Tipos de Empuje

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE TECNOLOGÍA ING. GAS Y PETRÓLEO SIMULACIÓN I

DOCENTE: ING. GABRIEL PEREZ ESTUDIANTE:  UNIV. RUDDY DAVID ACARAPI CALLISAYA

LA PAZ- BOLIVIA

ENERGIAS EN LA PRODUCCION DEL YACIMIENTO. Cada yacimiento tiene la energía que servirá para expulsar el petróleo de la formación al pozo, a esta energía se conoce con el nombre de “empuje”. La energía podrá ser según el caso: 

Producción por Empuje de gas de solución



Producción por Empuje de gas en el casquete



Producción por Empuje de agua



Producción por drenaje gravitacional



Producción por Empuje tipo combinación

PRODUCCIÓN POR EMPUJE DE GAS DE SOLUCIÓN. Este mecanismo de empuje utiliza el gas que se encuentra en solución en el petróleo del yacimiento. El gas en solución tiene la particularidad de disminuir la viscosidad del petróleo haciéndolo mas móvil. Conforme el yacimiento es producido la presión cae hasta alcanzar la presión de saturación. En ese momento, escapan de solución la primeras burbujas de gas para formar eventualmente un casquete de gas secundario. El casquete de gas secundario no es importante en la producción ya que tiende a ocupar espacios evacuados por el petróleo producido. Para reservorios líquidos la relación gas-petróleo puede subir hasta 350 o sea unos 2.000 pies cúbicos por barril y en oportunidades hasta 850 o sea unos 5.000 pies cúbicos por barril. Para yacimientos de condensado la relación gas-petróleo puede subir hasta 2.000 o sea 12.000 pies cúbicos por barril. El mecanismo de producción por empuje de gas en solución, es considerado el menos eficiente y se le adjudica un factor de recuperación del petróleo in situ de entre 5-30 %.

PRODUCCIÓN POR EMPUJE DE GAS EN EL CASQUETE. El casquete de gas es original en el reservorio, existe naturalmente y debe su existencia al exceso de gas sobre el volumen requerido para saturar el petróleo del yacimiento, a condiciones de temperatura y presión del mismo. Este gas ejerce presión hacia abajo, proveyendo así el mecanismo de empuje necesario. La producción típica para este tipo de yacimientos se caracteriza por tener una curva de producción bastante estable en su declinación. Se caracteriza también por que puede mantener una producción estable por muchos años, especialmente si tienen permeabilidad y porosidad altas, de tal manera que se logran recuperaciones de entre 20 y 40 % del petróleo in situ. Otras características de este tipo de mecanismo de empuje son: la relación gas-petróleo se mantiene baja hasta que declina notablemente la extracción de petróleo. Al final de la vida del campo, la producción será prácticamente gas. Otra característica, es que la interface petróleo-agua se mantiene estática a través de la explotación económica del campo.

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:

(a) Baja viscosidad del petróleo. (b) Alta gravedad API del petróleo (c) Alta permeabilidad de la formación (d) Alto relieve estructural. (e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas. La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación numérica o por cálculos de balance de materiales

.

PRODUCCIÓN POR EMPUJE DE AGUA Casi todos los reservorios de petróleo tienen presente agua de formación en alguna forma, ya sea como agua de fondo (infra yaciendo el petróleo) o agua adyacente al reservorio. La excepción a esta regla son algunos reservorios lenticulares. Si tiene agua ingresando al reservorio desde un área de recarga, su movimiento mantendrá la presión en el reservorio siempre que el volumen de invasión de dicha agua, sea similar al volumen del petróleo producido. La eficiencia de este modo de empuje es la más significativa de todas, puesto que yacimientos de esta clase producen entre 37 y un 70 % del petróleo in situ. La producción de petróleo recuperable alcanza a un 50 % antes que la producción empiece a declinar. Para entonces una parte del yacimiento habrá sido invadido por agua. La rapidez de producción de estos pozos debe ser calibrada de tal manera que empiecen a producir agua lo mas tarde posible en la vida del yacimiento.

Empuje por agua

El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción de petróleo. Su presencia y actuación 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 agua-petróleo 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. También, se ha desarrollado una ecuación que permite estimar la eficiencia de recuperación para yacimientos que se encuentran con una presión igual a la presión de burbuja y declinan hasta la presión de abandono. Dicha ecuación es solo aplicable en yacimientos donde el empuje por gas en solución es el único mecanismo de recuperación. Si la presión inicial en el yacimiento es mayor a la presión de burbuja, entonces se debe adicionar a la recuperación obtenida por la ecuación mencionada, la cantidad de petróleo producido por expansión liquida desde la presión inicial hasta la presión del punto de burbuja.

Donde, %RE= eficiencia de recuperación Φ= porosidad Sw= saturación de agua connata Bob= factor volumétrico de formación del petróleo al punto de burbuja, bbl/STB K= permeabilidad promedio de la formación, Darcys μ = viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp Pb= presión al punto de burbuja, psig Pa= presión de abandono, psig

Por lo general, la eficiencia de recuperación por encima del punto de burbuja, donde la expansión del fluido liquido en el yacimiento ocurre cuando se reduce la presión, esta entre el 1 y 3 por ciento.

PRODUCCIÓN POR DRENAJE GRAVITACIONAL. En la mayoría de los yacimientos este mecanismo de empuje no tiene mayor significado en la recuperación del petróleo, sino hasta que la presión del reservorio esta en franca declinación.

Los yacimientos que producen de la manera precitada se caracterizan por tener relaciones gas-petróleo bastante bajas, aun para pozos estructuralmente bajos.  Además dicha relación relación se incrementa incrementa en pozos estructuralmente estructuralmente altos. Puede también formarse un casquete de gas secundario en reservorios no saturados, la producción se caracteriza por estar casi libre de agua. La presión del yacimiento declina de forma variable. Finalmente, la eficiencia de recuperación del petróleo in situ puede ser de entre 25-30 %

Producción por empuje tipo combinación. En realidad la mayoría de los campos petrolíferos producen mediante más de un mecanismo de empuje, pero esto ocurre más frecuentemente en los dos siguientes casos: mecanismo de gas en solución con mecanismo débil de empuje de agua y mecanismo de gas en solución con con un pequeño casquete de gas y empuje débil de agua. Las características principales que ilustran mecanismos de producción por combinación son:

a) Presión de declinación relativamente rápida b) Pozos estructuralmente bajos tendrán un incremento lento de producción de agua c) Pozos estructuralmente bajos incrementaran su relación gas-petróleo con la producción.