mecanismos de desplazamientos de los fluidos en los yacimientos

MECANISMOS DE

DESPLAZAMIENTOS

Mecanismos de Desplazamientos Universidad Politécnica del Golfo de México

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MECANISMOS

DE

DESPLAZAMIENTO


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ÍNDICE

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

Resumen…………………………………………………………………...4

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

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

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

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

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

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

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

Conclusión……………………………………………………………….27

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

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


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INTRODUCCIÓN

La etapa de producción es aquella que se lleva a cabo una vez que se ha

terminado el proceso de perforación del pozo. Dependiendo de la energía

del yacimiento, es decir, aquella energía necesaria para que los

hidrocarburos sean expulsados desde el yacimiento hacia el pozo

productor, él mismo puede ser puesto en funcionamiento por flujo natural.

Para entender el comportamiento de yacimientos y predecir su futuro, es

necesario tener el conocimiento de los mecanismos de desplazamiento

que dominan el comportamiento de los fluidos del yacimiento. El

funcionamiento general del yacimiento es determinado por la energía

natural y los mecanismos de empuje que proveen de la energía natural

necesaria para la recuperación de hidrocarburos.

Empuje por expansión de la roca y los líquidos.

Empuje por gas disuelto liberado.

Empuje por casquete de gas.

Empuje hidráulico.

Empuje por segregación gravitacional.

Empuje combinado.

Cada mecanismo de desplazamiento, de empuje o de producción está

conformado por una serie de empujes que dependerán del tipo de

yacimiento, el nivel de presión que se tenga en el mismo y de los

hidrocarburos existentes.

Aquí mostraremos los diversos mecanismos de desplazamientos de los

fluidos en los yacimientos, así como sus características principales, su

proceso y los factores que en ellos intervienen.

http://molten.latinclicks.info/meca_empuje/entrada_agua.htm


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RESUMEN

La recuperación del aceite se obtiene mediante procesos de

desplazamiento o combinaciones de los mismos. En este trabajo se

mencionan los siguientes tipos de empujes:

1. Empuje hidráulico: El cual se produce cuando la disminución de la

presión del yacimiento, origina la expansión de un acuífero

adyacente al mismo. El empuje puede ser activo o parcial, según

sea el reemplazo volumétrico de fluido del acuífero al yacimiento; y

lateral o de fondo, según la posición del acuífero en la estructura del

yacimiento.

2. Empuje por gas en solución: Es el mecanismo de producción más

corriente y generalmente contribuye a la producción de la gran

mayoría de los yacimientos. Cuando los fluidos del yacimiento se

encuentran en una sola fase o en dos fases uniformemente

distribuidas, a medida que se produce dicho yacimiento ocurre una

disminución de presión la cual origina una expansión de los fluidos

liberándose los hidrocarburos livianos disueltos en el petróleo (gas) y

ocupando el lugar del fluido producido.

3. Empuje por capa de gas: Ocurre en yacimientos saturados. Cuyos

fluidos (petróleo y gas) no están uniformemente distribuidos y la

presión es menor que la de burbujeo. Bajo estas condiciones existirá

una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual expandirá

desplazando el petróleo hacia los pozos productores.

4. Empuje por expansión líquida: Ocurre en yacimientos subsaturados,

en los cuales el gas en solución no sale hasta que la presión del

yacimiento decline por debajo de la presión de burbujeo. Mientras

ocurre esta reducción, y si no existe en el yacimiento otro

mecanismo de impulsión, la producción será debido a la expansión

del petróleo líquido.


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5. Empuje por segregación: Ocurre únicamente bajo condiciones

especiales, en las cuales el yacimiento tiene alto buzamiento y

favorece la segregación por gravedad del petróleo y gas. Esta

segregación es un flujo contracorriente donde el gas migra hacia la

parte alta de la estructura, separándose del líquido por diferencia de

densidad. Con el tiempo y dependiendo del volumen del yacimiento

es posible que se forme una capa de gas secundaria en el tope de

la estructura, ayudando al drenaje total del yacimiento.

6. Empuje combinado: Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o

más mecanismos de expulsión simultáneamente. La identificación

del mecanismo de producción es de vital importancia para realizar

cualquier estudio de yacimientos.


