trabajo Yacimiento II (1)

5/10/2018 trabajo Yacimiento II (1) - slidepdf.com

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA

ARMADA NACIONAL

CÁTEDRA: YACIMIENTOS II

Integrantes:

Rebeca Vera.

Alennys Díaz.

María Portilla.

Ezequiel Reyes.

Ronal Gonzales.

Prof. Ing. Ali Suarez. Orlando Sánchez.

Maraven; Junio 2011.



INDICE ESQUEMATICO:

•COMPORTAMIENTO DE GRAFICAS PRESION/

TIEMPO.•DISTRIBUCION DE LOS FLUIDOS ENEL

YACIMIENTO.

•EMPUJE COMBINADO (RECOBRO)

CARACTERIZACIÓNDE LOS

MECANISMOS DEEMPUJE

•EXPANSION DEL GAS EN SOLUCIÓN:

•EXPANSION DEL GAS EN SOLUCIÓN:

•EXPANSIÓN DE LA CAPA DE GAS:

INDICADORES DEMECANISMOS DEEMPUIJE DE LOS

YACIMIENTOSMEDIANTE ECUACIONDE BALANDE DE

MATERIALES

MECANISMOS DEPRODUCCION A

PARTIR DELCOMPORTAMIENTO

HISTORICO PRESION/ PRODUCCION



INTRODUCCIÓN

Las fuentes naturales de energía están representadas por la presión, a la cual se

encuentra la roca y sus fluidos. Estas energías y fuerzas disponibles, se crearon duranteel proceso de formación y acumulación del petróleo, las cuales ayudan a desplazar el

crudo a través de los poros; de acuerdo a las características de los yacimientos existen

diferentes mecanismos de producción.

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. La ecuación de balance de

materia, más que un balance de masa es un balance volumétrico, y es una forma por

demás sencilla y práctica que aplica este principio físico que gobierna la producción dehidrocarburos.

La aplicación de la ecuación de balance de materiales hace una serie de

suposiciones que se deben de tener en mente en todo momento. Estas suposiciones

simplifican de manera sustancial su aplicación y por consiguiente se obtiene un gran

ahorro de tiempo y de recursos económicos, sin embargo, los resultados obtenidos en su

aplicación, son de una precisión muy confiable, en proporción directa de la calidad de la

formación utilizada.



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 energía que mueve el hidrocarburo localizado en el yacimiento hacia el pozo mientras

es extraído es suministrada por el mecanismo de empuje del yacimiento. Existen cincomecanismos de empuje comunes:

Por empuje de agua.

Por expansión del gas.

Por gas en solución.

Por segregación gravitacional.

Por empuje por compactación.

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 delyacimiento. 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. Diferentes tipos de empuje pueden ocurrir encombinación, pero generalmente uno de ellos prevalece.

Para poder tener una indicación del mecanismo de empuje dominante se realiza un

análisis de las curvas de declinación de producción. A continuación definiremos cada uno

de los mecanismos de empuje como lo son:



Empuje de agua:

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.

El empuje de agua fuerte o activo proporciona un excelente aporte de presión del acuífero(reemplazo del 100%) con caída de presión mínima en el hoyo. Este mecanismo existe

solo donde el acuífero es de calidad igual o menor que el yacimiento y su volumen es

mayor que el mismo. En una gráfica de declinación de presión, la curva tiende a ser

plana. Un empuje de agua parcial resulta donde el acuífero tiene calidad más baja en

términos de geometría de poro o tiene un volumen limitado, por lo tanto se produce una

expansión limitada del agua.

Expansión del gas:

Este tipo de empuje generalmente ocurre en yacimientos con poco o nulo empuje de

agua. La expansión del gas frecuentemente proporciona la energía necesaria para mover

los hidrocarburos hacia el pozo. Asimismo el gas se expande para reemplazar los

hidrocarburos producidos. La presión cae en proporción al volumen de hidrocarburos

removidos y la calidad del yacimiento. La eficiencia de recuperación promedio para un

yacimiento con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.



