ANÁLISIS DE YACIMIENTOS (Parte III)
CARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS CON EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN
El gas está disuelto en el petróleo en casi todos los yacimientos y proporciona, en parte, la energía que requiere la producción. A medida que la presión desciende por debajo del punto de burbujeo, el gas en solución liberado ayuda a empujar el petróleo hacia los pozos productores. Si el yacimiento inicialmente no tiene un casquete de gas o un acuífero, el gas disuelto debe proveer esencialmente toda la energía para la producción de petróleo. En otros casos, el casquete de gas o el acuífero puede suministrar la mayor parte de la energía y el gas en solución contribuye en pequeña escala.
Sin embargo, en yacimientos de grueso espesor y con buena permeabilidad vertical, o en yacimientos con cierto buzamiento, la gravedad puede tener influencias en su funcionamiento. En estas circunstancias el gas liberado puede desplazarse hacia arriba para formar un casquete de gas secundario. Con esto no solamente la energía del gas en solución permanece en el yacimiento, sino que el empuje por casquete de gas es mucho más eficiente para la producción de petróleo. Por esa razón, si las condiciones son tales que favorecen el proceso, la producción del yacimiento debe realizarse con la lentitud que requiere la formación del casquete secundario de gas.
El mecanismo clásico de extracción por empuje de gas en solución es muy ineficiente y no debe permitirse que se desarrolle a ningún grado significativo. La razón por la cual estudiamos el mecanismo es para que pueda ser reconocido bien temprano en la vida del yacimiento, de manera que puedan formularse planes para mantener la presión del mismo. Si se permite que la presión continúe declinando, se le hará daño irreparable al yacimiento.
La extracción por el empuje de agua, es mucho más alta si la inundación se empieza mientras la presión del yacimiento está todavía no muy por debajo del punto de burbujeo. La declinación de la presión causa que el petróleo en el yacimiento merme, lo que significa que no pueden producirse más barriles de petróleo y que sean atrapados para una saturación residual del mismo. Además, a medida que la presión del yacimiento decae por debajo del punto de burbujeo, la viscosidad del petróleo aumenta y se favorece una menor eficiencia del desplazamiento por empuje de agua.
Los campos petroleros que producen por empuje de gas en solución, tienen por característica un aumento rápido de la relación gas-petróleo y una rápida declinación de las tasas de producción. Generalmente, se produce poca o ninguna agua. Las características con base en la producción de petróleo acumulada, se muestran en la Figura 1.2. La relación gas-petróleo (RGP) es constante hasta que la presión llega al punto de burbujeo, luego declina ligeramente hasta que la saturación llegue a sus puntos de equilibrio. Esta declinación de RGP generalmente no se observa en la totalidad de los datos de producción debido a que los pozos se encuentran en variadas etapas de agotamiento.
Después de lograrse el equilibrio de la saturación de gas, se produce gas libre y la RGP se incrementa rápidamente hasta que el campo se aproxima al agotamiento de la presión. Este crecimiento resulta del continuado aumento de la saturación de gas, del incremento en la permeabilidad relativa al gas y de la decreciente permeabilidad relativa al petróleo. Finalmente, cuando la presión del yacimiento llega a muy bajos valores, la RGP disminuye. Aunque en el flujo del yacimiento la RGP continúa aumentando a bajas presiones, Bg crece tanto que la RGP en la superficie disminuye.
Fuente: http://www.upb.edu/ipgn/texto.doc
El gas está disuelto en el petróleo en casi todos los yacimientos y proporciona, en parte, la energía que requiere la producción. A medida que la presión desciende por debajo del punto de burbujeo, el gas en solución liberado ayuda a empujar el petróleo hacia los pozos productores. Si el yacimiento inicialmente no tiene un casquete de gas o un acuífero, el gas disuelto debe proveer esencialmente toda la energía para la producción de petróleo. En otros casos, el casquete de gas o el acuífero puede suministrar la mayor parte de la energía y el gas en solución contribuye en pequeña escala.
Sin embargo, en yacimientos de grueso espesor y con buena permeabilidad vertical, o en yacimientos con cierto buzamiento, la gravedad puede tener influencias en su funcionamiento. En estas circunstancias el gas liberado puede desplazarse hacia arriba para formar un casquete de gas secundario. Con esto no solamente la energía del gas en solución permanece en el yacimiento, sino que el empuje por casquete de gas es mucho más eficiente para la producción de petróleo. Por esa razón, si las condiciones son tales que favorecen el proceso, la producción del yacimiento debe realizarse con la lentitud que requiere la formación del casquete secundario de gas.
El mecanismo clásico de extracción por empuje de gas en solución es muy ineficiente y no debe permitirse que se desarrolle a ningún grado significativo. La razón por la cual estudiamos el mecanismo es para que pueda ser reconocido bien temprano en la vida del yacimiento, de manera que puedan formularse planes para mantener la presión del mismo. Si se permite que la presión continúe declinando, se le hará daño irreparable al yacimiento.
La extracción por el empuje de agua, es mucho más alta si la inundación se empieza mientras la presión del yacimiento está todavía no muy por debajo del punto de burbujeo. La declinación de la presión causa que el petróleo en el yacimiento merme, lo que significa que no pueden producirse más barriles de petróleo y que sean atrapados para una saturación residual del mismo. Además, a medida que la presión del yacimiento decae por debajo del punto de burbujeo, la viscosidad del petróleo aumenta y se favorece una menor eficiencia del desplazamiento por empuje de agua.
Los campos petroleros que producen por empuje de gas en solución, tienen por característica un aumento rápido de la relación gas-petróleo y una rápida declinación de las tasas de producción. Generalmente, se produce poca o ninguna agua. Las características con base en la producción de petróleo acumulada, se muestran en la Figura 1.2. La relación gas-petróleo (RGP) es constante hasta que la presión llega al punto de burbujeo, luego declina ligeramente hasta que la saturación llegue a sus puntos de equilibrio. Esta declinación de RGP generalmente no se observa en la totalidad de los datos de producción debido a que los pozos se encuentran en variadas etapas de agotamiento.
Después de lograrse el equilibrio de la saturación de gas, se produce gas libre y la RGP se incrementa rápidamente hasta que el campo se aproxima al agotamiento de la presión. Este crecimiento resulta del continuado aumento de la saturación de gas, del incremento en la permeabilidad relativa al gas y de la decreciente permeabilidad relativa al petróleo. Finalmente, cuando la presión del yacimiento llega a muy bajos valores, la RGP disminuye. Aunque en el flujo del yacimiento la RGP continúa aumentando a bajas presiones, Bg crece tanto que la RGP en la superficie disminuye.
Fuente: http://www.upb.edu/ipgn/texto.doc