- 6 -

PROCESOS DE DESPLAZAMIENTO

La recuperación de este aceite se obtiene mediante un proceso de

desplazamiento. El gradiente de presión obliga al aceite a fluir hacia los

pozos, pero ese movimiento se verifica solamente si otro material llena el

espacio desocupado por el aceite y mantiene, en dicho espacio, la

presión requerida para continuar el movimiento de los fluidos. En cierto

modo el aceite no fluye del yacimiento, sino que es expulsado mediante

un proceso de desplazamiento, siendo los principales agentes

desplazantes el gas y el agua.


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EMPUJE POR EXPANSIÓN DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS

La compresibilidad de cualquier material (solido, líquido o gaseoso) para

un intervalo de presión dado y a una temperatura dada se define como el

cambio de volumen, por unidad de volumen inicial, causado por una

variación de presión que ocurra sobre el material sujeto a estudio.

En forma diferencial es:

Donde:

C= compresibilidad para un rango de presión P1 a P2 (vol /vo

l/lpc)

V= volumen a la presión P1

⁄ = cambio de volumen por cambio de presión al ir de P1

a P2

La compresibilidad de la roca y de los fluidos es un mecanismo de

expulsión de hidrocarburos. Al iniciarse la producción de un yacimiento y

caer la presión se expande la roca y los fluidos. La expansión de la roca

causa una disminución del espacio poroso interconectado. La expansión

de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la

producción de fluidos que a su vez causo la caída de presión. Ambos

efectos van en la misma dirección, la cual es la de expulsar los fluidos del

espacio poroso interconectado.

Figura 1. Compresibilidad de la roca.


- 8 -

Un petróleo crudo es subsaturado (bajo saturado) cuando tiene menos gas

que el requerido para saturarlo a la presión y temperatura del yacimiento.

Cuando es altamente subsaturado, mucha de la energía de yacimiento se

almacena en la compresibilidad de la roca y de los fluidos y, como

consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen

los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces, el

empuje por gas de solución se transforma en la fuente de desplazamiento

de los fluidos.

Este mecanismo de expulsión es especialmente importante en la

producción de yacimientos bajo saturados sin empuje de agua y hasta

que la presión baje a la del punto de burbuja.

En este tipo de mecanismo de empuje se debe tener en consideración tres

conceptos muy importantes, debido, a que son estos los factores que

contribuyen el funcionamiento de este mecanismo:

Compresibilidad de líquidos: para los líquidos que son

ligeramente compresibles, y para otros líquidos más compresibles

en que el cambio de presión no es muy grande se puede suponer

una compresibilidad promedio que es constante para el intervalo

de presión considerada. La fórmula es:

Figura 2. Compresibilidad de los fluidos.


- 9 -

Compresibilidad de gases: los gases son generalmente más

compresibles que los líquidos. Al igual que los líquidos que en el

caso de los líquidos, el análisis se inicia con la ecuación general

de compresibilidad. Sin embargo, para el caso de los gases es

necesario introducir la Ley Gases para Gases Reales, resultando:

Compresibilidad de roca: la roca tanto como los fluidos, forma

parte del sistema productor. Debe distinguirse entre la

compresibilidad bruta de la roca y la compresibilidad del medio

poroso interconectado, siendo la ultima la más importante

debido a que en la producción de hidrocarburos la reducción del

volumen ocurre a nivel del sistema poroso interconectado que es

en donde ocurren los cambios de presión. Entonces la

compresibilidad de la roca ( ) se define:

Donde observa la cambio de volumen ( ) causada por el incremento en

la presión ( ) dividido entre el volumen bruto de la muestra (Vb). Pero

dicho lo anterior sobre lo que ocurre a nivel del sistema poroso ( ) resulta:

Figura 3. Efecto de Compresibilidad.


- 10 -

Ahora bien la compresibilidad total de sistema productor de hidrocarburos,

usando el sistema más complejo de sistema productor de hidrocarburos, es

el que está saturado por tres fluidos (gas, aceite y agua). Para definir la

compresibilidad total del sistema, se tiene la compresibilidad de cada

fluido y la compresibilidad de la roca con espacio poroso interconectado.

El sistema fluido (gas, aceite y agua) tiene una compresibilidad efectiva

que resulta de ponderar la compresibilidad de cada fluido por el volumen

que ocupa y que en forma fraccional representa su saturación:

( )

La compresibilidad de la roca causa cambios en el volumen poroso

interconectado que se refleja en forma total, es decir: Si se tiene un

cambio en la presión ( ) y se separa conceptualmente el cambio en la

roca del cambio de los fluidos se tiene la reducción en el espacio poroso

(Cf por unidad de volumen poroso) y además la compresibilidad efectiva

Ce correspondiente ahora al espacio poroso disponible (Vp2):

( )

Así se puede definir la compresibilidad total del sistema (Ct):

La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es

significante solo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos

yacimientos que tienen un significante empuje por compactación son

someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por

compactación incrementará la recuperación de petróleo, la

compactación de la formación puede causar problemas tales como

colapso al casing (Tr) y reducir la productividad de los pozos debido a la

reducción de la permeabilidad.