Gas en solución:

La energía para empujar al petróleo al hoyo puede ser proporcionada por la expansión del

petróleo debido al gas expandiéndose en solución. Cuando la presión cae por debajo del

punto de burbujeo del yacimiento, se forman burbujas de gas en los poros, que también

empujan el petróleo hacia el hoyo. Este mecanismo de empuje sirve como fuente deenergía para un tercio de todos los yacimientos de petróleo del mundo. La recuperación

de petróleo para este mecanismo usualmente

está en el rango de 5 al 20% del POES.

Segregación gravitacional:

En este mecanismo el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope

del yacimiento mientras que el petróleo se dirige hacia abajo debido a la permeabilidadvertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir

que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del

yacimiento. Es común en yacimientos fracturados. La eficiencia puede ser

sorprendentemente alta, sobre todo si hay altos buzamientos.



Empuje por compactación La roca:

Este tipo de empuje es común en yacimientos someros o con sedimentos no

consolidados. Esto ocurre al declinar la presión de los fluidos del yacimiento, la presión

neta de confinamiento se incrementa debido a que el fluido en los poros soporta menor

peso de la sobrecarga.Mientras la presión de los fluidos del yacimiento declina, la presión en los sólidos o

presión neta de confinamiento (Pnc) se incrementa debido a que el fluido en

los poros soporta menor peso de la sobrecarga. Algunos yacimientos responden al

aumento en la Pnc por el colapso de su espacio poral; esta puede ser una vía eficiente

para expulsar los hidrocarburos. Este empuje por roca es común en yacimientos someros

o con sedimentos no consolidados. También se espera que ocurra donde la porosidad se

ha mantenido abierta por altas presiones de fluidos.

Comportamiento de la presión en el yacimiento:

Según la presión en la frontera exterior, el yacimiento puede ser:

CERRADO:

Yacimientos volumétricos: no hay flujo en la frontera exterior.



ABIERTO:

Yacimientos con empuje hidráulico: hay flujo en la frontera exterior; instrucción de agua en

el yacimiento.

Supongamos: un yacimiento circular con el pozo en el centro. Flujo radial. Fluido

ligeramente incomprensible, medio homogéneo e isotrópico, con pozo que produce a una

tasa constante al pozo desde un yacimiento cerrado.

Entonces para el yacimiento cerrado y tasa de producción constante al pozo, la presión

Vs el radio y tiempo varia como sigue en la siguiente figura:



Al tiempo t1, el perfil de la presión Vs el radio como se muestra en t1. La perturbación del

yacimiento por efecto de abrir el pozo a producción alcanza el radio r1. Esto es desde el

radio r1 los fluidos se mueven hacia el pozo. Atrás de r1 no hay flujo de fluido y por lo

tanto la presión en el yacimiento desde r1 hasta re es la misma e igual a p1 y no hay flujo.

Al tiempo t2, la perturbación alcanza ahora el radio r2. Un mayor volumen del yacimiento

esta bajo la influencia de la producción del pozo. Obviamente la presión a r1 que antes

era p1. Ahora ha descendido. La presión más allá de r2 es la misma e igual a p1 y no hay

flujo.

A este tiempo la presión al pozo, es decir a

Al tiempo t3, todo el yacimiento esta bajo la influencia del pozo en producción, la

perturbación a alcanzado re es decir, el radio externo de drenaje. el flujo o drenaje ocurreahora desde la distancia re como se trata de un yacimiento cerrado, mas allá de re no

existe flujo, y obviamente

A este tiempo la presión al pozo es pwf3.

Para un yacimiento abierto y tasa de producción constante al pozo, la presión Vs el radio

y el tiempo varia como se puede observar en la siguiente figura:



Resumiendo, para r= rw.



Perfiles de las presiones en el yacimiento:

A continuación se presenta los perfiles de las presiones en el yacimiento para yacimiento

cerrado. Empuje por expansión de los fluidos (presiones arriba del punto de burbuja)

nótese también la variación de la tasa en función del radio y tiempo.

Perfil de presión Vs radio:Q al pozo = constante.



ts= tiempo que toma al transigente en tocar la frontera / contorno externo.

Curvas de declinación de producción:

En la industria petrolera, las decisiones gerenciales sobre planes de inversión y desarrollo

se basan en las comparaciones entre el costo de la inversión y el flujo de caja resultante

de la producción de petróleo y/o gas. Para lograr este objetivo el ingeniero debe proveer

información sobre las reservas recuperables, utilizando datos de producción.

