Mecanismos de Producción en Yacimientos de Petróleo

simulación[4]El concepto moderno de la administración de yacimientos petroleros en el mundo, requiere primeramente de un conocimiento inicial de los volúmenes de gas y petróleo que se encuentran en el yacimiento, conocido comúnmente como Petróleo Original en Sitio (POES) y/o Gas Original en Sitio (GOES) del yacimiento que se pretende explotar. Además de este parámetro, es necesario conocer cuanto de ese volumen podría considerarse como reservas económicamente explotables. Esto se debe determinar tan pronto como sea posible en la vida del yacimiento y desde luego, antes de tomar decisiones importantes de cómo se va a desarrollar y producir. Es decir, técnicamente se requiere conocer estos valores que contiene un yacimiento y con ellos, poder diseñar un plan de explotación, dependiendo de la información de las características geológicas y de ingeniería de yacimientos que se tenga disponibles. Es necesario comentar que una buena explotación de yacimiento se inicia aplicando los conceptos de gerencia de yacimientos, los cuales incluyen la formación de equipos multidisciplinarios, con profesionales de varias especialidades, para poder obtener los máximos factores de recobro posibles. Los casos más exitosos que ha tenido la industria petrolera en la explotación de yacimientos, son aquellos en los que se empleó un equipo multidisciplinario para su administración.


Como es bien sabido, los mecanismos de producción presentes en un yacimiento se encuentran íntimamente relacionados con el factor de recobro último, por lo que es muy importante realizar una completa caracterización del yacimiento con pozos exploratorios y delineadores, es decir, un conocimiento de la extensión areal, así como también de la columna o relieve vertical para conocer toda la distribución de fluidos dentro del medio poroso (capa de gas, contacto petróleo-agua, si existen). Una incorrecta descripción y caracterización del yacimiento previa a un plan de desarrollo podría conllevar en una mayor incertidumbre del comportamiento termodinámico de los fluidos producidos, así como también la activación de mecanismos de producción no previstos en un período ulterior en la etapa primaria de producción.


En la literatura existente, se puede definir los mecanismos primarios de producción partiendo de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (EGBM). Mediante una adecuación de los términos que constituyen la EGBM, se puede usar para describir la fuerza o las fuerzas que ayudan a expulsar los fluidos del yacimiento. Para yacimientos volumétricos, yacimientos subsaturados, las fuerzas predominantes son la expansión de los fluidos y compactación del agua connata y reducción del volumen poroso. Para  yacimientos volumétricos saturados, las fuerzas predominantes son la expansión de la capa de gas (primaria o secundaria), y la expansión del gas en solución en el petróleo. Para yacimientos no volumétricos, la fuerza del acuífero determina la relativa contribución de los mecanismos de expansión del gas en solución, la capa de gas y la intrusión de agua. Usando el arreglo utilizado por Pirson, la EGBM puede re-arreglarse en 4 indicadores de mecanismos de producción primaria para un yacimiento de petróleo. En un artículo anterior, se derivó la base de esta ecuación, bajo la siguiente forma:


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(Ec. 1)


Donde:

N = Petróleo original en sitio (POES) en la zona de petróleo [BN]

m = Tamaño de la capa de gas

Bgi = Factor volumétrico del gas inicial [BY/PCN]

Bti = Factor volumétrico bifásico inicial [BY/BN]

Np = Producción acumulada de petróleo [BN]

Bt = Factor volumétrico bifásico a la presión actual, p [BY/BN]

Wp = Producción acumulada de agua [BN]

We = Intrusión de agua acumulada [BY]

Winj = Inyección de agua acumulada [BN]

Bw = Factor volumétrico del agua a la presión actual, p [BY/BN]

Gp = Producción acumulada de gas [PCN]

Giny = Inyección de gas acumulada [PCN]

Bg = Factor volumétrico del gas [BY/PCN]

cw = Compresibilidad del agua [lpc-1]

cf = Compresibilidad de la roca [lpc-1]

Δp = Caída de presión de yacimiento de Pi a P [lpc]