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EMPUJE POR GAS DISUELTO LIBERADO

Terminada la perforación, el pozo está listo para empezar a producir.

Cuando un pozo es puesto en funcionamiento por energía propia o

natural, se conoce como mecanismos de empuje primario. El mecanismo

de producción más común en un yacimiento es por el empuje del gas en

solución con el petróleo. En este caso la energía para transportar y

producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el

petróleo.

Estas son las condiciones que se deben cumplir para que exista este tipo

de empuje natural:

El yacimiento debe ser volumétrico, es decir que no exista

presencia de casquete de gas inicial y que no esté relacionado a

un acuífero.

La saturación del agua dentro del volumen poroso está cerca del

valor irreducible.

La presión del yacimiento es igual o mayor que la presión de

burbujeo, es decir que se encuentre en una fase (liquida).

Figura 4. Imagen que muestra la liberación del gas disuelto en el

aceite debido una caída de presión, también se aprecia la formación de

la primera burbuja (centro), es decir el punto de burbuja.

http://3.bp.blogspot.com/_FO72Tuc-Fso/R72R3E3b4vI/AAAAAAAAAA0/emv8aPns_F0/s1600-h/vanessa.JPG


- 12 -

El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de temperatura y presión en los

yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto, Esto se

debe a que la cantidad de gas en solución aumentan a medida que la

composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir es mayor en

gases de alta y petróleos de baja gravedad específica, o sea petróleos de

alta gravedad API. Cuando la presión disminuye, debido a la extracción

de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo

hacia los pozos productores.

Figura 5. Imagen que muestra el funcionamiento de un yacimiento

que fluye a través del empuje por gas disuelto.

En una primera estancia los sistemas de hidrocarburos que se encuentran

en estado líquido a condiciones del yacimiento (presión y temperatura)

tienen dentro de sus composición una serie de hidrocarburos livianos que

permanecen en solución en la fase liquida mientras que la presión del

yacimiento sea elevada.

Una vez cruzando el punto de burbujeo del sistema en cuestión, cualquier

diminución adicional de presión permite que le gas salgo de solución.

Llevando este proceso a nivel de poros, un poro saturado de líquido a la

presión del burbujeo y al cual se le reduce su presión libera el gas que se

encontraba en solución. Ahora este gas ocupa el poro obligando a la fase

liquida a desalojarlo ya en ambas no pueden coexistir en el mismo poro. Es

así como, al salir gas de solución, el mismo obliga a la fase líquida a fluir al

tener que desocupar el espacio que ocupará el gas. Obviamente al

estarse liberando gas de solución necesariamente tiene que estar

actuando la compresibilidad total del sistema.


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Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de

burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción

declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante el periodo,

todo el gas en solución permanece estático en forma de pequeñas

burbujas aisladas. Durante este periodo la RGA disminuye ya que el gas

disuelto en el aceite, liberado queda atrapado en el yacimiento.

Figura 6. Imagen que muestra las burbujas de gas aisladas formadas

por efectos de una caída de presión, es decir cuando se llega a la presión

del punto de burbujeo.

Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja,

la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de

burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el yacimiento.

Después que la saturación de gas excede la saturación critica, este se

hace móvil. Una vez que el pozo empieza a fluir la RGA producida en

superficie tiende a incrementar progresivamente hasta que la presion del

yacimento caiga subitamente, cuando esto ocurra la RGA tomada en

superficie disminuirá debido a las bajas presiones de produccion.

Figura 7. Imagen que muestra como fluye el gas de solución en el

yacimiento una vez que se logró superar la saturación critica del gas.


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A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe

ser pequeña. Sobre la base de esto el gas liberado fluirá en el reservorio y

permitirá que se incremente la RGA observada en el pozo. El efecto de la

expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de

un gas altamente expandible.

Figura 8. La Gráfica que

muestra el comportamiento

de un yacimiento con empuje

por gas disuelto, donde se ve

la RGA o GOR, la presión y el

caudal.

