UNIVERSIDAD OLMECA CAMPUS TABASCO
SERGIO EDUARDO PÉREZ COLORADO
PRODUCCIÓN I
“
MECANISMOS DE EMPUJE ”
6TO. SEMESTRE
VILLAHERMOSA, TABASCO TABASCO A 21 DE ENERO DEL 2014 1
INDICE Introducción
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Mecanismos de Empuje
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Empuje Hidráulico
5, 6
Empuje por Gas en Solución
6, 7
Empuje por Expansión de la Roca y los Fluidos
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Empuje por Capa de Gas
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Segregación Gravitacional
9, 10
Análisis de Datos
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Conclusión
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Bibliografía
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INTRODUCCION El 85% de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por métodos de recuperación primaria y secundaria, con un recobro promedio del 35% del aceite
in situ.
Como esta recuperación es todavía baja, para
incrementarla se han desarrollado nuevos métodos y técnicas de recobro mejorado de petróleo, los cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas o líquido dentro del yacimiento.
La geología del yacimiento, la heterogeneidad y la posición estructural son variables que afectan a la eficiencia efi ciencia del recobro.
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La producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural de éste y normalmente se conoce como recuperación
primaria. El proceso de desplazamiento, desplazamiento, debido a un gradiente de presión, presión, el cual obliga al aceite a fluir hacia los pozos productores, pero ese movimiento se verifica solamente si otro fluido llena el espacio desocupado por el aceite y mantiene en dicho espacio la presión requerida para continuar el movimiento, es denominado Mecanismo de Empuje.
Los mecanismos de empuje que que contribuyen a dicho desplazamiento desplazamiento son:
Empuje hidráulico
Empuje por gas en solución.
Empuje por expansión de la roca y los fluidos.
Empuje por capa de gas
Segregación gravitacional
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1.1
EMPUJE HIDRAULICO
Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo del yacimiento o parte de él. El agua en un acuífero esta comprimida, pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, el agua invade y desplaza al aceite progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores.
La energía del yacimiento también aumenta por la comprensibilidad de la roca en el acuífero. Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido por esa agua.
Figura 1.1 Yacimiento con empuje hidráulico
En algunos yacimientos con empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30% y 50% del petróleo original
in
situ.
Las
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recuperaciones bajas corresponden a yacimientos heterogéneos o con aceites viscosos.
El empuje hidráulico puede ser natural ó artificial:
Natural: Debe existir junto a la zona productora productora un gran volumen volumen de agua de formación, sin barreras entre el aceite y el agua, además de una buena permeabilidad.
Artificial. La inyección inyección de agua será será por debajo del contacto agua agua – aceite.
1.2 EMPUJE POR GAS EN SOLUCION El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto.
Cuando la presión del yacimiento disminuye debido a la extracción de fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores, tal y como se observa en la siguiente figura:
Figura 1.2 Yacimiento con empuje por gas en solución
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La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura geológica del yacimiento. Los recobros que se logran son bajos, de un 10 a un 30%, debido a que el gas en el yacimiento es más móvil que el aceite. A medida que la presión declina, el gas fluye a una taza más rápida que la del petróleo provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota en el incremento de la relación gas-aceite (RGA) del campo. Los yacimientos con este tipo de empuje son usualmente buenos candidatos para la inyección de agua.
1.3 EMPUJE POR EXPANSION DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS
Un yacimiento bajosaturado contiene menos gas que el requerido para saturar el aceite a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente bajosaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbuja. Entonces, el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos.
El aceite, agua congénita y la roca se expanden, desalojando hacia los pozos productores los fluidos contenidos en los poros del yacimiento.
Un yacimiento bajosaturado se puede identificar por los datos de presión del yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento PVT.
Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyección de agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y para incrementar la presión del yacimiento. 7
1.4 EMPUJE POR CAPA DE GAS
El yacimiento tiene una capa de gas inicial localizada por encima del aceite, por debajo de una trampa y además, se debe contar con una presión en el yacimiento mayor o igual a la presión de burbuja. Es altamente recomendable que el yacimiento presente buena permeabilidad vertical y que la capa de gas posea gran espesor y extensión.
A medida que ocurre una reducción de presión el gas se expande originando que ocurra una fuerza de pistón o de empuje del gas desplazando al petróleo y haciendo que el crudo se dirija a una zona de menor presión que en nuestro caso será el pozo productor, este proceso se denomina desplazamiento inmiscible del gas sobre el petróleo. Aquí es donde cobra importancia la necesidad de que exista una extensa capa de gas que alargue la vida del yacimiento y el ahorro económico. La permeabilidad vertical está referida principalmente al mecanismo de segregación gravitacional, la ocurrencia de estos dos mecanismos simultáneamente hará que la producción sea mayor y duradera.
Adicionalmente, es muy recomendable que en estos yacimientos el petróleo posea baja viscosidad, una alta gravedad API, una gran diferencia entre las densidades del petróleo y el gas, y un altorrelieve estructural.
El empuje por capa de gas sirve de base para los mecanismos de producción artificial, especialmente la inyección del gas.
Algunos autores mencionan que la recuperación promedio en un yacimiento de este tipo esta entre 20 y 40% del petróleo original in situ.
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Figura 1.3 Yacimiento con empuje por capa de gas.
1. 5 SEGREGACION SEGREGACION GRAVITACIONAL GRAVITACIONAL El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas.
Figura 1.4 Yacimiento con empuje por segregación gravitacional 9
La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por las tasas de drenaje del petróleo. Mientras menores sean los gastos, menores serán los gradientes de presión y mayor la segregación.
ANALISIS DE DATOS
Tabla 1.1 Característica de los mecanismos de empuje.
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CONCLUSION Los yacimientos durante su explotación están sometidos a más de un mecanismo de empuje. Estos métodos de recuperación primaria se agotan por la pérdida de presión del yacimiento.
Un tipo usualmente prevalece, aunque diferentes tipos de empujes pueden ocurrir en combinación. Un análisis de las curvas de declinación de producción proporciona una buena indicación del mecanismo de empuje dominante.
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BIBLIOGRAFIA 1. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Freddy Humberto Escobar Macualo
2. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. Magdalena Paris de Ferrer
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