Produccion Petrolera y Mecanismos de Empuje

 

INDICE ............................. ............................. ............................. ............................. .............................. ............................. ............................. .............................. ................................ ................. 2 INTRODUCCIÓN............... FLUJO NATURAL.............. ............................. .............................. ............................. ............................. .............................. ............................. ............................. ......................................... .......................... 4

2: MECANISMOS DE EMPUJE.............. ............................ ............................. .............................. ............................. ............................. ............................................. .............................. 7 2.1 EMPUJE HIDRAULICO............... ............................. ............................. .............................. ............................. ............................. ..................................................... ...................................... 7 2.2EMPUJE POR GAS EN SOLUCION .............. ............................ ............................. .............................. ............................. .................................................. .................................... 8 2.3 EMPUJE POR EXPANSION DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS ............. ............................ ............................. ................................9 ..................9 2.4 EMPUJE POR CAPA DE GAS.............. ............................ ............................. ............................. .............................. ............................. ............................. ............................ ............. 10 2.5EMPUJE POR GRAVEDAD.............. ........................... ............................. .............................. ............................. ............................. ............................................... ................................ 11 2.6 EMPUJE POR COMPACTACION DE ROCA .............. ............................ ............................. .............................. ............................. .................................11 ...................11 2.7 EMPUJE MIXTO............. ........................... ............................. .............................. ............................. ............................. .............................. ............................. ................................... ..................... 12

CONCLUSIÓN:............... ............................. ............................. .............................. ............................. ............................. ............................. ............................. .........................................14 ..........................14 BIBLIOGRAFIA............... ............................. ............................. ............................. .............................. ............................. ............................. ............................. ...................................... ........................ 15

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INTRODUCCIÓN Los pozos que fluyen por flujo natural, son pozos que tiene la capacidad de desplazar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie con la energía interna que aporta el yacimiento. Esa energía en las acumulaciones de hidrocarburos proviene de la expansión del petróleo y gas en solución, expansión de la capa de gas, expansión del agua connata, reducción del volumen poroso y por último, si es que existe, del influjo de agua proveniente de un acuífero. Es importante entender cada uno de estos mecanismos de  producción en los yacimientos, a fin de aprovechar al máximo esta energía. En yacimientos con presencia de empuje por agua las tasas de producción no presentan mayor  inco in conv nveni enient ente, e, pe pero ro la produ producc cció ión n co con n el tiem tiempo po te tend ndrá rá un corte corte de ag agua ua ma mayo yor, r, la pr pres esió ión n en el yacimiento se mantendrá relativamente constante, por lo general esto ocurre cuando el agua sustituye ese espacio poroso que el petróleo deja libre. En yacimi yacimiento entoss donde donde la expansi expansión ón del gas es quien quien aporta aporta mayor mayor energí energíaa de producc producción ión,,  presentan a largo plazo problemas en las tasas de flujo, ya que la energía procedente del gas en solución o la capa de gas no son constantes sino que disminuye en el tiempo. Existe una gran cantidad de factores que disminuyen la capacidad de producción de un pozo, pero  primordialmente es el potencial quien delimita si el pozo fluye o no naturalmente. Es decir, debe  presentarse un diferencial de presión tal que permita que esos fluidos se movilicen. movilicen. Los pozos consin flujo natural deben tener más una buena caracterización tanto de por su regímenes de flujo y su aporte energético, duda alguna mientras prolongada sea la producción flujo natural mayor  será la rentabilidad rentabilidad del pozo, no es solo cuestión de tener una tasa máxima de petról petróleo, eo, sino de usar la energía de la mejor forma posible, minimizando el daño, sin sobrepasar velocidades críticas de flujo en el espacio poroso, evitando la entrada abrupta del agua, empleando estrangulares de flujo y terminaciones adecuadas en los pozos.

