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 están uniformemente distribuidos y la presión es menor que la de burbuja. Bajo estas condiciones existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual se expandirá desplazando al petróleo hacia los pozos productores.

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas, como se muestra en la Figura Nº 20, debe existir una cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, la cual se libera al expandirse mientras se extraen los fluidos del yacimiento, de modo que el petróleo es desplazado externamente a través del contacto gas-petróleo (CGP).

Figura Nº 20. Yacimiento con Empuje por Capa de Gas : a) Condiciones Iniciales;

b) En Producción.

La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la presión del yacimiento y por la producción de

gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.

El tamaño o proporción del volumen de la capa de gas en relación con el volumen de la zona de petróleo, a condiciones de yacimientos, será un indicador de la importancia de este mecanismo

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

Figura Nº 21. Yacimiento con Empuje Combinados por Inyección de Agua y Gas: a)

Condiciones Iniciales; b) En Producción.

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

La presión del yacimiento disminuye lentamente y en forma continua

La relación gas-petróleo depende de de la ubicación de los pozos en el yacimiento. En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura, este parámetro ira aumentando en forma continua.

En los pozos ubicados en la parte baja, la relación gas-petróleo estará a nivel de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión 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 Expansión de los Fluidos

Dadas las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reducción de la presión causará una expansión de los fluidos en el mismo. A este efecto se le conoce como mecanismo de empuje por expansión de los fluidos. Este Mecanismo está presente en todos los yacimientos, pero es más importante en yacimientos donde la presión es mayor que la presión de burbujeo (yacimientos

subsaturados) en donde todos los componente de los hidrocarburos se encuentran en fase líquida, así también, es el mecanismo principal a través del cual producen los yacimientos de gas.

La expansión de los fluidos en el medio poroso ocurre debido a la reducción de la presión interna en los poros por efecto de la producción a través de los pozos ; esta expansión 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 expansión a su vez hace que el fluido se desplace, buscando salir de los poros de la roca hacia las áreas de drenaje de los pozos.

Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por Expansión de los Fluidos son:

La presión del yacimiento declina rápidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea el dominante.

La relación gas-petróleo de los pozos del yacimiento es similar a la razón gas disuelto-petróleo (Rsi),

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

4.5 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansión 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 última la más importante debido a que en la producción de hidrocarburos la reducción del volumen ocurre a nivel del sistema poroso que es en donde ocurren los cambios de presión.

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 en los fluidos se tiene la reducción en el espacio poroso. La reducción en el espacio poroso se debe a la compactación de la roca a medida que la presión interna en los poros se reduce por efecto de la extracción 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 áreas de drenajes en los pozos productores del yacimiento, ver la Figura Nº 22.

Figura Nº 22. Yacimiento con Empuje por Compactación de las Rocas

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

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 y reducir la productividad de los pozos debido a la reducción de la permeabilidad. En la mayoría 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 porción de la sobrecarga sostenida por los granos de las

rocas 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 Lpc a 0.465 Lpc por pies de profundidad. Por lo tanto la presión del grano incrementará 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 energía que la gravedad se reconocen por que poseen tasas de producción lentas y constantes para periodos muy largos. El efecto de la gravedad es más marcado en los yacimientos con grandes buzamientos y de grandes espesores dando lugar así a la segregación gravitacional si existe una buena permeabilidad vertical y los fluidos son de baja viscosidad y de diferentes densidades, ver la Figura Nº 23.

Figura Nº 23. Yacimiento con Empuje por Gravedad

La gravedad usualmente trabaja en conjunto con otros mecanismos de empuje para incrementar su eficiencia, así, por ejemplo, un yacimiento delgado y horizontal con un fuerte empuje de agua de fondo puede tener baja recuperación debido a que el agua tiende a conificar los pozos prematuramente, sobrepasando al petróleo; pero si el mismo yacimiento se encuentra inclinado estructural o estratigráficamente, el recobro aumenta debido a que la segregación gravitacional drena el petróleo hacia abajo, existiendo también la acción de empuje del agua del acuífero hacia arriba. Además, la gravedad estabiliza el frente de agua-petróleo durante la producción, disminuyendo así la cantidad de petróleo residual. Lo mismo sucede con las unidades grandes de capa de gas. Como la presión y la gravedad expulsan naturalmente el petróleo hacia los pozos, la capa de gas empuja el petróleo hacia la parte baja, estabilizando el límite entre lo que drena por gravedad y el contacto gas-petróleo.

Es conveniente mencionar que el ingeniero de yacimientos debe aprovechar las características gravitacionales para tratar de poner a producir los pozos que se encuentran buzamiento abajo. Las características de producción que indican la ocurrencia de drenaje gravitacional o segregación son los siguientes:

Variaciones de la relación gas-petróleo con la estructura.

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

Aparente tendencia al mantenimiento de la presión.

Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40% a 80% del POES.

4.7 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad

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

Es conveniente hacer notar que en todos los tipos de empuje están presentes las fuerzas de gravedad y capilaridad alterando positiva o negativamente la acción 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 solución con el petróleo fluya hacia la parte más alta de la estructura, en contracorriente con el petróleo, originando así una capa de gas secundaria o engrandeciendo la original. Esto dará un empuje adicional no existente en la capa de gas secundaria o aumentará la efectividad de la capa de gas original. Por otro lado, un fuerte empuje con agua abrumará completamente un empuje por gas en solución al mantener la presión por encima del punto de burbujeo.

La Figura Nº 24, Presenta curvas típicas de presión versus recobro para diferentes tipos de empujes. De acuerdo con el comportamiento de estos mecanismos se puede resumir que el empuje por gas en solución se caracteriza por una rápida declinación de la presión y una eficiencia de recuperación baja. En el caso de empuje por capa de gas, la presión se mantiene más alto que en el caso del empuje por gas en solución y por tanto la eficiencia de recuperación se mejora. El grado de mejoramiento depende del tamaño de la capa de gas en relación con el tamaño de la zona de petróleo y el procedimiento de producción utilizado. El empuje hidráulico es el más eficiente en mantener la presión del yacimiento y normalmente da la mayor eficiencia de recuperación en yacimientos de petróleo. Sin embargo, un yacimiento con empuje por capa de gas, producido de tal forma que se obtenga la mayor contribución de las fuerzas gravitacionales, puede dar una mayor recuperación que un empuje hidráulico.

Figura Nº 24. Comportamiento de la presión en función del porcentaje de recobro con los distintos mecanismos naturales de producción.

En la siguiente Tabla se muestra un resumen de las características más importantes de los mecanismos naturales de producción.

Tabla Nº 2. Características que identifican el tipo de Mecanismo Natural de Empuje en el yacimiento