Mecanismos De Empuje
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. El agua del acuifero invade al reservorio originando una intrusiòn o influjo el cual permite que expande y desplaze el petròleo o gas que se encuentra en la parte invadida desde el yacimiento hacia el hoyo mientras la presiòn cae.
*Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:
- 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.
- Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.
*Este mecanismo se clasifica en:
- Empuje De Agua fuerte: Este mecanismo existe solo donde el acuìfero es de calidad igual o mayor que el yacimiento y tiene un volumen al menos 10 veces mayor al del yacimiento o està conectada a una recarga superficial. Este tipo de empuje es mucho màs efectivo en yacimientos de petròleo que de gas.
- Empuje De Agua Parcial: Este tipo de empuje resulta donde un acuìfero tiene una calidad màs baja en terminos de geometrìa de poros o tiene un volumen limitado, y se produce una expansiòn limitada de agua. Cuando disminuye el aporte de agua, la tasa de producciòn de Hidrocarburos cae màs rapido que en un yacimiento con fuerte empuje de agua y se reduce el recobro.
*Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:
- El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua.
- Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 md).
- A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.
- El método de balance de materiales es el mejor indicador.
*Caracterìsticas el cual se puede predecir el tipo de empuje:
- La presiòn del reservorio permanece alta.
- La producciòn de agua aumenta gradualmente a rapidamente en la via del yacimiento.
- El comportamiento del pozo fluye hasta que la producciòn de agua es excesiva.
- El GOR de superficie permanece bajo.
- RGP (relacion gas-petroleo) es relativamente constante.
- Tiene un alto factor de recobro (>=50%).
- Declinaciòn de producciòn y presion plana a gradual.
Expansion Del 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 este tipo de empuje el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución.
En yacimientos con poco o nulo empuje de agua, la expansion del gas frecuentemente proporciona la energìa necesaria para mover los hidrocarburos al pozo a medida que se va reduciendo la presiòn del yacimiento por efecto de la producciòn. El gas libre en un yacimiento de gas o en la capa de gas de un yacimiento de petròleo se expande para reemplazar los hidrocarburos producidos. La presiòn cae en proporcion al volumen de hidrocarburos removidos del yacimiento y la calidad del yacimiento. Estos yacimientos con este tipo de empujes tienen en su mayoria un acuìfero limitado y una eficiencia de recuperación promedio 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:
- Baja viscosidad del petróleo.
- Alta gravedad API del petróleo.
- Alta permeabilidad de la formación.
- Altorelieve estructural.
- Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
- Caida moderada en la presion del yacimiento.
- No hay produccion de agua o es relativamente baja.
- declinacion moderada de produccion.
- RGP aumenta rapidamente en pozos altos estructuralmente.
- factor de recobro moderado (tipicamente 30%).
Gas En Soluciòn
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 por lo tanto la energia para empujar al petròleo al hoyo puede ser proporcionada por la expansiòn del petròleo debido al gas expandiendose en soluciòn. Cuando la presiòn cae debajo del punto de burbuja en el yacimiento, se forman pequeñas y dispersas burbujas de gas en los poros, que tambien empujan al petròleo haia el hoyo. A unos 5-10% de gas libre en el reservorio, las burbujas se unen y el gas se mueve hacia el hoyo como una fase fluyente separada. Cuando esto ocurre, la producciòn de crudo cae y la producciòn de gas aumenta rapidamente debido al aumento de la permeabilidad relativa al gas.
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. 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.
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.
*Caracterìsticas el cual se puede predecir el tipo de empuje:
- Caida rapida en la presion del yacimiento temprano en la historia de producciòn.
- Declinaciòn de producciòn exponencial.
- No hay producciòn de agua,o es relativamente baja.
- RGP aumenta tempranamente y luego disminuye cuando la gas se agota.
- Factor de recobro bajo (<=20%).
- El comportamiento del pozo requiere bombeo desde la etapa inicial.
- el GOR de superficie primero es bajo,luego se eleva hasta un maximo y despues cae.
Empuje De La Roca (Compactacion De La Roca)
Mientras la presiòn de los fluidos del yacimiento declina, la presiòn en los solidos o presiòn 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 via eficiente para expulsar los hidrocarburos. Este empuje por roca es comun en yacimientos someros o con sedimentos no consolidados. Tambien se espera que ocurra donde la porosidad se ha mantenido abierta por altas presiones de fuidos.
*Caracterìsticas el cual se puede predecir el tipo de empuje:
- Yacimiento no consolidado.
- Yacimiento en seccion de sobrepresiòn.
- No declina mientras el yacimiento se compacta,luego alta declinacion de producciòn.
Segregaciòn Gravitacional
El gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo drena hacia abajo a traves de un yacimiento bajo la influencia de la gravedad y la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas ( Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe) dentro del reservorio o un buzamiento pronunciado de los estratos,y es comùn en yacimientos fracturados.
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 %, especialmente si hay altos buzamientos, el petroleo tiene baja viscosidad,y el drenaje de petròleo desde el tope de la columna se reemplaza por el gas liberado.
*Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:
- Variaciones del GOR con la estructura.
- Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo.
- Aparente tendencia al mantenimiento de presión.
*Caracterìsticas el cual se puede predecir el tipo de empuje:
- Capas con alto buzamiento o permeabilidad vertical mayor a la horizontal.
- Yacimiento Fracturado.
- Petròleo de baja viscosidad.
- Rapida declinaciòn de producciòn.
- Alta tasa de recobro pero frecuentemente con bajo volumen recuperado.
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