viernes, 9 de octubre de 2009

Clase 2. Mecanismos de Producción

1.- Compresibilidad de las Rocas y los Fluidos: Es una propiedad de la materia a la cual se debe que todos los cuerpos disminuyan de volumen al someterlos a una presión o compresión determinada manteniendo constantes otros parámetros.

* Compresibilidad de la Roca: Es un parámetro necesario para la evaluación de reservorios. Es un valor que cobra mayor relevancia en reservorios marcadamente sub-saturados no sometidos a mantenimiento de presión. La ecuación que la define es la siguiente:

CP= - (1/V). dV/dP

Las compresibilidades típicas de las rocas reservorio se encuentran en el rango de 3 a 30 x 10-6 psi-1

En un yacimiento pueden ocurrir las siguientes compresibilidades:

- Compresibilidad de los granos: cambio fraccional en volumen de la roca sólida con respecto al cambio unitario de presión.
- Compresibilidad del volumen poroso: cambio fraccional en volumen poroso de la roca con respecto al cambio unitario de presión.
- Compresibilidad del volumen bruto de la roca: cambio fraccional en volumen bruto de la roca (volumen del poro + volumen del sólido) con respecto al cambio unitario de presión.

* Compresibilidad de los líquidos: Siempre que se tengan cambios de presión no muy grandes para líquidos ligeramente y más compresibles se puede suponer una compresibilidad promedio constante para el intervalo de presión considerado. La compresibilidad se podría obtener a partir de la siguiente ecuación:

V = V1[1+ C(P1 - P)]

* Compresibilidad de los gases: Como se mencionó anteriormente los gases son mucho más compresibles que los líquidos, y depende directamente del factor de compresibilidad (Z), el cual es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases ideales, esto es PV=ZnRT , a partir de allí y de la ecuación general de la compresibilidad se obtiene que la compresibilidad de los gases se obtiene de la siguiente ecuación:

Cg = (1 / P) – (1 / Z) * (dZ /dP)

2.- Liberación de Gas en solución: Es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de Fluidos. 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. La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible.

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. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos.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. 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.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.


Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo incluyen el método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance de materiales por diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.

3.- Segregación Gravitacional: En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. 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.
Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo.



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 %.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 relativa gas/petróleo.
* Aparente tendencia al mantenimiento de presión.
4.- Empuje por Capa de 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 la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.
La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es 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
* Alto relieve estructural.
* Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
5.- Empuje Hidráuilico:
Es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio. Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente o contacto aguapetróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.
Entre las razones por las cuales ocurre la intrusión se encuentran las siguientes:

* La expansión del agua en el acuífero causa de la diferencia de presión, el agua tiende a expandirse y ocupar el lugar ocupado anteriormente por el petróleo.
* El acuífero es parte de un sistema artesanal, es decir, toda el agua que rodea el yacimiento esta en contacto con el agua proveniente de la superficie.
El agua puede ingresar de distintas formas al yacimiento de petróleo, de acuerdo a sus características los yacimientos por empuje de agua se clasifican en:

* Yacimientos por empuje de fondo: Se caracterizan por que su formación posee una geometría y un arreglo tal que la permeabilidad vertical es suficientemente alta como para que el agua pueda moverse verticalmente.
* Yacimientos por empuje lateral: El agua se moviliza hacia el yacimiento desde los lados.
6.- Inyección de Fluidos:
La inyección de fluidos es un mecanismo de producción no natural, es decir es generado por la mano del hombre, para mejorar la producción de los fluidos del yacimiento.Esta consiste en la inyección continua o alternada de fluidos al yacimiento para mejorar el flujo de los fluidos del yacimiento a superficie, entre estos podemos encontrar:

* Inyección de gas: En este caso se inyecta gas en zonas del yacimiento para mantener la presión y de tal forma que el gas inyectado no sea producido o lo sea en poca cantidad.




* Inyección de vapor: Consiste en inyectar vapor a la arena productora para modificar las propiedades de los fluidos del yacimiento para que estos puedan fluir hacia los pozos productores.

* Inyección de agua: Para este se procede a la inyección de agua a ciertas partes del yacimiento para mantener la presión del yacimiento y mejorar la producción.






Bibliografía:
- Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Profesor Ángel Da Silva, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.
- Clases de Introduccion a la Ingeniería de Petróleo, Profesora Lisbeth Miranda, Universidad Central De Venezuela, Escuela de Ingeniería de Petróleo.
- "El Pozo Ilustrado". Efraín E. Barberii, S.A. Petróleos de Venezuela. Cuarta Edición.
- http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm

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