Figura 9. Esta gráfica muestra la

tendencia de la RGA durante la

vida del yacimiento con empuje de

gas disuelto en el aceite. La RGA es

contante a condiciones del

yacimiento (1,2) luego disminuye un

poco (3) debido a la liberación del

gas luego tienen a incrementar (4)

y por ultimo declina debido al

agotamiento de la presión (5,6).


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La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de

gas en solución, de las propiedades de las rocas y del petróleo, y de la

estructura geológica del yacimiento. En general, los recobros que se logran

en el yacimiento son bajos, en el orden de un 10% a 30%, debido a que el

gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo. A medida que la

presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo,

provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual

se nota por el incremento de la RGA del campo. Los yacimientos con

empuje por gas en solución son, usualmente, buenos candidatos para la

inyección de agua, debido a que la presión del reservorio disminuye.

Figura 10. Grafica que

muestra la eficiencia

de distintos tipos

mecanismos de

empuje con respecto

a la presión.

Existe una ecuación desarrollada por Arps para estimar la eficiencia de la

recuperación para reservorios que se encuentran con una presión igual la

presión del punto de burbuja y declinan hasta la presión de abandono:

( ( )

)

(

)

( )

Donde:

% RE = Eficiencia de recuperación, porcentaje.

= porosidad, fracción.

Sw= saturación de agua connata, fracción.

Bob = FVF al punto de burbuja, bl/STB.


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K= permeabilidad promedio de la formación, Darcy.

µ= viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp.

Pb= presión al punto de burbuja, psig.

Pa= presión de abandono, psig.

Cabe mencionar que esta ecuación solo se aplicar a los yacimientos que

cuyo único mecanismo de empuje es el de gas disuelto en el aceite.

Ahora los factores que propician a una alta recuperación:

Alta gravedad API.

Alta RGA.

Baja viscosidad.

Homogeneidad de la formación.

A continuación se muestra una tabla con las características más generales

del empuje por gas disuelto en el aceite:

YACIMIENTOS DE EMPUJE POR GAS DISUELTO LIBERADO

CARACTERÍSTICAS TENDENCIA

Presión del Yacimiento Declina rápida y continuamente.

RGA de superficie Primero es bajo, luego se eleva hasta un máximo y

luego cae.

Producción de agua Ninguna

Comportamiento del

pozo

Requiere bombeo desde etapa inicial.

Recuperación esperada 5 al 30 % del OOIP

Tabla 1. Características de los yacimientos por gas disuelto

liberado.


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EMPUJE POR CAPA DE GAS.

Este mecanismo de empuje sucede en yacimientos de petróleo con poco

o nulo empuje de agua, es decir, por lo general poseen un acuífero muy

limitado.

En este tipo de yacimiento la presión inicial se considera igual a la presión

de burbuja, es decir, bajo las condiciones originales de presión y

temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La

presión y la temperatura, bajo condiciones normales, están relacionadas

con la profundidad.

A medida que pasa el tiempo, se va extrayendo crudo del yacimiento,

esto ocasiona que la presión disminuya poco a poco y el volumen de la

capa de gas se va expandiendo permitiendo el aporte de energía

necesario para que ocurra el desplazamiento inmiscible de petróleo. Esta

expansión trae como consecuencia que el nivel del contacto gas-petróleo

baja cada vez más. Este descenso del contacto gas-petróleo hace que los

pozos ubicados en la parte estructural más alta del yacimiento sean los

primeros en producir gas de la capa. Esto se suele notar con el incremento

de la relación gas-petróleo.

Figura 11. Empuje por casquete de gas.


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La eficiencia de recuperación del petróleo original esta entre el 20 y 40 por

ciento. Por lo general, este tipo de empuje ocurre cuando existe:

1. Baja viscosidad del petróleo.

2. Alta gravedad API del petróleo.

3. Alta permeabilidad de la formación

4. Alto relieve estructural.

5. Caída moderada en la producción y presión del yacimiento.

6. Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.

7. No hay producción de agua o es relativamente baja.

8. Relación gas-petróleo aumenta rápidamente en pozos altos

estructuralmente.

9. Relación gas-petróleo constante durante la primera mitad de la

producción, luego aumenta.

10. Factor de recobro moderado, por lo general 30 por ciento.

Figura 12. Yacimiento de Petróleo.


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La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de

simulación numérica o por cálculos de balance de materiales.

Los requerimientos básicos son que:

a) La parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de

gas.

b) Exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona

ocupada por el casquete de gas.

