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.
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Es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los reservorios de petróleo del mundo.
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No existe producción de agua ya que la saturación de agua esta cerca del valor irreducible.
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La presión inicial del yacimiento está sobre o igual a la presión de burbujeo y declina rápida y continuamente.
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La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 5 al 20% del POES.
Mecanismo de Empuje de agua: •
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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: •
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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: φ (1-Sw) K Pb RE = 41.815 ( --------------- )0.1611 (----)0.0979 Sw0.3722 (-----)0.1741 Bob µ Pa
donde : RE = Eficiencia de recuperación, porcentaje φ = porosidad, fracción. Sw = saturación de agua connata, fracción. Bob = FVF al punto de burbuja, bl/STB. K = permeabilidad promedio de la formación, Darcys.
µ = 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: φ (1-Sw) K µ w Pi RE = 54.898 ( -------------- )0.0422 (------------)0.077 Sw-0.1903 (--------)0.2159 Boi µ o Pa
donde : RE = Eficiencia de recuperación, porcentaje φ = porosidad, fracción. Sw = saturación de agua connata, fracción. Boi = FVF inicial, bl/STB. K = permeabilidad promedio de la formación, Darcys. µ o = viscosidad del petróleo a condición inicial, Cp. µ 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 estructu
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 aguapetróleo. 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.
