparente tendencia al mantenimiento de la presin.

Las eficiencias de recuperacin estn en el rango de 40% a 80% del POES.

4.7 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad

En la mayora de los yacimientos se presenta ms de un tipo de empuje durante su vida productiva, bien sea en forma alternada o simultnea. En ambos casos, se dice que el yacimiento produce por empujes combinados.

Es conveniente hacer notar que en todos los tipos de empuje estn presentes las fuerzas de gravedad y capilaridad alterando positiva o negativamente la accin de tales empujes. En caso de yacimientos de gran espesor y/o de buzamiento pronunciado, el efecto de la gravedad puede hacer que el gas que sale de la solucin con el petrleo fluya hacia la parte ms alta de la estructura, en contracorriente con el petrleo, originando as una capa de gas secundaria o engrandeciendo la original. Esto dar un empuje adicional no existente en la capa de gas secundaria o aumentar la efectividad de la capa de gas original. Por otro lado, un fuerte empuje con agua abrumar completamente un empuje por gas en solucin al mantener la presin por encima del punto de burbujeo.

La Figura N 24, Presenta curvas tpicas de presin versus recobro para diferentes tipos de empujes. De acuerdo con el comportamiento de estos mecanismos se puede resumir que el empuje por gas en solucin se caracteriza por una rpida declinacin de la presin y una eficiencia de recuperacin baja. En el caso de empuje por capa de gas, la presin se mantiene ms alto que en el caso del empuje por gas en solucin y por tanto la eficiencia de recuperacin se mejora. El grado de mejoramiento depende del tamao de la capa de gas en relacin con el tamao de la zona de petrleo y el procedimiento de produccin utilizado. El empuje hidrulico es el ms eficiente en mantener la presin del yacimiento y normalmente da la mayor eficiencia de recuperacin en yacimientos de petrleo. Sin embargo, un yacimiento con empuje por capa de gas, producido de tal forma que se obtenga la mayor contribucin de las fuerzas gravitacionales, puede dar una mayor recuperacin que un empuje hidrulico.

Figura N 24. Comportamiento de la presin en funcin del porcentaje de recobro con los distintos mecanismos naturales de produccin.

En la siguiente Tabla se muestra un resumen de las caractersticas ms importantes de los mecanismos naturales de produccin.Tabla N 2. Caractersticas que identifican el tipo de Mecanismo Natural de Empujeen el yacimiento