Mecanismos de empuje en yacimientos de hidrocarburos
Yacimientos con empuje por gas en solución
Éste es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente la tercera parte de los yacimientos de hidrocarburos del mundo, ya que predomina sobre el mecanismo de empuje por capa de gas o empuje por agua.
En empuje por gas en solución la saturación de agua en el yacimiento se encuentra cercana al valor irreducible. Además la presión inicial es igual a la presión del punto de burbuja. En caso que sea mayor, la presión declinará rápidamente al valor de burbuja como consecuencia de la producción. Durante esta etapa todo el gas permanece en solución. Una vez que se ha conseguido la presión de burbuja en el yacimiento, la posterior producción de los fluidos causa que la presión continúe descendiendo, lo que produce la liberación del gas disuelto en el yacimiento. Este gas libre alcanza la fase continua cuando la saturación de gas excede a la saturación crítica, permitiendo su movilidad.
Este gas liberado podría formar una capa de gas, lo que correspondería a otro mecanismo de empuje. Para que no se forme una capa de gas la permeabilidad vertical debe ser muy pequeña, a fin de que el gas fluya preferencialmente hacia el pozo. De este modo se observará en los pozos un incremento de la relación gas-petróleo. En este caso el mecanismo principal se debe al empuje de gas en solución y a la expansión del petróleo, se entiende que se pueden despreciar los efectos de la expansión del agua y d la roca por ser muy pequeños comparados con la energía contenida asociada al gas libre altamente expansible.
Para estimar la eficiencia de la recuperación en yacimientos con presiones iguales a la presión del punto de burbuja que declinan hasta la presión de abandono, Arps desarrolló una ecuación, válida únicamente para yacimientos en los cuales el empuje por gas en solución es el único mecanismo de recuperación (o puede considerarse de esa manera):
Donde
%RE : eficiencia de recuperación (en porcentaje)
Φ : porosidad (en fracción)
Sw : saturación de agua connata (en fracción)
Bob : FVF de petróleo en el punto de burbuja ( BY/BN)
K : permeabilidad promedio de la formación (Darcys)
μ : viscosidad de petróleo en el punto de burbuja (cp)
Pb : presión del punto de burbuja (psig)
Pa : presión de abandono (psig)
Si la presión inicial del yacimiento es mayor a la presión del punto de burbuja se debe adicionar la cantidad de petróleo producido por expansión del líquido desde la presión inicial hasta Pb. La eficiencia de esta recuperación se encuentra por lo general por debajo del 3%. La compresibilidad del petróleo es muy baja, por el orden de las diezmilésimas o inferior, por lo tanto ofrece una expansión volumétrica pequeña, que causará una rápida declinación de la presión hasta el punto de burbuja. De ese punto en adelante actúa el mecanismo de empuje por gas en solución, con una eficiencia de recobro dentro del rango de 5 a 30%.
Los factores que pueden favorecer una alta recuperación de los hidrocarburos originales en sitio con este mecanismo de empuje son una alta gravedad API del crudo, baja viscosidad, una alta relación gas disuelto-petróleo y que exista homogeneidad en la formación.
Yacimientos con empuje por capa de gas
En este tipo de yacimientos se considera una presión inicial igual a la presión del punto de burbuja. Con la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del yacimiento se reduce como una consecuencia de la producción, la capa de gas, actuando como un pistón, se expande causando el desplazamiento inmiscible del petróleo.
La eficiencia de recuperación promedio para un yacimiento en el cual la capa de gas es el mecanismo de empuje es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.
Los factores que pueden favorecer a aumentar el recobro de petróleo en un yacimiento con una capa de gas son una baja viscosidad y alta gravedad API del petróleo, alta permeabilidad de la formación, y diferencia considerable de densidades entre el petróleo y gas.
Yacimiento con empuje por segregación gravitacional
En un yacimiento con empuje por segregación, a medida que el gas es liberado del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento, mientras que el petróleo se desplaza 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.
Algunos de estos yacimientos no tienen capa de gas inicial, pero la recuperación será mayor si ésta 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. 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 %.
Yacimiento con empuje por agua
En este tipo de yacimiento la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja, por lo tanto, no existe capa de gas. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medios porosos, el acuífero reacciona haciendo que el agua invada a la zona de petróleo originando intrusión o influjo, lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a:
- Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.
- El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie.
La eficiencia de recuperación para estos yacimientos está en el rango de 10 a 75%. Arps desarrolló también una ecuación para determinarla a través de estudios estadísticos:
Donde:
%RE : eficiencia de recuperación (en porcentaje)
Φ : porosidad (en fracción)
Sw : saturación de agua connata (en fracción)
Boi : FVF de petróleo inicial ( BY/BN)
K : permeabilidad promedio de la formación (Darcys)
μo : viscosidad del petróleo a las condiciones iniciales (cp)
μw : viscosidad del agua a las condiciones iniciales (cp)
Pi : presión inicial (psig)
Pa : presión de abandono (psig)
En estos yacimientos la presión permanece elevada, pero depende del tamaño del acuífero. Generalmente el acuífero es mucho más grande que la zona con petróleo, si se llega a estimar un acuífero de radio 10 veces mayor que el radio de la zona de petróleo se espera un completo soporte de presión, de otro modo se estima un soporte parcial. Por razones económicas se aplica bombeo electro sumergible desde el inicio en la mayoría de los pozos. La producción de agua inicia muy temprano e incremente apreciablemente, y se continua la explotación hasta que ésta sea excesiva respecto de la del hidrocarburo.
Yacimientos con empuje por compactación
La producción de los fluidos de un yacimiento conduce a un incremento de la diferencia existente entra las presiones de sobrecarga y de poro presentes, lo cual produce una disminución del volumen poroso y posiblemente el efecto de subsidencia de la superficie.
Este mecanismo de empuje por compactación solo tendrá un efecto considerable en la producción si la compresibilidad de la formación es elevada, por lo tanto se presenta en yacimientos someros y poco consolidados que precisamente muestran dichas características.
Sin embargo, esta compactación no es beneficiosa del todo, a pesar que puede contribuir con la producción de los fluidos, también puede causar problemas tales como la disminución de la permeabilidad en la formación o colapsar el revestimiento.