MECANISMOS DE EMPUJE

ATAHUALPA MANTILLA

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN II

ABRIL 2014

Aspectos Geológicos

Un yacimiento es definido mediante la perforación, de modo que se dispone de algunos datos en puntos discretos dentro del sistema.

Dicha información es contenida en:

Análisis de ripiosPerfiles de pozoAnálisis de corazonesMuestras de paredesPruebas de presiónPruebas de producción

Lo que indica que una buena descripción del yacimiento depende de la habilidad para interpretar la información recolectada.

Fuente de HidrocarburosExisten dos teorías de la procedencia de los hidrocarburos,orgánica e inorgánica.

Generalmente se está de acuerdo que los hidrocarburostienen una procedencia de tipo orgánico. Lo que indica que lamateria orgánica tuvo que ser sintetizada por organismosvivientes, y por lo tanto debió depositarse y preservarse ensedimentos.

En resumen, los principales contribuidores de materialorgánico en los sedimentos fueron las bacterias, fitoplancton,zooplancton y plantas de mayor tamaño.

Las tres etapas principales para la evolución de la materiaorgánica son:

DiagénesisCatagénesisMetagénesis

.

Fuente de Hidrocarburos, cont.

DiagénesisSedimentos recientemente depositados donde se presentaactividad microbial, al finalizar la materia orgánica constaprincipalmente de un residuo fosilizado e insoluble llamadokerógeno.

CatagénesisResulta de un incremento en la temperatura durante elsepultamiento del material en las cuencas sedimentarias, la mayorparte de la generación de hidrocarburos se debe a ladescomposición térmica del kerógeno

MetagénesisToma lugar a altas profundidades, donde tanto la presión como latemperatura son altas. En esta etapa, la materia orgánica estacompuesta solamente de metano y carbono residual. Losconstituyentes del kerógeno residual se convierten en carbonogranítico.

.

Migración de HidrocarburosLos hidrocarburos se hallan en rocas porosas de grano grueso ypermeables, es improbable que el crudo hallado en estas rocas sepudieran originar allí puesto que no hay señales de materia orgánicasólida. Por lo tanto, la mayoría de yacimientos de hidrocarburos sontrampas para la migración de éstos.

Migración primaria, es la liberación de compuestos hidrocarburos delkerógeno en las capas fuentes y su transporte dentro de los porosestrechos de la roca fuente de grano fino.

Migración secundadia, los hidrocarburos expelidos de la roca madrepasan hacia unidades de roca más porosas y más permeables.

Las rocas en el subsuelo se hallan saturadas con agua, el movimientode hidrocarburos tiene que ser debido a flujo activo de agua, o flujoindependiente de la fase acuosa.

Los hidrocarburos son menos densos que el agua, su acumulacióntoma lugar en la parte más alta de la trampa. La migración esdetenida por rocas superiores relativamente impermeables.

Definición de Yacimiento“Es la aplicación de principios científicos a problemas de drenajeque resultan durante el desarrollo y producción de yacimientosde hidrocarburos”.

Puede también definirse como:

“El arte de desarrollar y producir fluidos hidrocarburos de talforma que se obtenga un recobro eficiente”.

Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumenlimitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos enestado líquido y/o gaseoso.

Para disponer de un yacimiento de hidrocarburos:

FuenteCamino migratorioTrampaAlmacenaje/porosidadTransmisibilidad/permeabilidad

Clasificación geológica de YacimientoGeológicamente, los yacimientos se clasifican en:

EstratigráficosEstructuralesCombinados

Características de Yacimiento

EstratigráficosLentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitasporosas, cambios de permeabilidad.

EstructuralesFracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias,fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domossalinos, etc.

CombinadosHace referencia a las posibles combinaciones que sepresenten entre los dos grupos anteriores.

Clasificación de acuerdo a punto de burbuja

Subsaturados

Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el puntode burbuja, punto A de la figura, Inicialmente solo se presenta la faselíquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez elpunto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado seaglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidadescada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudodecrementa gradualmente y en la etapa de depleción permanecemucho crudo en el yacimiento.