El método más utilizado para calcular y estimar las reservas es el uso de las curvas dedeclinación de producción. Esta estimación se basa en graficar el tiempo como variable

independiente en el eje de las abscisas, y en el eje de las ordenadas la variable

dependiente (la tasa de producción de petróleo, la presión o la fracción de agua

producida) y luego extrapolar el comportamiento de la curva de producción.



La extrapolación de las curvas de declinación debe realizarse con cautela cuando se

utiliza la información de un pozo; es decir debe cuidarse que el comportamiento resultante

no se encuentre afectado por deposición de asfáltenos, cera, arenamiento, daños

mecánicos en el pozo o conificación de gas y/o agua. Cualquier cambio en el yacimiento

invalidará la extrapolación.

El estudio de la declinación de producción puede hacerse por dos procedimientos:

1. Método gráfico:

Este consiste en representar gráficamente en diferentes tipos de papel (normal, semilog,

etc), el comportamiento del yacimiento. El objetivo es obtener una línea recta que permita

hacer extrapolaciones hasta las condiciones de abandono y así poder inferir las

predicciones respectivas.

El uso de este método es recomendable cuando no se requiere mucha precisión, ya que

tiene como desventaja el que a través de los puntos se pueden trazar muchas rectas.

2. Método matemático:

En este método se trata de encontrar una expresión matemática con base en la

información de producción y con ella predecir las reservas. Esta expresión representa la

mejor recta del método gráfico, puede hallarse por diferentes métodos estadísticos.

Tipos de curvas de declinación

Las curvas de declinación de producción pueden ser exponenciales, hiperbólicas y

armónicas. En las figuras 1,2 y 3 se muestran ejemplos de los comportamientos de estas

curvas.



Fig. 1. Declinación de la taza de producción vs tiempo (cood. Cart)

Fig. 2. Declinación de la taza de producción vs tiempo (semi-log)

Fig. 3. Declinación de la taza de producción vs tiempo (log log)



Factores que afectan las curvas de declinación

Entre los muchos factores que afectan las curvas de declinación están los siguientes:

- Períodos desiguales.

- Cambio en la productividad de los pozos.

- Completación de nuevos pozos.

- Interrupción de los programas de producción.

- Veracidad de la información disponible.

- Prorrateo

Características de los diferentes mecanismos de producción:



Influencia de los mecanismos de producción en el recobro de petróleo.

Distribución de fluidos en el yacimiento:

Antes de 1950, la idea convencional de la distribución de fluidos en un medio porosoconsistía en suponer la fase mojante fluyendo cercana a la roca y la fase no mojante

fluyendo dentro de la fase mojante, pero sin entrar en contacto con la roca. En otras

palabras, se presumía que las dos fases, la mojante y no mojante, fluyen

simultáneamente en un mismo canal de flujo o abertura porosa. Aunque esta idea condujo

a muchos de los desarrollos de las permeabilidades relativas, fue considerada errónea a

partir de 1950, cuando con base en observaciones microscópicas se estableció la teoría

de los canales de flujo. Esta teoría considera que cada fluido que satura una roca se

mueve a través de su propia red de canales de flujo interconectados: el agua se moveráen una red de canales y el petróleo en otra red diferente como se observa a continuación

en la figura.



Los canales varían en diámetro y están limitados por interfaces líquido - líquido o por

interfaces solido - líquido. Con un cambio en saturación, la geometría de los canales de

flujo se altera: cuando se aumenta la saturación del fluido no mojante, el número de

canales de flujo de petróleo aumenta y el correspondiente al agua disminuye. La

distribución de los fluidos en un yacimiento no depende solamente de la saturación de

cada fase, sino que también depende de la dirección del cambio de saturación. Así

tenemos que la inyección de agua en un yacimiento preferiblemente mojado por agua es

un proceso de imbibición, mientras que la inyección de agua en un yacimiento humectado

preferiblemente por petróleo es un proceso de drenaje. En conclusión a la distribución de

los fluidos le afecta, la humectabilidad preferencial y la historia del cambio de saturación.