Swi = Saturación de agua connata inicial [fracción]

Rsi = Relación gas-petróleo en solución inicial [PCN/BN]

Rp = Relación gas-petróleo acumulada [PCN/BN]


Asumiendo que no existe inyección de gas y/o agua, la Ec.1 se puede re-arreglar de la siguiente manera:


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(Ec. 2)


Dividiendo la Ec. 2 por el término que se encuentra en el lado derecho de la ecuación, nos queda:


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(Ec. 3)


El primer término de la Ec. 3, la cual representa el mecanismo de la expansión del petróleo, es el índice de expansión del gas en solución en el petróleo, IOD:


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(Ec. 4)


El segundo término de la Ec. 3, la cual esta representado por la expansión de la capa de gas, es el índice del mecanismo de la capa de gas, IGCD:


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(Ec. 5)


El tercer término de la Ec. 3, es la expansión del agua connata y reducción del volumen poroso, la cual es denominado por el índice IFWCD:


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(Ec. 6)


El cuarto término de la Ec. 3, es el índice por empuje hidráulico, la cual esta denotada por IWD:


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(Ec. 7)


Como se muestra en la Ec. 3, la suma de todos los índices es igual a la unidad. Por lo tanto:


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(Ec. 8)


Para yacimientos de petróleo con capa de gas y empuje hidráulico, el mecanismo de expansión de agua connata y reducción de volumen poroso se considera despreciable. Para estos yacimientos, la Ec. 8 se reduce a:


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(Ec. 9)


Es importante que para yacimientos subsaturados la inclusión del mecanismo de la expansión de agua connata y reducción de volumen poroso en la evaluación, especialmente en yacimientos que tienen una alta presión inicial.


¿Como actúan físicamente estos mecanismos en el yacimiento?

a. Empuje por gas en solución

En este tipo de empuje en el yacimiento, el principal mecanismo que opera en la formación productora es la expansión del petróleo y del gas en solución (o disuelto) originalmente en el mismo. Es decir, el incremento de los volúmenes de fluido durante el proceso de reducción de presión en el yacimiento es equivalente a la producción que se obtiene. Lo anterior es particularmente cierto, en los casos donde el yacimiento es subsaturado. Es decir, se encuentra a una presión arriba de la presión de saturación o de burbuja.


En la Figura 1, se muestra una curva de porcentaje de reducción de la presión original, contra la recuperación en porcentaje del volumen original in situ en el yacimiento, en campos donde el empuje dominante es por gas en solución. Como se observa, se calcula que en promedio, se podría obtener hasta el 20% del factor de recobro. Sin embargo, hay que tomar en cuenta que la gráfica es teórica, calculada a través de EGBM, por lo que los factores de recobro pudieran ser menores a los que se presentan.


b. Empuje por capa de gas

En muchos casos de campos descubiertos en el mundo, se determinó que ya existía una capa de gas al inicio de su explotación, por lo que uno de los mecanismos de empuje se reconoce que es debido a esta capa de gas. Por otro lado, si el yacimiento ha reducido su presión original hasta niveles por debajo de la presión de saturación, se dice que el petróleo contenido en el mismo se encuentra saturado y por lo tanto, se va a empezar a desprender gas libre en la formación; dependiendo del espesor de la misma y la inclinación de las capas, se puede generar una capa de gas que se conoce como casquete de gas secundario.


El empuje que se genera para producir el petróleo debido a la capa de gas descrita, puede llegar a ser el mecanismo preponderante de producción en el yacimiento y en combinación con otros mecanismos de empuje, definirá el nivel de factor de recobro que puede llegar a obtenerse.