Temperatura

Pre

sión

Clasificación de acuerdo a punto de burbuja, cont.

Saturados

Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en elpunto de burbuja, punto B y C. Este yacimiento bifásico consiste deuna zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que lacomposición del gas y el crudo son completamente diferentes, estaspueden representarse por diagramas de fases individuales que tienenpoca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está ensu punto de burbuja y será producida como un yacimientosubsaturado modificado con la presencia de la capa de gas

Temperatura

Pre

sión

Clasificación de acuerdo a punto de burbuja, cont.

Saturados

La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o noretrógrada (yacimiento de gas).

PB: Presión de burbuja.PC: Presión crítica.PR: Punto de rocío.

Clasificación de acuerdo al estado de los fluidos

Petróleo negro

Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyenmoléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico estálocalizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricaso de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango detemperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de colornegro, de allí su nombre, también se le llama crudo de bajoencogimiento o crudo ordinario.

Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa pordebajo del punto de burbuja. Bo≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+

mayor o igual a 30 %, las temperaturas del yacimiento son menoresde 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bienavanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarseligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestospesados) aunque pude ser marrón o verduzco.

Clasificación de acuerdo al estado de los fluidos

Petróleo volátil

El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. Latemperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros yestá cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR).Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbujacausa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudospuede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión caeunos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos también sellaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al puntocrítico. La Ecuación de Balance de Materia (EBM) de petróleo negrono trabaja en estos casos. El punto de división entre crudo volátil ynegro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de laEBM. Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB, 45 < API < 60, C7+mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramentemenor que la crítica y el gas liberado puede ser del tipo gascondensado. GOR y API se incrementan con la producción a medidaque la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. Elcolor es usualmente café claro a verde.

Clasificación de acuerdo al estado de los fluidos

Gas condensado (retrógrados)

El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y elpunto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente.Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocoshidrocarburos pesados que los crudos.

A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, secondensa y se forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente nofluye y no puede producirse. C7+ menor o igual a 12.5 %, 70000 <GOR < 100000 pcs/STB, se incrementa a medida que la produccióntoma lugar, API > 60 y se incrementa a medida que la presión cae pordebajo de la presión de rocío. El líquido es ligeramente colorado,marrón, anaranjado, verduzco o transparente. También se les llamacondensados.

Clasificación de acuerdo al estado de los fluidos

Gas húmedo

Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos conmoléculas predominantemente pequeñas están debajo de latemperatura del yacimiento.

Densidad mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de losgases retrógrados, la gravedad se mantiene constante y el colorde los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB ypermanece constante durante toda la vida del yacimiento. Seproducen menos de 60 STB crudo por cada millón de piescúbicos normales de gas.

Clasificación de acuerdo al estado de los fluidos

Gas seco

Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. Eldiagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosatanto en superficie como en el yacimiento.

No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sinembargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puedeobtener luidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gascomo gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecirreservas de gas.

Asfalténicos

En estos yacimientos, las condiciones iniciales del yacimiento estánmuy por encima y a la izquierda del punto crítico. El rango detemperatura es bastante amplio, estos no se vaporizan ni tiene puntocrítico.

Clasificación de acuerdo al estado de los fluidos

AC

EITE

NEG

RO

AC

EITE

VO

LATI

L

GA

S R

ETR

OG

RA

DO

GA

S H

UM

EDO

GA

S SE

CO

TIEMPO

TIEMPO

Clasificación de yacimiento de acuerdo al MECANISMO DE EMPUJE

La producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el usode la energía natural de este y normalmente se conoce comoproducción primaria.

El petróleo y el gas son desplazados hacia los pozos productoresbajo producción primaria mediante:

Expansión de fluidoDesplazamiento de fluidosDrenaje gravitacionalExpulsión capilar

Cuando no existe ni acuífero ni inyección de fluidos, el recobro dehidrocarburos se debe principalmente a la expansión del fluido, sinembargo en crudo, este podría producirse mediante drenajegravitacional.