Empuje combinado (recobro):

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 un estudio de yacimientos



2) INDICADORES DE MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS YACIMIENTOS MEDIANTE

LA ECUACION DE BALANZE DE MATERIALES:

Establecidos los mecanismos de producción naturales con lo que se producirá el

yacimiento, Se puede relacionar los volúmenes de hidrocarburos en el yacimiento con sus

mecanismos en una ecuación.Vaciamiento= Energía del yacimiento

Para expresar cada expresión de ésta ecuación es necesario definir algunos términos.

Volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones estándar [MMBN].

= POES

Donde:

V= Volumen Bruto.

ǿ= Porosidad.Swi= Saturación de agua inicia, Saturación de agua connata.

= Factor Volumétrico de Formación Del petróleo en condiciones iniciales, del

yacimiento, Pi y Ti

Es la relación que existe entre el volumen de la capa de gas inicial y el volumen

de petróleo mas su gas disuelto en las mismas condiciones iníciales, (m) solo lo

calculamos para las condiciones iníciales del yacimiento. M es un valor constante y a

dimensional.

Si no tenemos capa de gas inicial en nuestro yacimiento el valor de m= 0 Si el yacimiento se encuentra por arriba del punto de burbujeo, asumiremos que

no tendremos capa de gas en nuestro yacimiento, y el valor de m será igual a

cero.



Donde:

Gf = Volumen de gas en la capa Gas inicial.

N= POES.= Volumen de petróleo producido en condiciones estándar [MBN].

N p se puede despejar de la ecuación de balance de materiales o generalmente es dado

como dato.

=Relación que existe entre el volumen de Gas producido Gp y el volumen de

petróleo Producido Np. Rp las dimensiones de Rp son [ PCN/BN].

=Volumen de petróleo + su gas en solución inicial a condiciones de yacimientos.

= Volumen de gas libre en la capa de gas inicial [MMBY].

= Volumen de gas inicial disuelto en el petróleo.Donde:

N= POES [MMBN].

Rsi= Relación gas petróleo en solución [PCN/BN].

Bgi= Factor volumétrico de formación del gas [BN/PCN].

=Volumen de gas total [MMMPCN] (gas disuelto en el petróleo+ gas libre).

Definidos lo términos anteriores podemos desarrollar la ecuación de cada aporte de

mecanismo de producción y su aporte de energía para la producción de hidrocarburo.



EXPANSIÓN DEL PETRÓLEO:

= Volumen producido por la expansión del liquido [MMBY].

EXPANSION DEL GAS EN SOLUCIÓN:

= Gas en solución inicial a condiciones Normales [MMMPCN].

=Gas en solución inicial a condiciones de yacimiento [MMBY.]

=Gas en solución a condiciones de yacimiento especificas [MMBY].

=Volumen producido por expansión del gas en solución [MMBY].

EXPANSIÓN DEL PETRÓLEO + GAS EN SOLUCIÓN:

Si reorganizamos llegamos a:

Donde los valores de Bo, Rs Bg, Bt serán valores específicos para cada paso de presión

definido.

EXPANSIÓN DE LA CAPA DE GAS:

Sabemos que el volumen inicial de la capa de gas es:

Si

Despejando Gf de la ecuación queda:



Este sería el volumen de la capa de gas en condición inicial, si multiplicáramos por el Bg

de la presión en la que nos encontramos en cierto nivel de presión obtendríamos el nuevo

volumen de la capa de gas debido a la liberación de gas disuelto en el petróleo.

Si realizamos la diferencia entre el volumen de la capa de gas inicial y el volumen de la

capa de gas para una presión posterior obtendremos el volumen desplazado de petróleo

en el yacimiento.

Sacando factor Común mNBoi

= Volumen producido por expansión del gas en la capa de

gas, cuya unidades son [MMBbl]

Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso.

Compresibilidad del agua:

Volumen total debido a la expansión del agua connata.

Volumen total debido a la reducción del Volumen poroso

El volumen ocupado por el agua es:

(a)

Si expresamos en función del POES resulta:

Al sustituir

(I)



Pero faltaría una parte del volumen que corresponde a la existencia de una capa de gas,

despejando del GOES y sustituyendo en (a)

(II)

Sumando I y II y sacando factor común obtenemos:

(b)

Para el volumen poroso total se procede de una forma similar recordando:

(I)

Para petróleo

Para el gas

Sustituyendo en I y sumando las dos expresiones:

( c )

Si sustituimos (b) en y (c) en

y sumamos obtenemos :



Esta ecuación seria el Volumen total Producido debido a los efectos de expansión del

agua connata y reducción del volumen poroso

INFLUJO DE AGUA:

We significa el influjo de agua acumulado en el yacimiento en [ MMBY] , este influjo es

producido por la intrusión de agua debido a algún tipo de acuífero presente en el

yacimiento.