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¿Qué es la Producción del Petróleo? El paso siguiente a la exploración petrolera es conocido como Producción, fase durante la cual se  busca extraer ex traer el hidrocarburo (petróleo y gas) desde un yacimiento hasta el pozo y de allí a la superficie; donde se separan, tratan, almacenan, miden y transportan para su posterior utilización, la producción forma parte de la cadena de actividades que realiza la industria petrolera. La producción, también llamada extracción, pasa por tres pasos esenciales: 1. Comprobar Comprobar la existencia existencia de yacimien yacimientos tos de hidrocarbu hidrocarburos ros en una región región determinada determinada,, mediante mediante la investigación geológica y geofísica, además de la perforación de pozos exploratorios. 2. Determinar Determinar el área área del yacimiento yacimiento o yacimientos yacimientos descubier descubiertos tos por los pozos pozos exploratori exploratorios, os, a través de la perforación de pozos de avanzada, que definirán los límites geográficos del yacimiento, aportando datos valiosos acerca del subsuelo de la región y los fluidos que contienen las rocas. 3. Calcul Calcular ar el valor comer comercia ciall del volumen volumen recupe recuperab rable le de hidrocarb hidrocarburo uros. s. Si el estudio estudio económico económico arroja resultados satisfactorios, se continúa la perforación de pozos de desarrollo y se construyen las instalaciones de superficie.

Métodos de producción. Los métodos de producción más comunes son: 

Flujo Natural

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Levantamiento Artificial por Gas

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Bombeo Mecánico Bombeo de Cavidad Progresiva

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Bombeo Hidráulico

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Bombeo Electrosumergibles

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FLUJO NATURAL Los pozos que fluyen por flujo natural, son pozos que tiene la capacidad de desplazar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie con la energía interna que aporta el yacimiento. Esa energía en las acumulaciones de hidrocarburos proviene de la expansión del petróleo y gas en solución, expansión de la capa de gas, expansión del agua connata, reducción del volumen poroso y por último, si es que existe, del influjo de agua proveniente de un acuífero. Es importante entender cada uno de estos mecanismos de  producción en los yacimientos, a fin de aprovechar al máximo esta energía. Los pozos con flujo natural deben tener una buena caracterización tanto de su regímenes de flujo y su aporte energético, sin duda alguna mientras más prolongada sea la producción por flujo natural mayor  será la rentabilidad rentabilidad del pozo, no es solo cuestión de tener una tasa máxima de petról petróleo, eo, sino de usar la energía de la mejor forma posible, minimizando el daño, sin sobrepasar velocidades críticas de flujo en el espacio poroso, evitando la entrada abrupta del agua, empleando estrangulares de flujo y terminaciones adecuadas en los pozos. El empuje de petróleo petróleo hacia los pozos se efectúa por la presión presión natural que tiene el yacimiento yacimiento.. Al  principio de la vida útil de un Yacimiento, el empuje de los Fluidos desde el Yacimiento hacia la superficie se da de forma natural debido a las diferencias de presión existentes entre ambos puntos (Yacimiento y superficie). Dicha presión natural en el Yacimiento se puede explicar por la presencia de un casquete de gas libre; un volumen de gas disuelto en petróleo; un volumen de agua dinámica subyacentes u empuje gravitacional. Saber con exactitud cuál de estos fenómenos está ocurriendo y cual ayuda con mayor intensidad a la presión del yacimiento es imprescindible ya que esta información ayudara a predecir  el comportamiento en la producción y estimar cuando será necesario acudir a mecanismos de empuje secundario y cual tipo de mecanismos son los más eficaces.

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Casquetes de gas libre.

Una vez, alcanzado el punto de burbuja se desarrolla un casquete de gas libre inducido por la mecánica de flujo, lo que indica una pérdida de energía en el yacimiento. Con el objeto de no generar una capa de gas la permeabilidad vertical debe disminuir, permitiendo que el gas libre fluya en el pozo y la relación Gas-Petróleo se incremente. Sin embargo, si se presentan condiciones de roca y fluidos adecuadas la existencia de una capa de gas puede ser empleada como un mecanismo de recuperación secundario. Cabe mencionar, que el factor de recobro para esta práctica se estima entre 20 y 40% del petróleo original en sitio. 4

 

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Volumen de gas disuelto en el petróleo.

