Mecanismos de Producción

Introducción

Es importante destacar que para la producción o extracción de hidrocarburos desde un yacimiento hasta la superficie es necesario que el sistema tenga energía suficiente para que estos sean expulsados desde el espacio en el que yacen hacia el pozo productor.

Los mecanismos que suplen la energía para mantener para mantener los pozos produciendo comercialmente durante el tiempo más largo posibles son: la compresibilidad de la roca y los fluidos, liberación del gas en solución, gravedad y segregación gravitacional, empuje por gas y empuje por agua. Hay dos o más mecanismos naturales de producción que frecuentemente se presentan durante el agotamiento de un depósito; uno de estos mecanismos generalmente predomina, pero el mecanismo predominante puede cambiar gradualmente según el depósito de producción. El tipo del mecanismo de recuperación tiene una influencia importante sobre el porcentaje de hidrocarburos del depósito que serán recuperables.

Comprensibilidad de la Roca y de los Fluidos

La comprensibilidad de cualquier material denota un cambio del volumen original, ocasionado por la variación de la presión y de la temperatura. Al iniciarse la producción del yacimiento y manifestarse la caída de la presión, se expanden la roca y los fluidos. La expansión de la roca provoca una disminución del volumen agregadote poros interconectados; mientras que la expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de los fluidos, la cual causo la caída de presión. Ambos efectos concurrieron en la misma dirección. Este mecanismo de expulsión es muy importante la producción de yacimientos subsaturados sin empuje de agua, siendo en este caso la compresibilidad y bajo estas condiciones la única fuente de energía que hace producir al yacimiento

Liberación de Gas en Solución

En este caso la fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. El empuje por gas disuelto es el que resulta en menores recuperaciones, las presiones de fondo disminuyen rápidamente y la recuperación final suele ser menor al 20%.

Segregación Gravitacional

El gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical.

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 %.. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:

• Variaciones del RGP con la estructura.
• Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo.
• Aparente tendencia al mantenimiento de presión.

Empuje por Capa de Gas

Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del tope de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. (RGP constante)

Empuje Hidráulico

La fuerza más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con empuje hidrostático explotado racionalmente puede llegar al 60%.

Inyección de fluidos

Este mecanismo se basa en estabilizar el pozo mediante el mantenimiento de la presión y desplazar al petróleo mediante la reducción de su viscosidad para romper la resistencia a fluir.

Parámetros PVT

Introducción

Los análisis PVT son necesarios para conocer las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento. El muestreo se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento, estos estudios son netamente necesarios para llevar a cabo actividades de la ingeniería de yacimientos, análisis nodales y diseño de instalaciones para la producción.

En este tema nos basaremos en mencionar y definir algunos parámetros que se obtienen en esta prueba, los cuales mencionaremos a continuación.

Relación gas en solución – petróleo (Rs)

Esta representa los pies cúbicos normales (PCN) de gas en solución o disueltos en un barril normal (BN) de crudo a condiciones de P y T determinadas.

Factor volumétrico de formación de petróleo (Bo)

Representa el volumen en barriles que ocupa un barril normal de petróleo mas su gas disuelto a (14,7 lpca y 60 ºF), en el yacimiento con sus determinadas condiciones de P y T.

Factor volumétrico de formación de gas (Bg)

Representa la relación que existe entre el volumen de gas a condiciones (P y T) del yacimiento y el volumen de esa misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14.7 lpca y 60°F).

Factor volumétrico de formación total (Bt)

Representa el volumen en barriles ocupado por un barril normal de petróleo junto con su volumen de gas disuelto inicial a cualquier condición (P y T).

Relación gas – petróleo de producción (Rp)

Representa los pies cúbicos normales (PCN) de gas que se producen entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.

El análisis PVT se basa en un conjunto de pruebas que se realizan en un laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolífero. Es por ello que mencionaremos a continuación dos tipos de pruebas muy usadas para este análisis.

Prueba de liberación instantánea o flash

Consiste en ir disminuyendo gradualmente la presión al sistema (a temperatura constante) manteniendo su composición total, es decir, el gas que se va liberando posterior a la presión de burbuja (Pb) permanece en contacto intimo con el liquido.

Los resultados que se obtienen de esta prueba son los siguientes:

1) Presión de Burbuja (Pb): Es la presión a la cual aparece la primera burbuja de gas disuelto en el liquido (Petróleo).

2) Volumen Relativo en Función de la Presión, (V/Vb): Donde Vb es el volumen correspondiente a la Pb.

3) Compresibilidad del Petróleo.

4) Función “Y”

Prueba de Liberación Diferencial

Consiste al igual que la prueba anterior en disminuir gradualmente la presión del sistema (a temperatura constante). Pero a diferencia de la prueba anterior, el gas que se va liberando posterior a su respectiva presión de burbuja (Pb) se extrae del sistema, para luego tener únicamente liquido y posteriormente se vuelve a disminuir la presión (hasta una inferior a la nueva presión de burbuja) y se vuelve a repetir el proceso (se extrae el gas del sistema).

Los resultados que se obtienen de esta prueba son los siguientes:

1) Factor de Compresibilidad del gas (Z)
2) Relación Gas Petróleo en solución (Rs)
3) Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)
4) Factor Volumétrico del Gas (Bg)
5) Factor Volumétrico Total (Bt)
6) Densidad del Petróleo
7) Gravedad Específica del Gas
8) Gravedad API del crudo residual (°API)

Diagrama de fases para fluidos en el yacimiento

En el siguiente diagrama puede observarse algunos tipos de yacimientos de acuerdo a sus condiciones de P y T.

Punto Crítico: Es el punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío.

Punto de Burbujeo: Es el punto en el cual aparece la primera burbuja de gas en el liquido.

Punto de Rocío: Es el punto en el cual aparece la primera partícula de liquido en el gas.

Punto de temperatura cricondentérmica: Es la máxima temperatura donde hay un equilibrio entre el vapor y líquido.

Tipos de Yacimientos

Yacimientos de Gas Seco: Presenta una temperatura superior a la temperatura cricondentérmica y se mantiene en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en la superficie.

Yacimientos de Gas Húmedo: Presenta una temperatura superior a la temperatura cricondentérmica pero a diferencia del anterior este de fase seca en el yacimientos pasa a superficie a una fase bifásica (gas mas liquido).

Yacimientos de Gas Condensado: Presenta una temperatura entre la crítica y la cricondentérmica, este a condiciones de yacimiento puede definirse en una fase gaseosa o en el punto de rocío pasando a la superficie a una zona bifásica (gas con liquido disuelto).

Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad: Presenta una temperatura ligeramente inferior a la critica. La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El crudo presenta un alto encogimiento cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la Pb.

Yacimientos de Petróleo Negro (Baja Volatilidad): Presenta bajo encogimiento.