Mecanismos de producción

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4. Empuje por Capa de Gas.

Un yacimiento con empuje por capa de gas se caracteriza por presentar una capa de gas localiza por encima del petróleo el cual posee una presión de yacimiento mayor o igual a la presión de burbuja, debe existir una buena permeabilidad vertical, ser de gran espesor y extensión. Al cumplirse la condición de presiones el gas se va a expandir, chocar con la parte superior de la estructura (trampa) lo que ocasionará un empuje hacia abajo del fluido y este actué como si fuese un pistón desplazando el petróleo hacia la zona donde se encuentre una zona de presión inferior, en nuestro caso al fondo del pozo para su consecuente producción.

Al existir la capa de gas, el petróleo se mantiene con la máxima cantidad de gas en solución, a medida que la presión del yacimiento disminuye por efecto de la producción del mismo, la capa de gas de expande provocando un desplazamiento inmiscible del petróleo.

El factor de recuperación promedio de este tipo de empuje es de aproximadamente 20 a 40% del Poes (Petróleo Original En Sitio). Si el yacimiento presenta una baja viscosidad del petróleo, lo que representa una alta gravedad API, una alta permeabilidad de la formación, entre otros, hará que este mecanismo sea más efectivo.

Figura 1. Esquema de un Yacimiento con Empuje por Capa de Gas.
5. Empuje Hidráulico.
En este tipo de yacimiento puede o no existir una capa de gas y no es estrictamente necesario conocer si se encuentra o no por encima de la presión de burbuja, en este caso el yacimiento presenta un acuífero. El empuje hidráulico es considerado el mecanismo natural más eficiente en la extracción del petróleo. La presión del yacimiento debe mantenerse constante para evitar el desprendimiento de gas e inducción de la capa de gas.
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Un buen manejo de este mecanismo puede generar hasta un recobro del 60% del Poes (Petróleo Original En Sitio), sin embargo se requiere que se mantenga una relación efectiva entre la producción del yacimiento y el volumen del agua que debe desplazarse en el. El contacto agua – petróleo debe mantenerse estable para que el espacio dejado por el petróleo producido sea ocupado uniformemente por el agua.
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Al presentarse un incremento progresivo de la producción de agua debe verificarse que no se esté produciendo en o cerca del contacto de agua – petróleo, ya que esto hace que se produzca una conificación impidiendo el flujo del petróleo hacia el pozo. Al darse esta situación se puede proceder de dos formas: la primera es cementar la sección donde está ocurriendo esto y cañonear el revestidor a más alto nivel del contacto agua – petróleo. La segunda opción es cerrar el pozo por cierto tiempo hasta que se vuelva a alcanzar el equilibrio del contacto y desaparezca dicha conificación. Se tiene conocimiento que esta segunda opción ha presentado buena respuesta y al reabrir el pozo se ha producido petróleo con una baja producción de petróleo pero con el tiempo la misma vuelve a aparecer, esto es debido a que la relación de movilidad entre el agua y el petróleo favorece al agua y hace que el petróleo quede rezagado. El agua contenida en el acuífero está sujeta a la presión y temperatura del yacimiento que le genera una cierta compresión, pero si se considera la extensión y el volumen del acuífero, el agregado de esa compresión ejerce una apreciable influencia en el desplazamiento del petróleo hacia los pozos.

Figura 2. Esquema de un Yacimiento con Empuje Hidráulico.6. Inyección de Fluidos. La inyección de fluidos puede ser agua o gas, si se le inyecta agua el yacimiento actuara como un mecanismo de empuje por empuje hidráulico y si se le inyecta gas funcionará como un mecanismo de empuje por capa de gas o empuje por gas disuelto. Esta inyección de fluidos debe realizarse cada cierto tiempo de acuerdo a las características de cada yacimiento con el fin de mejorar el factor de recobro.

La inyección de los fluidos como petróleo liviano, querosén o destilados pueden desplazar las obstrucciones y facilitar la limpieza de los canales de flujo durante el contraflujo que se realiza al poner a producir a producir. El volumen de los fluidos, los aditivos y la presión de inyección dependerán del espesor del estrato, de la competencia y las características de la formación.Figura 3. Esquema de Diferentes Pozos Inyectores de Fluidos. 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.
  • División de Ciencias de la Tierra. Sección de Geofísica. https://esd.lbl.gov/gcs/images/storage-ops-lg.gif
  • Tandem Terminal Company. Mejoras en el Factor de Recobro del Petróleo. https://tandem-terminal.ru/oil_recovery/index.htm
Angel Da Silva
Fundador de la Comunidad Petrolera. Asesor petrolero, instructor de programas de formación, emprendedor, apasionado por la tecnología, ingeniero de petróleo, MBA y Máster en Banca, Mercados Financieros y Gestión de Patrimonios.