Referencias bibliográficas

1. Green, D.W. y Willhite, G.P.: Enhanced Oil Recooery, Texlbook Series, SPE, Richardson, TX (1998) 6. 2. National Instítute for Petroleum and Energy Research (NIPER): Enhanced Oil Recouery In- formation, Bartlesville-Oklahoma (Abril 1986). 

3. Satter, A. y Thakur, G.: ¡ntegrated Petroleum Resenxtir Management, PennWell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1994). 

4. Farouq Alí, S.M. y Thomas, S.: The Prornise and Problems of Enhanced Oil Recoveiy Methods, JCPT (Sept. 1996) Vol. 35, N° 7. 

5. Willhite, G.P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson,TX (1986) 3. 

6. Thakur, G. y Satter, A.: Integrated Waterflood Asset Management, Pennwell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1998). 

7. Pinol, A.: Comunicación Personal.

Drenaje 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 la tasa del drenaje del petróleo. El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de producción en varios yacimientos de California. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesados no son candidatos para la inyección de agua. 

La Tabla 1.1 muestra un resumen y algunas características importantes de los mecanismos de producción primaria presentes en los yacimientos de petróleo. Un aspecto común a todos los mecanismos de agotamiento o de recuperación primaria es el hecho de que para que los mismos actúen debe existir una reducción de presión en el yacimiento; por esta razón, cuando en algún momento de la vida de un yacimiento se inicia un proceso de inyección de fluidos que mantiene total o parcialmente la presión promedio del yacimiento, se está reemplazando, total o parcialmente según el grado de mantenimiento de presión, un mecanismo primario por uno de recuperación secundaria o adicional, basado principalmente en el desplazamiento inmiscible del fluido en el yacimiento (petróleo) por el fluido inyectado (agua o gas). La efectividad y rentabilidad de este reemplazo de mecanismo en cualquier etapa de la vida de un yacimiento, determina el momento óptimo en que se debe iniciar un proceso de inyección de fluidos.

Empuje por capa de gas - III

Empuje por capa de gas - II

Los yacimientos con capa de gas muy grande no se consideran como buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza la inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyección de agua y gas, tal como se observa en la Figura 1.7. Se deben tomar precauciones con estos progra- mas combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplaza- do hacia la región de la capa de gas y quede atrapado al final de la invasión5.

Empuje por capa de gas - I

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, como se muestra en la Figura 1.6, debe existir una gran cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se ex- traen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas ayu- dado por el drenaje por gravedad. La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.

Expansión de la roca y de los fluidos

Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápi- damente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbu- jeo. Entonces, el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos. Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del yaci- miento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comporta- miento 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 recuperación de petróleo.

Empuje por gas en solución - II