19 febrero 2008

YACIMIENTOS DE PETROLEO CON EMPUJES SIMULTANEOS: GAS EN SOLUCION, CAPA DE GAS E HIDROSTATICO
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Característica de los Yacimientos con empuje por capa de Gas y empuje Hidrostáticos

Las ecuaciones de balance de materiales se aplica a yacimientos volumétricos y de empuje hidrostático que no tienen capa en el gas inicial, es decir que inicialmente están subsaturados; aunque se debe tomar en cuenta que las ecuaciones se aplican a yacimientos donde se forma una capa artificial de gas debido a segregación gravitacional del petróleo y del gas libre por debajo del punto de burbujeo, o a la inyección de gas en las partes superiores de la estructura del yacimiento. Al existir una capa inicial de gas donde el petróleo esta inicialmente saturado no existe la fuente de energía debido a que existe dilatación del liquido. La energía acumulada en el gas disuelto es adicionada por la existente en la capa de gas, y no es raro que las recuperaciones en yacimientos con capa de gas sean generalmente mayores que en aquellos yacimientos sin capa de gas, considerando las demás condiciones iguales. En empujes por capa de gas, a medida que la producción avanza y la presión del yacimiento disminuye, la expansión de la capa de gas desplaza el petróleo hacia abajo. Fenómeno que se observa por el aumento de las razones gas-petróleo en los pozos localizados sucesivamente más debajo de la estructura. Al mismo tiempo, debido a su dilatación, la capa de gas retarda la disminución de presión y al mismo tiempo la liberación de gas en solución dentro de la zona de petróleo, mejorando en esta forma la recuperación por reducción en las razones gas-petróleo de producción de los pozos. Este mecanismo es mas eficiente en aquellos yacimientos con acentuado relieve estructural, ya que introduce un componente vertical de movimiento del fluido por medio del cual puede ocurrir segregación gravitacional del petróleo y del gas libre en la zona productora.

Las recuperaciones de yacimiento volumétrico con capa de gas varían desde las recuperaciones para yacimientos subsaturados hasta 70 a 80 por ciento del petróleo fiscal inicial en el yacimiento, las mayores recuperaciones corresponden a:


1) Capas grandes de gas.

El tamaño de la capa de gas se expresa generalmente con relación al tamaño de la zona de petróleo por la razón m, o

2) Formaciones uniformes y continuas.

Esto reduce el acumulamiento del gas de la capa de gas que se expande, avanzando el gas con una velocidad mayor que el petróleo, dejando este ultimo en las partes menos permeables.

3) Buenas características para segregación gravitacional que incluyen primeramente:

a) una estructura pronunciada

b) viscosidad baja del petróleo

c) alta permeabilidad

d) bajas velocidades del petróleo.

Empuje hidrostático y control hidráulico son términos empleados para designar el mecanismo que incluye el movimiento de agua hacia un yacimiento a medida que se produce gas y petróleo. La intrusión de agua en un yacimiento puede provenir de agua marginal o agua de fondo; la última indica que debajo del petróleo se halla una zona acuífera de suficiente espesor que permite el movimiento de agua en forma vertical. La fuente de gas más común en un empuje hidrostático es el resultado de la dilatación de la misma y la compresibilidad de la roca en el acuífero; sin embargo, puede resultar como consecuencia de un flujo artesiano. Las características importantes de un proceso de recuperación por empuje hidrostático son:

1) El volumen del yacimiento se reduce constantemente debido a la intrusión de agua. Dicha intrusión es una fuente de energía adicional a la energía de dilatación (expansión) del líquido por encima del punto de burbujeo y a las energías acumuladas en el gas en solución y en el gas libre o capa de gas.

2) La presión de fondo está ligada a la razón de intrusión de agua a la rata de vaciamiento de yacimiento. Cuando la rata de vaciamiento del yacimiento excede en una cantidad mínima la intrusión se presenta solo una pequeña disminución en la presión. Cuando la rata de vaciamiento del yacimiento excede considerablemente la intrusión , se acentúa la disminución en la presión, aproximándose a la de yacimiento con empuje por capa de gas o un empuje por gas en solución, según el caso,

3) Para empujes hidrostáticos marginales, la migración regional se acentúa en dirección de las partes más altas de la estructuradas.


4) A medida que la intrusión de agua continúa en los empujes hidrostáticos marginales y de fondo, aumenta el volumen de agua producida, y eventualmente todos los pozos producirán agua.

5) En condiciones favorables, las recuperaciones de petróleo son altas y varían entre 60 y 80 por ciento del petróleo original en el yacimiento.

Ecuación General del Balance de Materiales para este tipo de Yacimiento


Cuando se perforan pozos en yacimientos de gas y de petróleo, se produce gas, petróleo, y frecuentemente agua, lo que reduce la presión del yacimiento permitiendo que el petróleo y el gas restante se expandan y llenen el espacio vacante formado por los fluidos removidos. Cuando los estratos que contienen gas y petróleo están hidráulicamente conectados con estratos acuíferos, el agua invade el yacimiento a medida que la presión disminuye debido a la producción. Como consecuencia, se disminuye el grado de expansión de petróleo y del gas que permanecen en el yacimiento y retarda la disminución de presión del mismo. Ya que la temperatura de los yacimientos de gas y de petróleo permanece constantes durante el proceso de producción, el grado de expansión del petróleo y del gas remanentes depende únicamente de la presión. Por tanto, tomando muestra de fondo de los fluidos del yacimiento bajo presión, y midiendo sus volúmenes relativos en el laboratorio a temperatura del yacimiento y de varias presiones, es posible pronosticar la forma en que estos fluidos se comportaran en el yacimiento a medida que la presión del yacimiento disminuye.


