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

Empuje por gas en solución - I

El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yaci- mientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presión del ya- cimiento disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se ex- pande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores, tal como se observa en la Figura 1.5. La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en so- lución, de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura geológica del yaci- miento. 

Los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10 a 30% del POES, de- bido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo (Figura 1.4). A me- dida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, pro- vocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota en el in- cremento de las relaciones gas-petróleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empu- je por gas en solución son usualmente buenos candidatos para la inyección de agua.

Empuje por agua - II

La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuente con una extensa información geológica sobre él proveniente de perforaciones o de otras fuentes. Una medida de la capacidad del empuje con agua, se obtiene de la presión del yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos, lo cual permite calcular el influjo de agua. Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacimiento, se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de éste para suplementar su energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua. Se concluye que yacimientos con un fuerte acuífero son por su naturaleza invadidos por esta agua. No obstante, la heterogeneidad del yacimiento puede limitar el efecto del empuje natural de agua en algunas porciones del mismo.

Empuje por agua - I

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 de todo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuen- tran en el margen del campo, como se observa en la Figura 1.3. El agua en un acuífero está comprimida, pero a medida que la presión del yaci- miento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero. Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua. Tal como se observa en la Figura 1.4, en algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro ^ntre un 30 y un 50% del petróleo original in situ (POES). La geología del yacimiento, la heterogeneidad, y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro. Yacimientos con un fuerte empuje de agua han sido descubiertos en todo el mundo, por ejemplo Campo East en Texas, los yacimientos de Arbuckle en Kansas, los yacimientos de Tensleep en Wyoming y los yacimientos de ios campos Silvestre y Sinco en Barinas y Lama del lago de Maracai- bo, en Venezuela.

Mecanismos de producción primaria

La recuperación primaría resulta de la utilización de las fuentes de energía natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos pro- ductores. Tales fuentes son: el empuje por agua, el empuje por gas en solución, la ex- pansión de la roca y de los fluidos, el empuje por capa de gas y el drenaje por gravedad.