Cuando hacemos referencia al "gas disuelto" en realidad estamos diciendo: El gas que se va a liberar  de una solución homogénea cuando se somete a determinado camino de despresurización y/o cambios térmicos. Inevitablemente este manejo de los términos genera algunas incongruencias tales como que dos soluciones idénticas pueden tener diferente cantidad de gas disuelto sencillamente porque las vamos a someter a dos procesos diferentes. 

Volumen de aguas dinámicas subyacentes.

Volumen de agua que se satura en el reservorio por la intrusión de agua en el reservorio a causa de acuíferos Para detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al procesamiento e interpretación de una extensa serie de información obtenida durante la perforación de los pozos e información recabada durante el comienzo y toda la etapa de producción primaria. Dicha información proviene de los siguientes datos: Características geológicas y petrofísicas de las formaciones petrolíferas. o Buzamiento de las formaciones. o Profundidad y espesor de las formaciones petrolíferas. o Porosidad y permeabilidad de los estratos. o o Saturaciones de los fluidos (gas-petróleo-agua) en los estratos petrolíferos. Relaciones Presión-Volumen-Temperatura. o Historias de producción de los fluidos. o o Profundidades de los contactos gas-petróleo-agua. En los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y energías naturales: 1.

Fuerzas de presión: la presión de un yacimiento es aquella que existe bajo condiciones de equilibrio equilib rio antes antes y despué despuéss de la producc producción ión dada. dada. En general general,, aument aumentaa lineal linealmen mente te con la  profundidad y es el resultado del estado de las rocas bajo el peso de la columna geoestática; su gradiente pone en movimiento a los fluidos en el yacimiento.

2.

Fuerzas Fuerz as de fricció fricción n por viscos viscosidad idad : son aquellas que se oponen al movimiento como resultado de la fricción interna propia en la masa del fluido.

3.

Fuerza de gravedad: La fuerza de gravedad es la fuerza física que ejerce la masa del planeta

sobre los objetos que se hallan dentro de su campo gravitatorio. De esta manera, la gravedad representa el peso de un cuerpo. 4. Fuerz Fuerzaa de energ energía: ía: La fuerza de energía es esencial para el reservorio. De esta manera se presenta usa su misma energía. 5.

Fuerzas Fuerz as capilares: capilar es: Resultan del efecto combinado de tensiones superficiales e interfaciales de líquidos, forma y tamaño de los poros po ros y de las propiedades humectantes de las rocas.

Estas fuerzas son las que actúan en el movimiento de los fluidos hacia los pozos o para retenerlos en el yacimiento. 5

 

La Etapa productiva perteneciente a la extracción de fluidos reúne el conjunto de actividades que se llevan a cabo para extraer de manera eficiente, rentable y segura los fluidos que se encuentran en los yacimientos. Se decide la manera en que se va a poner a producir el pozo. Un pozo produce por flujo natural cuando el yacimiento tiene la suficiente energía como para llevar el fluido desde la roca hasta el cabezal de pozo, esto se da por la magnitud de la caída de presión existente entre el pozo y el yacimiento. Existen diferentes métodos de flujo natural, que se les conoce también como mecanismo de recuperación primarios. Estos pueden producir por flujo natural como son inyección de gas, inyección de agua siendo los mecanismos de producción secundarios. Los terciarios vienen siendo inyección de vapor, polímeros, etc. Cuando un pozo produce por el flujo natural del yacimiento, este mecanismo no se mantiene hasta agotarse las reservas de hidrocarburos en el yacimiento, sino que llega un momento en que la presión del yacimiento ha descendido lo suficiente como para que la caída de presión sea menor, lo cual va a hacer  que el yacimiento suba los fluidos hasta cierta parte del pozo y a partir de allí haya que aplicar un mecanismo para llevarlos hasta el cabezal de pozo y en este caso a la plataforma o al respectivo equipo usado para la producción costa afuera. Aquí se presentan los métodos artificiales de producción, los cuales buscan recuperar el máximo  posible del remanente que ha quedado en el yacimiento luego de que parara la producción por flujo natural, natur al, en ciertos ciertos casos desde el comienzo comienzo de la extracción extracción de fluidos fluidos se aplican aplican métodos métodos artificiales artificiales de  producción. Los más comunes son:

-Bombeo Mecánico (Balancín):  Se usa más que todo en aguas poco profundas y suele verse en el Lago de Maracaibo

BCP (Bomba de cavidad progresiva):   el fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo (rotor) de geometría helicoidal dentro de un alojamiento semiplástico de igual geometría (estator). El resultado es el desplazamiento positivo de los fluidos (hacia el cabezal de pozo) que se desplazaron llenando las cavidades existentes entre el rotor y el estator. Es un método artificial con muchas ventajas debido a que ocupa muy poco espacio en las plataformas y es muy usado en Venezuela específicamente en el Lago de Maracaibo

Bombeo eléctrico sumergible: los fluidos se producen por impulsores instalados en el suelo, giran a gran ve velo loci cidad dad y so son n alim aliment entad ados os de desd sdee la su supe perf rfic icie ie por un ca cabl blee el eléct éctri rico. co. Es Este te si sist stem emaa fu funci ncion onaa  particularmente para bombear altos volúmenes de crudos. En la producción costa afuera es muy útil debido a que puede ser utilizado en aguas poco profundas hasta ultra profundas ya que puede estar  sumergido en el fondo del mar y bombear desde allí y no desde la plataforma, facilitando aún más el trabajo. Este método es parte de la apuesta de Petrobras para su futuro desarrollo en producción costa afuera en aguas ultra profundas.

Gas-lift controlado por satélite:  este mecanismo de levantamiento artificial pudo ser adaptado a la  producción en aguas profundas gracias al avance tecnológico que está aplicando el hombre para la  producción de hidrocarburos costa afuera y específicamente para aguas ultra profundas que es el mayor  6

 

reto del negocio. Este método también es una apuesta para el desarrollo de la producción costa afuera en Brasil según el Gerente de Desarrollo de Negocios mencionado anteriormente. La necesidad de producción de hidrocarburos es tan grande que el hombre se ve en la necesidad de ir  desarr des arroll olland ando o nuevas nuevas tecnol tecnologí ogías as que le permit permitan an extrae extraerr hidroc hidrocarb arburo uross de sit sitios ios muy parti particul culare ares, s, especialmente en costa afuera donde la profundidad del agua puede ser mayor a los 10.000 pies (3048 metros).

2: MECANISMOS DE EMPUJE  . Los mecanismos de empuje que contribuyen a dicho desplazamiento son: Empuje hidráulico Empuje por gas en solución. Empuje por expansión de los fluidos. Empuje por capa de gas Empuje por gravedad Empuje por compactación de rocas Empuje mixto   

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2.1 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, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite del yacimiento-acuífero. La energía de yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca del acuífero. El agua invade y desplaza al aceite progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores productores.. La energía del yacimiento yacimiento también aumenta por la comprensibili comprensibilidad dad de la roca en el acuífero. Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido por esa agua.

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En algunos yacimientos yacimientos con empuje hidráulico hidráulico se pueden obtener eficiencias eficiencias de recobro recobro entre un 30% y 50% de dell pe petr tról óleo eo orig origin inal al in si situ tu.L .Las as re recup cuper erac acio iones nes bajas bajas co corr rres espo pond nden en a yacim yacimie ient ntos os heterogéneos o con aceites viscosos.  El empuje hidráulico puede ser natural o artificial: 

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 Natural: Debe existir junto a la zona productora un gran volumen de agua de formación, sin  barreras entre el aceite y el agua, además de una buena permeabilidad. Artificial: La inyección de agua será por debajo del contacto agua aceite.