En la Figura 1, se presenta la curva que señala el comportamiento de la reducción de la presión si el yacimiento tiene este empuje, contra la recuperación en porcentaje de volumen original in situ. Como se observa, en los mejores situaciones, se podría obtener un factor de recobro de casi 30%.


c. Empuje por expansión del agua connata y reducción del volumen poroso

La producción de petróleo y gas del yacimiento genera una reducción de la presión de los fluidos en el mismo, lo que a su vez implica un aumento en la presión de sobrecarga en la formación. Este aumento de presión en los granos de la formación causa su compactación y a su vez podría llevar a ocasionar una subsidencia en la superficie, lo cual se ha observado en algunos campos en el mundo. Por tanto, el mecanismo por expansión de la roca, también conocido como mecanismo de compactación, expulsa el petróleo y gas debido a la reducción del volumen poroso en el yacimiento. Sin embargo, es importante destacar que este mecanismo solo es relevante si la compresibilidad de la formación es grande, lo cual sucede en las formaciones constituidas por carbonatos.


El efecto de este mecanismo de empuje se ha determinado mejor en yacimientos mas bien superficiales y que se encuentran a menos de 2000 metros de profundidad. En la Figura 1, se muestra cual podría ser la recuperación si solo existiera el empuje por expansión de la roca y fluidos, contra la disminución de la presión en el yacimiento. Como se observa podría obtenerse cuando mucho un 4% de factor de recobro, si solo existiera este empuje en el yacimiento, lo cual es poco probable.


d. Empuje hidráulico

El empuje natural por efecto del acuífero, también conocido como empuje hidráulico, ocurre en los yacimientos que tienen un acuífero asociado y se empieza a presentar una vez que se reduce la presión en el yacimiento, lo que permite que el agua en el acuífero se expanda y fluya dentro de la zona de petróleo del mismo. Este mecanismo de desplazamiento en los yacimientos, es de los más eficientes, dependiendo del tipo de formación de que se trate. De hecho, los factores de recobro más altos que se han observado en varios yacimientos alrededor del mundo, casi siempre han estado asociados a un empuje hidráulico considerable. Se puede observar en la Figura 1, que este empuje hidráulico es de los mas eficientes y se podrían obtener factores de recobro de alrededor de 50%, en algunos campos.


Existe un quinto empuje adicional, no descrito directamente en la deducción de la EGBM, denominado empuje gravitacional. Este empuje no es muy común que se presente en los yacimientos, pero cuando se tiene, es el mecanismo de producción más eficiente que se ha encontrado en los yacimientos alrededor del mundo. Esencialmente, está relacionado con el empuje por capa de gas secundaria, ya que la segregación gravitacional se relaciona normalmente con yacimientos de grandes espesores y/o considerable buzamiento, lo que permite que por gravedad los fluidos pesados vayan a ocupar las partes bajas del mismo y que el gas, al ser mas ligero tienda a ocupar la parte superior. Al lograrse esto dentro de este tipo de yacimientos, la capa de gas opera de manera muy eficiente, ya que hace el efecto de un pistón que empuja el petróleo y los fluidos más pesados hacia abajo.


Existen en varios países, casos de yacimientos con este tipo de empuje y normalmente se ha logrado obtener de ellos factores de recobros muy elevados, debido a la manera tan eficiente que opera la segregación gravitacional. En la Figura 1, se puede distinguir que en el caso del empuje por segregación gravitacional, se podrían obtener factores de recobro de alrededor del 60%. En la Tabla 1, se muestra un resumen de los mecanismos primarios de producción en yacimientos de petróleo.


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Fig. 1. Efecto de los mecanismos de empuje primario sobre el factor de recobro en yacimientos de petróleo


Tabla 1. Mecanismos de producción primario en yacimientos de petróleo

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Finalmente, se debe recordar, como ya se mencionó anteriormente que rara vez se presenta en los yacimientos solo uno de estos empujes descritos a lo largo de su vida productiva. Por esta razón, las mejores prácticas en la administración de los yacimientos tienen que dedicar un esfuerzo y tiempo considerable a la obtención de información de los mismos, para definir los mecanismos de empujes preponderantes y poder aprovecharlos a plenitud, para obtener los mayores factores de recobro posibles, al menos en la etapa primaria de recuperación.


Fuentes:

Factores de Recuperación de Aceite y Gas en México. Comisión Nacional de Hidrocarburos (2010).

Ezekwe, Nnaemeka. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Prentice Hall (2011).

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