La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:

1.- Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.

2.- Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de

gas liberado por el aceite al abatirse la presión del yacimiento a

consecuencia de la segregación gravitacional.

3.- La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de

gas en la parte superior del yacimiento, si existen condiciones favorables

para su segregación.

Figura 13. Gráfica del porcentaje de

producción.


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La ventaja de este mecanismo consiste en que provoca, mediante una

adecuada localización y terminación de los pozos, la obtención de

producciones de aceite de la sección del yacimiento que no contiene gas

libre, reteniéndose en la parte superior del yacimiento, el gas libre que se

utiliza para desplazar el aceite como se muestra en la figura.

Sin inyección de gas, el empuje por capa de gas tendrá lugar en virtud de

la expansión del gas del casquete, debido a la declinación de la presión. Si

el volumen del gas libre inicialmente presente en el yacimiento es grande,

comparado con el volumen total original de aceite., y si no se produce gas

libre durante la explotación, la declinación de presión requerida para la

invasión total de la zona de aceite por el casquete de gas será ligera y el

comportamiento del yacimiento se aproximará al obtenido con inyección

de gas. Si por otro lado el volumen de la capa de gas es relativamente

pequeño, la presión del yacimiento declinará a mayor ritmo, permitiendo

la liberación del gas disuelto y el desarrollo de una saturación de gas libre

en la zona de aceite. Cuando la saturación de gas libre forme una fase

continua, su exclusión de los pozos productores será imposible y el

mecanismo de desplazamiento se aproximará al empuje por gas disuelto.

La recuperación en yacimientos con capa de gas varían normalmente del

20 al 40% del aceite contenido originalmente, pero si existen condiciones

favorables de segregación se pueden obtener recuperaciones de hasta el

60% o más del aceite.

El mecanismo por el cual el aceite se recupera bajo este proceso se

entiende fácilmente, considerando primero la naturaleza del

desplazamiento cuando la presión del yacimiento se mantiene constante

por inyección del gas, y analizando a continuación las diferencias que

surgen cuando se permite la declinación de la presión en el yacimiento. Es

obvio que si la presión del yacimiento se mantiene en su valor original, el

gas inyectado no tiene acceso a la zona de aceite, excepto atrás o en el

frente de avance del gas libre y por lo tanto, la parte inferior de la

estructura conserva sus condiciones originales de saturación de aceite,

hasta que se invade por el gas inyectado. La producción de aceite

proviene de los pozos localizados en la zona de aceite, pero el aceite

producido es remplazado por el que se mueve adelante del frente de gas.


- 21 -

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

del yacimiento.

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


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EMPUJE POR AGUA

Uno de los principales tipos de flujo natural es el empuje por agua, el cual

es básicamente la fuerza para provocar la expulsión del petróleo del

yacimiento con el empuje de agua acumulada debajo de él. Para ello, se

debe recordar que en sus condiciones originales la mayoría de los

yacimientos de hidrocarburos muestran un contacto con un cuerpo de

agua (acuífero), comúnmente llamado CAPO.

El mecanismo consiste en que el

la expansión del agua desplaza

a los hidrocarburos hacia los

pozos que drenan al yacimiento,

debido a que el agua

acumulada a presión en el

acuífero es capaz de expandirse

y transmitir parte de esa energía

al yacimiento, a lo largo y ancho

de la interfase agua-petróleo al

reducirse la presión por la

producción acumulada de

líquidos.

Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una

relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se

establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse

en el yacimiento. El contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para

que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo

ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la

presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de

gas e inducción de un casquete de gas.

La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea muy

por encima del contacto agua-petróleo para evitar la producción de

agua muy tempranamente. A pesar de esto, llegará un momento en que

Figura 15. Yacimiento por

empuje de agua.

http://1.bp.blogspot.com/_gZx5Bo5WX7s/SbieH4JDRDI/AAAAAAAAAA8/rSSV0Fs6k28/s1600-h/empuje+por+H2O.jpg


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en los pozos se mostrará un incremento de la producción de agua. La

verificación de este acontecimiento puede indicar que el contacto agua-

petróleo ya está a nivel de las perforaciones o que en ciertos pozos se está

produciendo un cono de agua que impide el flujo del petróleo hacia el

pozo.

Algunas características del empuje por agua son:

•La presión en el yacimiento permanece alta.

• La producción de agua inicia muy temprano e incrementa a

cantidades apreciables.