LA PRODUCCIÓN

Esta sería la parte izquierda de la ecuación

general presentada al comienzo del tema, donde se expresa el volumen de hidrocarburo

que vamos a poder obtener gracias al aporte de cada uno de estos métodos. También la

podemos encontrar como:

Donde Wp Bw representa el volumen de agua producido en MMBN.

Establecido estos términos, se realiza una especie de pronóstico de la producción que se

obtendrá del yacimiento (por el aporte de cada uno de los mecanismos mencionados

anteriormente) para un a presión determinada. Este tipo de análisis se lleva cabo a través

de la ecuación de balance de materiales entre ellos se encuentra el Método Schilthuis .

Es un método poco preciso y sus resultados se toman como aproximados, cercanos a

otro tipo de métodos como Curvas de producción y Simulación numérica de

yacimientos.

La ley de conservación de la materia Achilthuis estable que la presión en el yacimiento

debe ser uniforme, es decir de todas las presiones tomadas en todos los pozos de

nuestro yacimiento realizamos un promedio y se tomara esa presión para realizar los



cálculos, los fluidos se encuentran en equilibrio termodinámico es decir estos fluidos n

experimentan cambios de estado cuando están sometido a condiciones especificas.

En la ecuación estarán los siguientes mecanismos

Expansión del petróleo+ gas solución

Expansión del gas en la Capa de gas

Expansión del agua y reducción del volumen poroso

Influjo de agua

Vaciamiento

Aplicando

Obtenemos:

ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES



Los términos necesarios para esta ecuación varían con respecto a cada paso de presión

en el yacimiento, Dependiendo de las características y condiciones que estén presentes

Términos y de esta ecuación desaparecerán y quedará en forma más sencilla y fáciles de

calcular los volúmenes de hidrocarburo producidos. A continuación se presentan los

casos más comunes de simplificación de la EBM

EMPUJE POR EXPASIÓN DEL PETRÓLEO, P>Pb EBM:

Si nos encontramos en las condiciones de iníciales de nuestro yacimiento y la presión es

mayor a la presión de burbuja el valor de será 0 debido a que por arriba del punto de

burbuja el gas que se encuentra disuelto en el petróleo todavía no se ha comenzado a

liberar.

= 0

La ecuación queda de la siguiente forma:

También para la presión por arriba del punto de burbuja la relación gas petróleo

producido Rp es igual a la relación gas petróleo en solución por eso solo nos que queda

del lado izquierdo , También se anula ya que la relación gas petróleo en

solución inicial y la relación gas petróleo en solución para una presión inferior a la inicial

pero mayor a la presión de burbuja es igual a cero. We =0 ya que decidimos no tomarlo

en cuenta para la explicación de estos casos.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN (SIN CAPA DE GAS), P<Pb EBM:



Como no tenemos capa de gas m=0 pero los valores de y son distinto

de cero ya que tenemos s liberación de gas al encontrarnos por debajo del punto de

burbuja y los valores de Rs cambian para cada paso de presión y también van a cambiar

los valores de Rp para cada paso de presión

EMPUJE POR GAS EN SOLUCION (CON CAPA DE GAS) P<Pb EBM:

AL tener un empuje por capa de gas de no haber intrusión de agua en el yacimiento

este tipo de mecanismo es el de mas aporte es por esto que se considera casi

despreciable como en este caso la producción por la compresibilidad de la roca y la

expansión del agua, sin embargo a de existir seria lo recomendable es trabajarlo ya que a

pesar de ser valores muy pequeños.

MÉTODO DE LA LÍNEA RECTA

El método de Havlena y Odeh y Everginden consistía básicamente en asignar un grupo

de variables a términos en especifico en la ecuación de balance de materiales, al

graficarlos obtuvieron ciertos comportamientos linéales con los cuales podían determinar

valores de m, Np, N.