Las características más importantes que identifica al mecanismo de empuje hidráulico son: 

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La declinación de la presión del yacimiento es relativamente suave pudiendo, para el caso de acuíferos de gran volumen, permanecer nula. La relación gas-petróleo es relativamente baja y cercana al valor de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión inicial del yacimiento. La producción producción de agua aparece relativame relativamente nte temprano. Principalment Principalmentee en los pozos cercanos al contacto agua-petróleo. El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre un 30% y 80%.

2.2EMPUJE 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:

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. 8

 

Las características más importantes que identifican de empuje por gas en solución son: La presión del yacimiento declina de forma continua La relación gas –petróleo es al principio principio menor que la razón gas disuelto-p disuelto-petról etróleo eo a la presión de  burbujeo, luego, se incrementa hasta un máximo para después declinar. El factor de recobro característico de yacimiento bajo b ajo este mecanismo esta entre 10% y 30%  

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2.3 EMPUJE POR EXPANSION DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS. Un yacimiento bajo saturado contiene menos gas que el requerido para saturar el aceite a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente bajo saturado, 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. fluidos. El aceite, agua congénita congénita y la roca se expanden, desalojando desalojando hacia los pozos productores productores los fluidos contenidos en los poros del yacimiento. Un yacimiento bajo saturado 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.

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2.4 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 empuj empujee por ca capa pa de ga gass si sirv rvee de ba base se pa para ra lo loss meca mecani nism smos os de pr prod oducc ucció ión n ar arti tifi fici cial al,, especialment especi almentee la inyección inyección del gas. Algunos Algunos autores mencionan mencionan que la recuperación recuperación promedio en un yacimiento de este tipo esta entre 20 y 40% del petróleo original in situ.

Las características más importantes que identificar al mecanismo de empuje por capa de gas son: La presión del yacimiento disminuye lentamente y en forma continua. La relación gas-petróleo depende de la ubicación de los pozos en el yacimiento. 

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-En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura, este parámetro ira aumentando en forma continua. -En los pozos ubicados en la parte baja, la relación gas-petróleo estará a nivel de la razón gas disuelto petróleo correspondiente a la presión actual del yacimiento.

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2.5EMPUJE POR GRAVEDAD. 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.

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. Como la presión y la gravedad expulsan naturalmente el petróleo hacia los pozos, la capa de gas empuja el petróleo hacia la parte baja, estabilizando el límite entre lo que drena por gravedad y el contacto gas-petróleo. Las características de producción que indican la ocurrencia de drenaje gravitacional o segregación son los siguientes:    

Variaciones de la relación gas-petróleo con la estructura Aparentemente mejora el comportamiento de la permeabilidad pe rmeabilidad relativas gas-petróleo Aparente tendencia al mantenimiento de la presión Las eficiencias de recuperación está en el rango de 40% a 80% del POES.

2.6 EMPUJE POR COMPACTACION DE ROCA La roca tanto como los fluidos, forma parte del sistema productor, debe distinguirse entre la compresibilidad bruta de la roca y la compresibilidad del medio poroso interconectado, siendo la ultima la más importante debido a que en la producción de hidrocarburos la reducción del volumen ocurre a nivel del sistema poroso que es en donde ocurren los cambios de presión. La compresibilidad de la roca causa cambios en el volumen poroso interconectado que se refleja en forma total, es decir. Si se tiene cambio en la presión y se separa conceptualmente el cambio en la roca del cambio en los fluidos se tiene la reducción en el espacio poroso. La reducción en el espacio  poroso se debe a la compactación de la roca a media que la presión interna en los poros se reducen  por efecto de la extracción de fluidos y al efecto del peso de las rocas suprayacentes sobre el 11

 

yacimiento las cuales tiende a cerrar los poros y por ende existe menos espacios disponible para almacenar la misma cantidad de fluido. Esto genera que parte del fluido en los poros sea desalojado y desplazado hacia el área de drenaje en los pozos productores del yacimiento. Una reducción en el volumen poroso posiblemente cause subsidencia en la superficie.