• El petróleo fluye hasta que la producción de agua es excesiva.

• La recuperación esperada es del 10 al 70%.

Por último, El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más

eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación

efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del

petróleo en sitio. Además, hay casos de acuíferos tan activos que

rehabilitan y estabilizan la presión del yacimiento sin tener que cerrar la

producción. Esto ocurre cuando el caudal de agua que alimenta al

acuífero es equivalente al volumen de todos los fluidos que se están

produciendo en el yacimiento.

YACIMIENTOS DE EMPUJE POR AGUA

CARACTERÍSTICAS TENDENCIA

Presión del Yacimiento Permanece alta

RGA de superficie Permanece bajo.

Producción de agua Inicia muy temprano e incrementa a cantidades

apreciables.

Comportamiento del

pozo

Fluye hasta que la producción de agua es excesiva.

Recuperación esperada 10 al 70 % del OOIP

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


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En este tipo de yacimiento no existe capa de gas, por lo tanto la presión

inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se

reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de

presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes

básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona

haciendo que el agua contenida en él, invada al yacimiento de petróleo

originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión

sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se

encuentra en la parte invadida.


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DESPLAZAMIENTO POR SEGREGACIÓN

GRAVITACIONAL.

La segregación gravitacional es la tendencia del aceite, gas y agua a

distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. En un

yacimiento bajo condiciones favorables de segregación, gran parte del

gas liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de ser

arrastrado hacia los pozos por la fuerza de presión, contribuyendo así a la

formación o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la

eficiencia total del desplazamiento.

Las condiciones propicias para que los yacimientos presenten segregación

de sus fluidos son: que posean los espesores considerables, alta

permeabilidad y que los gradientes de presión no gobiernen totalmente el

movimiento de los fluidos.

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

hidrocarburos.


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COMBINACIÓN DE EMPUJES

La mayoría de los yacimientos quedan sometidos durante su explotación a

más de uno de los mecanismos de desplazamiento explicados. Y en el

yacimiento actúan dos o más mecanismos en forma simultánea o

secuencial. Por ejemplo: un yacimiento grande puede comportarse

inicialmente como productor por empuje de gas disuelto. Después de un

corto periodo de producción, la capa de gas asociada actúa

efectivamente y contribuye substancialmente a desplazar aceite.

Posteriormente, luego de una extensa extracción, la presión del yacimiento

caerá lo suficiente como para establecer la entrada de agua del acuífero,

de modo que el empuje por agua se presentará como parte importante

del mecanismo de desplazamiento.


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CONCLUSIÓN

Hemos visto que la recuperación del aceite se obtiene mediante un

mecanismo de desplazamiento. Y nos pudimos dar cuenta que el aceite

no fluye del yacimiento sino que es expulsado mediante cualquiera de los

mecanismos de desplazamiento que antes hemos mencionado.

Al tomar en cuenta la eficacia de la recuperación de cada uno de los

mecanismos de empuje, vistos en la figura 10, llegamos a la conclusión de

que el mecanismo de empuje por agua es el más eficiente, debido a que

las recuperaciones de hidrocarburo con respecto al tiempo y a las

presiones, son las más apropiadas para una larga vida productiva del

yacimiento.


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GLOSARIO

Compresibilidad: Es el cambio de volumen, por unidad de volumen

inicial, causado por una variación de presión que ocurra sobre el material

sujeto a estudio.

RGA: Relación gas-aceite.

GOR: Gas Oil Ratio (Relación gas-aceite).

FVF: Factor del volumen de formación.

Punto de Burbuja o Burbujeo: Es la presión en donde se forma la

primera burbuja de gas y es donde coexisten en equilibrio un líquido y su

gas.

Yacimiento subsaturado o Bajo saturado: Son los yacimientos en los

cuales el líquido tiene la capacidad de poder disolver más gas o la

cantidad de gas en el aceite es relativamente baja.

Segregación gravitacional: Es la tendencia del aceite, gas y agua a

distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades.

Contacto agua – aceite: es el límite del yacimiento donde el aceite

se encuentra conectado al acuífero asociado.

Contacto gas – aceite: es la superficie en la parte superior del

yacimiento donde el gas se diferencía del aceite.

Casing: Es la tubería de revestimiento.

Gradiente de presión: Es el aumento de la presión con respecto a la

profundidad.


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BIBLIOGRAFIA

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

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

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

mecanismos de desplazamientos de los fluidos en los yacimientos

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