Clasificación de yacimiento de acuerdo al MECANISMO DE EMPUJE, cont.

El uso de gas natural o inyección de agua es llamado producciónsecundaria y su principal propósito es mantener la presión delyacimiento (adición de energía), de modo que el términomantenimiento de presión normalmente se usa para describirprocesos de recobro secundario.

Cuando el agua procede de un acuífero o es inyectada en lospozos, el recobro es acompañado por un mecanismo dedesplazamiento, el cual puede ser ayudado por drenajegravitacional o expulsión capilar.

El gas se inyecta como fluido de desplazamiento para ayudar alrecobro de crudo y también como gas cíclico para recuperarcondensados. Dicha inyección normalmente modifica la presión derocío y por lo tanto desplaza el diagrama de fases.

Clasificación de yacimiento de acuerdo al MECANISMO DE EMPUJE, cont.

Existen otros procesos de desplazamiento llamado recuperaciónterciaria y mejor referida como recobro realzado (Enhanced OilRecovery, EOR) los cuales se desarrollaron para cuando losprocesos secundarios resultan inefectivos. Adicional a la adición deenergía al yacimiento, este proceso considera cambios en laspropiedades de la roca (como la mojabilidad) o del fluido (como laviscosidad o la tensión interfacial). Sin embargo, el mismo procesose considera para casos donde el recobro primario no se utilizó porbajo potencial de recobro. En este caso el término terciario está malempleado.

En algunos yacimientos es ventajoso iniciar un proceso secundarioo terciario antes de terminar la producción primaria. En estos casosel término recobro mejorado (improved oil recovery, IOR) se haconvertido en popular y algunos consideran que la diferencia entreEOR e IOR es que esta última involucra un proceso de reingenieríay caracterización del yacimiento.

Clasificación de yacimiento de acuerdo al MECANISMO DE EMPUJE, cont.

En muchos yacimientos pudieren simultáneamente operar variosmecanismos de producción, pero generalmente predomina uno odos. Durante la vida del yacimiento la predominancia puedecambiar de un mecanismo a otro ya sea natural o artificialmente.Por ejemplo, un yacimiento volumétrico podría producir inicialmentepor expansión de fluidos, cuando este se ha depletado lo suficientela producción hacia los pozos podría deberse a drenajegravitacional ayudado por un mecanismo de bombeo. Más tarde,un proceso de inyección de agua puede usarse para adicionarmayor empuje a los hidrocarburos. En este caso el ciclo de losmecanismos es expansión-gravitacional y desplazamiento dedrenaje.

Clasificación de yacimiento de acuerdo al MECANISMO DE EMPUJE, cont.

En general la producción de los yacimientos se debe a los siguientesmecanismos:

Hidráulico, cuando se presenta agua proveniente de un acuíferoadyacente.

Gas en Solución (línea B-C). Los fluidos gaseosos ayudan a producirla fase líquida cuando el gas intenta liberarse del seno del crudo.

Capa de gas (No hay distribución uniforme de los fluidos).

Temperatura

Pre

sión

Clasificación de yacimiento de acuerdo al MECANISMO DE EMPUJE, cont.

Expansión líquida y de roca (hasta el punto de burbuja), línea A-B.

Gravedad o segregación gravitacional, el cual es común enyacimientos con espesor considerable y que tienen buenacomunicación vertical o en yacimientos que tienen alto buzamientopues permiten la migración del gas a la parte superior de laestructura.

Combinado.

En yacimientos gasíferos se tiene depleción o expansión gaseosa(línea D-E-F).

Temperatura

Pre

sión

Clasificación de yacimiento de acuerdo al MECANISMO DE EMPUJE, cont.

Clasificación de yacimiento de acuerdo al MECANISMO DE EMPUJE, cont.