EBM:

Variables



=

Entonces la ecuación de balance de materiales pasaría a ser algo como:

Sacando Factor común N

Donde las variables desconocidas serian N y We, generalmente We es dato y podemos

graficar

Esta es una ecuación lineal con pendiente igual a N que pasa por el origen.

Al igual que para la ecuación de balance de materiales con el método Havlena Odeh se

presentan varios casos donde las condiciones del yacimiento que estudiamos nos

pueden simplificar nuestras ecuaciones y obtener para cada caso diferentes valores para

graficar.

Entre Los principales métodos de resolución grafica de la ecuación de balance de

materiales tenemos

MÉTODO F VS ET

1.- We = 0 y sin capa de gas inicial m=0 y con la expansión del agua connata y de

compresión de la roca despreciable obtenemos el grafico



Donde la pendiente del grafico es el poes F(vaciamiento) y Eo (expansión del

petróleo y gas en solución).

2.-Si existe inflijo de agua We ≠ 0 y la ecuación de línea recta se puede escribir como

Y el método consiste en graficar F-We vs Eo

3.- Si suponemos que la expansión de la

roca y del agua connata no son despreciables Efw

≠ 0 la ecuación nos queda

Sacando N factor común

Y el método consiste en graficas F- We vs Eo+Efw



4.- En caso de tener valor de m la ecuación nos queda:

Y en el método graficamos F-We vs Et

MÉTODO DE LA CAPA DE GAS

Este método permite calcular simultáneamente los valores de my N graficando (F-

We)/Eo en función de Eg/Eo , se obtiene un a línea recta y la intercepción de con el eje y

es el valor de N y Nm el Gas originalmente in situ. La ecuación nos queda:

Considerando Efw=0

Y el método gráfico



SI tenemos un yacimiento no existe infljo de agua We = 0 y la ecuación resulta

Y el gráfico

En caso que existan todos los mecanismo de empujo debemos grafica (F-We)/(Eo+Efw)

vs (Eg+Efw)/(Eo+Efw)

MÉTODO DEL ACUÍFERO

Este método permite calculan N, imponiendo la restricciones que la pendiente de la línea

recta debe ser igual a 1, si existen valores errores para el termino relacionado con el

influjo de agua We se obtendrá comportamiento alejado de la tendencia línea. Es

incorrecto tratar de calcular el valor de We aplicando este método ya que el valor de We

no es constante.

Y el método gráfico queda:



INDICES DE PRODUCCIÓN

Para cuantificar el aporte de cada mecanismo de producción se realiza la división de la

EBM en ambas parte entre el vaciamiento, y así obtenemos el aporte de empuje.

Para este caso se tomó el influjo de agua despreciable.

De no hacerlo queda expresada de la siguiente forma



Generalmente estos aporte son representados gráficamente para conocer cual de los

mecanismo contribuyó a la producción de hidrocarburo.

Ejemplo

Tenemos un yacimiento que se encuentra inicialmente saturado m=0 y Efw =0

Obtenemos lo siguiente:

Donde el Aporte por capa de gas es despreciable y compresibilidad de la roca y

expansión del fluido también son despreciable. En el gráfico podemos observar que el



aporte de hidrocarburo por parte del influjo de agua es mayor que el de la expansión de

petróleo y del gas.

3) IDENTIFICAR LOS MECANISMOS DE PRODUCCIÓN A PARTIR DEL

COMPORTAMIENTO HISTORICO PRESIÓN (LPC)/ PRODUCCIÓN (NP):Compresibilidad de la roca y los fluidos:

La producción de fluidos de un reservorio, incrementa la diferencia entre la presión

de sobrecarga y la presión del poro, lo que origina 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

sólo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos reservorios que tienen

un significante empuje por compactación son someros y pobremente

consolidados. 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. La presión del grano incrementa normalmente

con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 a 0.56 psi por pie.

Segregación Gravitacional:

En el yacimiento, el gas en solución que se libera del petróleo se mueve

ascendentemente hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo desciende

debido a la diferencia de densidades entre los fluidos. 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. Asimismo, los yacimientos con estemecanismo tienen un gran buzamiento.

De no ser por el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario

más eficiente. La recuperación está en el rango de 40 a 80 % del petróleo original

en sitio.



