domingo, 22 de marzo de 2009

Mecanismos de Producción (Parte I)
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Los Mecanismos de Producción son aquellos que aportan la energía necesaria para que los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan y se desplacen hacia donde se hallen zonas de menor presión que la existente en el yacimiento, para tal fin los mecanismos de producción hacen que los fluidos vayan hacia el fondo del pozo por medio del cual se llevaran a superficie.

Para que exista la producción del yacimiento es necesario que el pozo tenga una presión que en conjunto con la presión del yacimiento genere una variación de presión satisfactoria para movilizar los fluidos a través del medio poroso al pozo y posteriormente a la superficie.

Existen dos tipos de mecanismos de producción: Los Mecanismos Naturales de Producción, en la cual la energía es aportada por el yacimiento y los Mecanismos de Producción Artificial, donde la energía es aportada por el hombre a través de técnicas implementadas desde superficie.
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A continuación se presentará una breve descripción de los Mecanismos Naturales de Producción:

1. Compresibilidad de la Roca y de los Fluidos.

Tanto las rocas (medio poroso) como los fluidos (líquidos y gases) son compresibles, en una menor o mayor capacidad, entonces al aplicárseles una presión cambiaran de volumen, lo que originará el empuje de hidrocarburos hacia una zona de menor presión. Este mecanismo se puede dar independientemente de que la presión del yacimiento este por encima o por debajo de la presión de burbujeo. Sin embargo está íntimamente relacionado con tres fuerzas que controlan el flujo de los fluidos a través del medio poroso, estás son:

  • Fuerzas Viscosas, están relacionadas con los potenciales de flujo y las variaciones de presión existente.
  • Fuerzas Capilares, las cuales están relacionadas con la presión capilar.
  • Fuerzas Gravitacionales, relacionadas directamente con la gravedad.

Compresibilidad de la Roca

Al realizar una pequeña modificación de presión en el medio poroso, este se comprimirá, disminuyendo así su volumen, mientras que los fluidos se trasladaran a zonas de menor presión, de este modo el hidrocarburo ira hacia el fondo del pozo donde existe una menor presión que la existente en el yacimiento. De manera gráfica se puede observar lo siguiente:

Figura 1. Expansión del Fluido debido a la Disminución del Medio Poroso.

Compresibilidad de los Líquidos

Al disminuir la presión sobre el líquido, este va a expandirse aumentando el volumen y trasladándose hacia las zonas de menor presión, es decir hacia el fondo del pozo. La compresibilidad de los líquidos está asociado a la siguiente ecuación:
Multiplicando la ecuación por
Multiplicando por -1 e integrando
Se tiene
Aplicando exponencial a ambos lados

Despejando el Volumen

La Serie de Taylor viene dada por:

Así pues:

Donde,
XXXXXV: Volumen a la Presión P
XXXXXVi : Volumen inicial a la Presión inicial.
XXXXXC: Compresibilidad
XXXXXP: Presión
XXXXXPi : Presión inicial.

De manera gráfica se puede observar lo siguiente:

Figura 2. Expansión del Líquido debido a la Disminución de Presión.

Compresibilidad de los Gases

Los gases son más compresibles que los líquidos. Al disminuir la presión sobre el gas, este va a expandirse aumentando el volumen y trasladándose hacia las zonas de menor presión, es decir hacia el fondo del pozo. La compresibilidad de los líquidos está asociado a la siguiente ecuación de los gases reales:

Derivando respecto a la presión
Tal que la Compresibilidad del gas

Donde,
XXXXXCg: Compresibilidad del gas.
XXXXXP: Presión del yacimiento.
XXXXXZ: Factor de Compresibilidad del gas

2. Liberación de Gas en Solución.

El mecanismo de Empuje por Gas en Solución también es conocido con el nombre de Empuje por Gas Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los yacimientos de petróleo del mundo. En un yacimiento donde el mecanismo de producción es el empuje por gas en solución no existe capa de gas inicial o empuje por agua, se considera un yacimiento volumétrico. Ciertas condiciones se deben cumplir para que exista este tipo de empuje, entre ellas tenemos:

  • La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible.
  • La presión inicial del yacimiento es igual o mayor a la presión de burbujeo.

Esta condición hace que el gas permanezca disuelto en el yacimiento, una vez que la presión ha disminuido hasta la presión de burbujeo, la producción adicional causará la perdida de energía del yacimiento; cuando la saturación de gas es mayor a la saturación crítica, este se hace móvil. A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña, al cumplirse esto el gas libre fluirá en el yacimiento y permitirá que se incremente la relación Gas – Petróleo disuelto.

El factor de recobro de este mecanismo está entre el 5 y el 30% del petróleo original en sitio, esto se ve favorecido por la alta gravedad °API del crudo (baja viscosidad), la alta relación gas – petróleo y la homogeneidad de la formación. Este mecanismo solo es posible cuando la presión del yacimiento es menor a la presión de burbujeo, donde se libera el gas que se encuentra disuelto en el petróleo.

Figura 3. Esquema de un Yacimiento con Empuje de Gas en Solución.

3. Segregación Gravitacional.

El Mecanismo de Segregación Gravitacional ocurre únicamente cuando la presión del yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo. Al liberarse el gas en solución, este tiene dos opciones: moverse hacia el pozo donde hay una menor presión debido a las fuerzas viscosas o moverse al tope de la estructura por la diferencia de densidad gracias a las fuerzas gravitacionales.

Para que ocurra Segregación Gravitacional las fuerzas gravitacionales deben ser mayores a las fuerzas viscosas, para que el flujo de gas tienda a tener facilidad de moverse al tope de la estructura y no hacia el pozo. Cuando existe una cantidad considerable de gas, este actuará como un pistón que desplazará al petróleo hacia la zona de menor presión, es decir hacia el fondo del pozo.

Este mecanismo es el que tiene una mayor eficiencia en cuanto a la producción de HC y se incrementa el factor de recobro si el yacimiento tiene un alto buzamiento, una buena permeabilidad vertical y los fluidos posean una baja viscosidad, si ocurre esto la permeabilidad del fluido será mejor.

Figura 4. Esquema de un Yacimiento con Empuje por Segregación Gravitacional.

Referencias:

  • Universidad Central de Venezuela. Clases de Ingeniería de Yacimientos.
  • Barberii, E., S.A. Petróleos de Venezuela. El Pozo Ilustrado. Cuarta Edición. Publicado por PDVSA, Programa de Educación Petrólera, 1998. Versión Digital.
  • Tandem Terminal Company. Mejoras en el Factor de Recobro del Petróleo. http://tandem-terminal.ru/oil_recovery/index.htm
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