Las compresibilidades de la formación y del agua innata son bastante reducidas; sin embargo , sus valores respecto a la compresibilidad de los fluidos el yacimiento por encima del punto de burbujeo son significativos y responsables por una fracción considerable de la producción por encima del punto de burbujeo. La tabla presenta un intervalo de valores de compresibilidades de fluidos y de formación, de donde puede concluirse que las compresibilidades del agua y de formaciones generalmente son menos importantes en yacimientos de gas y con capa de gas, y en yacimientos subsaturados por debajo del punto de burbujeo cuando existe una saturación apreciable de gas. Debido a esto y a las complicaciones que introducirían en las ecuaciones existentes más o menos complejas, las compresibilidades del agua y de formación se desprecian, excepto en yacimientos subsaturados que producen por encima del punto del burbujeo. El gas disuelto en el agua de formación por lo general también se desprecian, y en muchos casos el volumen de agua producida no se conoce con suficiente precisión.


Tabla. Limites de variación de compresibilidades:

Formaciones geológicas … … … … … … … … … 3 – 10 X .10-6 1/1pc
Agua … … … … … … … … … … … … … … 2 – 4 X .10-6 1/1pc
Petróleo subsaturado … … … … … … … … 5 - 100 X .10-6 1/1pc
Gas a 1000 1pc … … … … … … … … 900 - 1300 X .10-6 1/1pc
Gas a 5000 1pc … … … … … … … … … 50 – 200 X .10-6 1/1pc



La ecuación general del balance de materiales, consiste simplemente en un balance volumétrico. Se basa en que el volumen del yacimiento (de acuerdo a sus limites iniciales) es constante y por tanto la suma algebraica de los cambios volumétricos de las cantidades de petróleo, gas libre y agua en el yacimiento deben ser igual a cero. Por ejemplo, si los volúmenes de gas y petróleo en el yacimiento disminuyen, el total de estas dos reducciones deben ser contrarrestado por un aumento de igual magnitud en el volumen de agua. Si se supone que existe equilibrio completo en el yacimiento a todo tiempo entre el petróleo y su gas disuelto, puede escribirse una expresión general del balance de materiales que relacione las cantidades de petróleo, gas y agua producidas, la presión promedia de yacimiento, la cantidad de intrusión de agua de acuífero y finalmente el contenido inicial de gas y de petróleo en el yacimiento. Estos cálculos requieren datos del yacimiento, de producción y de laboratorio:

1) Presión inicial del yacimiento y presión promedia del yacimiento a intervalos sucesivos de tiempo después de comenzar la producción.


2) Producción de petróleo en barriles fiscales, medidos a medidos a presión de una atmosfera y temperatura de y60 F, a cualquier periodo o durante un intervalo de producción cualquiera.

3) Producción total de gas en pies cúbicos a condiciones normales. Cuando se inyecta gas en el yacimiento, este total será la diferencia entre el gas total producido y el reinyectado en el yacimiento.

4) Razón del volumen inicial de la capa de gas al volumen inicial del petróleo, representada por el símbolo m. si este valor puede determinarse con razonable precisión, queda entonces solo una incógnita (N) en el balance de materiales para yacimientos volumétricos con capa de gas, y dos (N y W.) para yacimientos con empuje hidrostático. El valor de m se determina a partir de datos de núcleos y de registros, además de datos de terminación de pozos que generalmente ayudan a localizar los contactos gas-petróleo y agua-petróleo. Cabe decir que la razón m muchas veces se conoce con mayor precisión que los valores absolutos de los volúmenes de la capa de gas y de la zona de petróleo. Ejemplo, cuando la roca de yacimiento presenta características esencialmente iguales , tanto en la capa de gas como en la zona de petróleo , m puede tomarse como la razón de los volúmenes netos, sin tener en cuenta la saturación promedia de agua innata o la porosidad promedia. Mas aun, puede tomarse como la razón de los volúmenes totales, sin tener en cuenta los factores que reducen tales volúmenes totales a volúmenes netos de producción.
5) Factores volumétricos del petróleo y del gas y razones gas disuelto-petróleo. Estos datos se obtienen en función de presión a partir de pruebas de laboratorio con muestras de fluidos del fondo del pozo. Las pruebas se realizan por el método de liberación diferencial o por el método de liberación instantánea.
6) Cantidad de agua producida.
7) Cantidad de intrusión de agua en el yacimiento, proveniente del acuífero.Para simplificar, la deducción de la ecuación del balance de materiales, se divide en los cambios de los volúmenes de petróleo, gas y agua que ocurren a partir del comienzo de la producción y cualquier tiempo t.

Cambio en el volumen de petróleo:
Volumen inicial de petróleo en el yacimiento = NBoi P3
Volumen de petróleo al tiempo t y presión p=(N – Np ) Bo P3
Disminución en el volumen de petróleo=N Boi - (N – Np ) Bo P3


Cambio en el volumen de gas libre:

Volumen inicial de gas libre=G Boi = Nm Boi






Cambio en el volumen de agua:
Volumen inicial de agua en el yacimiento= WresP3
Producción cumulativa de agua a t=WpP3 a 60ºF y 1 atm
Volumen de producción cumulativa de agua a condiciones del yacimiento=BwWpP3
Volumen de intrusión de agua al tiempo t a condiciones del yacimiento = V P3

Igualando el total de las disminuciones en el volumen de petróleo y desarrollando los términos, se obtiene




Escribiendo ahora (Bo+(Rsi-Rs)Bg)=Bt donde Bt es el factor volumetrico total, de dos fases o del petróleo activo y despejando N tenemos que:




Fuente: Ingenieria aplicada a yacimientos petroliferos - B.C. Craft y M.F. Hawkins Jr
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