INTRODUCCIÓN A LOS MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DE UN YACIMIENTO

1. Balance de Materia

Cuando se produce un determinado volumen de petróleo de un yacimiento, el espacio que estuvo ocupado por ese petróleo es llenado por otra cosa. Si no existe un reemplazo eficiente de dicho petróleo, luego de cierto tiempo, la presión del yacimiento comenzará a declinar trayendo como consecuencia una declinación de la capacidad de producción de dicho yacimiento. Así mismo, la declinación de presión puede causar la afluencia de volúmenes adicionales de agua y gas.

La figura de la derecha muestra esquemáticamente como el volumen poroso originalmente ocupado de un yacimiento es reemplazado por otros materiales.


2. Producción por Expansión de Capa de Gas

Si la presión original de un yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo, entonces existe la presencia de una capa de gas original. Al iniciarse la extracción de petróleo del yacimiento, dado que la compresibilidad del gas es menor que la del petróleo, el casquete de gas aumentará su volumen, mientras no sea producido. Por otro lado, a medida que la presión disminuye, el gas disuelto en el petróleo se liberará formando parte de la capa de gas y contribuyendo con su expansión. Si el yacimiento tiene una alta inclinación como resultado de un cierre estructural pronunciado, la expansión de la capa de gas actuará como un pistón empujando el petróleo a salir a través de los pozos productores.

Este mecanismo de producción tiene como principal problema el hecho de que al disminuir excesivamente la presión por efecto de la extracción del petróleo, un volumen considerable del petróleo original (20% - 40%), quedará adherido a los granos de la roca y se perderá su posibilidad de extracción. Por otro lado, al expandirse la capa de gas, dicho frente avanzará hacia los intervalos productores de los pozos, moviéndose preferencialmente con relación al petróleo y causando problemas conocidos como digitación y conificación


3. Producción por Gas Liberado

Cuando un yacimiento alcanza la presión de burbujeo, comienza a separarse el gas inicialmente disuelto en el petróleo, el cual ocupa el volumen poroso que contenía el petróleo producido. Para calcular el volumen de gas liberado que ocupa este espacio se utiliza la siguiente ecuación:

VGL = (N Rsi – (POES – Np) Rs – Gps) Bgs


Donde:
POES = Petróleo original en sitio medido en barriles a condiciones estándar
Np = Petróleo producido acumulado medido en barriles estándar
Rsi = Relación original gas en solución – petróleo, scf / STB
Gps = Gas en solución producido acumulado, medido en scf
Bgs = Factor volumétrico actual para el gas en solución Bcy / scf
Esta ecuación permite calcular el gas inicialmente en solución que ha sido liberado
y que aún se encuentra en el yacimiento.


4. Producción por Expansión de la Formación

En yacimientos con muy alta presión original, en la que es necesario que ocurran caídas de presión de miles de lppc durante el proceso de extracción, para llegar a la presión de burbujeo, el efecto de expansión de la roca y del agua innata puede ser importante. La expansión de la roca y el agua innata se calcula a partir de los factores de compresibilidad de la roca ó formación (cf) y del agua innata (cw) mediante las ecuaciones:

Expansión = (cf + cw Swi) (POES Boi / 1 – Swi) (pi - p)

donde:
cf = compresibilidad de la formación medida en vol/vol/lppc
cw = compresibilidad del agua innata medida en vol/vol/lppc
POES = Petróleo original en sitio medido en barriles estándar
Boi = Factor volumétrico del petróleo a las condiciones originales

Swi = Saturación de agua innata medida en fracción
pi = presión inicial del yacimiento medida en lppc
p = presion actual del yacimiento medida en lppc


Los yacimientos que producen principalmente por este método, por lo general presentan altas tasas de declinación de presión, dejando importantes volúmenes de crudo no producible en el yacimiento (>50%) al caer la presión por debajo de la presión de burbujeo. Por esto, se recomienda iniciar un proceso de mantenimiento de presión mediante inyección de gas y/o agua tan pronto como sea posible inmediatamente después de la etapa de desarrollo.

5. Producción por Empuje Hidráulico

En muchos yacimientos existe la presencia de acuíferos que generan un empujeactivo de agua que actúa como un pistón de abajo hacia arriba, comprimiendo el petróleo y manteniendo ó minimizando la caída de presión. La afluencia neta de agua en un yacimiento se calcula mediante la ecuación:

Wn = We – Wp Bw

Donde:
Wn = afluencia neta de agua, en barriles a condiciones de yacimiento
We = afluencia de agua acumulada, en barriles a condiciones de yacimiento
Wp = agua producida acumulada, en barriles a condiciones estándar
Bw = factor volumétrico del agua a condiciones de yacimiento Bcy/STB

6. Ecuación de Balance de Materiales

El volumen original de petróleo en un yacimiento es igual a la suma de todos los volúmenes especificados en los renglones anteriores, los cuales han sido descritos, por lo tanto, en cualquier etapa de la explotación de un yacimiento, a una determinada presión, podemos calcular dicho volumen de la siguiente manera:

Volumen original de petróleo = Expansión de la capa de gas + Volumen de gas
liberado + Volumen de petróleo + Expansión de
la roca y el agua + Afluencia neta de


INGENIERIA DE YACIMIENTOS: CARLOS J. ALVAREZ S. OPICA Consultores

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