Las características de producción que indican la ocurrencia de una segregación

gravitacional son: variaciones del GOR con la estructura, aparente mejora del

comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo y aparente tendencia de

una presión constante.

Liberación de Gas en Solución:

El empuje por gas en solución es el principal mecanismo de empuje para

aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo.

Cuando en un yacimiento hay empuje por gas en solución no existe capa de gas o

empuje por agua, ya que la saturación promedia de agua está cerca al valor

irreducible. Asimismo, la presión inicial del yacimiento está sobre o igual a la

presión del punto de burbujeo. La presión declina rápida y continuamente con la

producción. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este sehace 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.

El volumen de petróleo recuperado en yacimientos con este mecanismo se estimaen un 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.

Empuje hidráulico:

En yacimientos con empuje hidráulico no existe capa de gas, por lo tanto la

presión inicial es mayor que la presión del punto de burbujeo. Cuando la presión

se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión en elcontacto agua-petróleo. Debido a esto el agua del acuífero se expande e invade al

reservorio de petróleo originando influjo, lo cual permite mantener la presión alta y

genera un desplazamiento inmiscible del petróleo.

La eficiencia de recuperación para yacimientos con mecanismo de empuje de

agua está en el rango de 10 a 70 % del petróleo original en-sitio.



Algunas características que indican la presencia de un empuje de agua son:

- El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua.

- Permeabilidad suficiente que permitía el movimiento del agua (por lo menos 50 md).

- La producción de agua incrementa con el tiempo.

- Ecuación de balance de materiales.Empuje por capa de gas:

Se considera que en yacimientos con este mecanismo de empuje, la presión inicial

es igual a la presión del punto de burbujeo. La presencia de capa de gas indica

que el petróleo está saturado; es decir, que mantiene la máxima cantidad de gas

en solución. Con la producción, la presión del reservorio se reduce suave y

continuamente y la capa de gas se expande causando un desplazamiento

inmiscible del petróleo.

Se estima que la eficiencia de recuperación en estos yacimientos varía entre 20 a40 % del petróleo original en sitio. Los factores que mejoran la recuperación son:

Baja viscosidad del petróleo, alta gravedad API, alta permeabilidad de la

formación, alto relieve estructural y gran diferencia de densidad entre el petróleo y

el gas.



CONCLUSION

La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas.

En la primera, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto degradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.

Cuando la presión del medio se hace inadecuada, o cuando se están produciendo

cantidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces la

segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso

que el crudo para mantener un gradiente de presión.

En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25%

a 30% del petróleo original en sitio (POES), quedando el resto atrapado en los poros de la

estructura del reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, además de la presenciade fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de que el agua

inyectada fluya a través de canales potenciales de menor resistencia y dejando

cantidades importantes de crudo atrapado en la formación.

Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene

todavía un estimado de 60-80% del POES. Numerosos métodos han sido estudiados para

la recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en

los pozos.

Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos misciblescon el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada,

todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo

condiciones óptimas una solución de surfactantes que puede contener cosurfactantes,

electrolitos, polímeros, entre otros inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar

el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión.

Existen otros métodos pertenecientes a la tercera fase de recuperación conocidos

como métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos, los cuales han sido

ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sidodesechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal

argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso.

Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y

del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para

cada aplicación. Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos

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http://www.monografias.com/trabajos14/problemadelagua/problemadelagua.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/gase/gase.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/todorov/todorov.shtml#INTRO


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http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe

http://www.monografias.com/trabajos13/termodi/termodi.shtml#teo

http://www.monografias.com/trabajos16/fijacion-precios/fijacion-precios.shtml#ANTECED

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de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y

del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas

correspondiente.

Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación

mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías paraaumentar el factor de recobro en los yacimientos. Es por ello que deben mantenerse los

esfuerzos para desarrollar formulaciones que operen en un amplio intervalo de

condiciones de yacimiento y con una relación costo/efectividad adecuada que permitan su

aplicación.



BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA

Smith, C.R., and Tracy, G.W. “Applied Reservoir Engineering”. Oil &

GasConsultants, Inc. Tulsa, Ok. 1987.

Craft, B.C. and M.F., Hawkins. “Applied Reservoir Engineering”. Prentice-Hall

International. New Jersey, 1991.

Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos por Magdalena Paris de

Ferrer.

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