La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo su la compresibilidad de la formación es alta. Muchos yacimientos que tiene un significante empuje por  compact com pactaci ación ón son somero someross y pobreme pobremente nte consol consolida idados dos.. Aun Aunque que el empuje empuje por compact compactaci ación ón incrementara la recuperación de petróleo, la compactación de la formación puede causar problemas tales como colapso al casing y reducir la productividad de los pozos debido a la reducción de la  permeabilidad. En la mayoría mayoría de las cuencas sedimentarias sedimentarias,, el gradiente de sobrecarga sobrecarga es aproximadame aproximadamente nte de 1 Lpc por pies de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de las rocas y el resto es soportado por los fluidos dentro del espacio poroso. p oroso. La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de las rocas es denominada presión de la matriz mat riz o del grano. grano. En region regiones es con presio presiones nes normales normales,, el gradie gradiente nte de presió presión n del fluido fluido es encuentra entre 0.433m Lpc a 0.465 Lpc por pies de profundidad. Por lo tanto la presión del grano incrementara normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 Lpc a 0.56 Lpc  por pies.

2.7 EMPUJE MIXTO En la mayoría de los yacimientos se presenta más de un tipo de empaje durante su vida productiva,  bien sea en su forma alternada o simultánea. En ambos casos, se dice que el yacimiento produce por  empuje combinados. Es conveniente hacer notar que todos los tipos de empuje esta presentes las fuerzas de gravedad y capilaridad alternado positiva o negativa la acción de tales empujes. En casos de yacimientos de gran espesor y/o de buzamiento pronunciado, el efecto de la gravedad puede hacer que el gas que sale de la solución soluc ión con el petróleo fluya hacia la parte más allá de la estruct estructura, ura, en contracorri contracorriente ente con el petróleo, originando así una capa de gas secundaria o engrandeciendo la original. Esto dará un empuje adicional no existente en la capa de gas secundario o aumentara la efectividad de la capa de gas original. 12

 

Por otro lado, un fuerte empuje con agua abrumara completamente un empuje por gas en solución al mantener la presión por encima del punto de burbuja.

De acuerdo con el comportamiento comportamiento de estos mecanismos mecanismos se puede resumir resumir que el empuje por gas en solución se caracteriza por una rápida declinación de la presión y una eficiencia de recuperación baja. En el caso de empuje por capas de gas, la presión se mantiene más alto que en el caso  del empuje por gas en solución y por tanto la eficiencia de recuperación se mejora. El grado de mejoramiento depende del tamaño de la zona de petróleo y el procedimiento de producción utilizado. El empuje hidráulico es el más eficiente en mantener la presión del yacimiento y normalmente de la mayor eficiencia de recuperación en yacimiento de petróleo. Sin embargo, un yacimiento con empuje por capas de gas, producido de tal forma que se obtenga la mayor contribución de la fuerza gravitacional, puede dar una mayor recuperación que un empuje hidráulico.

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CONCLUSIÓN: Con el tema desarrollado podemos concluir que el pozo petrolífero tiene en principios fuerzas de  presión desde que se hace el estudio para su explotación dando así una buena producción. Desde elen estudio un pozo petrolero necesita tiene ya de fluidos naturalesque quenos ayudan a laenextracción del pozo como también motivos excepcionales mecanismos ayuden la extracción del petróleo. 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 declinación de producción producción proporciona proporciona una buena indicación indicación del mecanismo mecanismo de empuje empuje dominante.

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BIBLIOGRAFIA.  

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http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm#solución http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm#solución.. http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/03/mecanismos-de-empuje-naturalen.html.. en.html http://www.petroleoamerica.com/2014/02/flujo-natural-produccion-de-petroleo.html. Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. petrolíferos. Magdalena Paris de Ferrer. Ferrer. Apuntes de reservorios 1. Ing. Lucio Daniel Peramas Eyzaguirre.

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