1. Compresibilidad de la roca y de los fluidos.
2. Expansión por liberación de gas disuelto.
3. Empuje por capa de gas.
4. Segregación gravitacional.
5. Empuje hidráulico.
6. Inyección de fluidos.
Compresibilidad
De la roca:
De los fluidos:
Compresibilidad de los líquidos:
Por serie de Taylor :
Solo para valores por debajo de P de burbuja.
Para gases :
Liberación de gas en solución
La liberación del gas en solución cuando la presión decae por debajo de la presión de burbuja hace que la expansión del gas sea un factor importante dentro de los mecanismos de producción. Veámoslo de esta forma el gas liberado ocupa más volumen en el yacimiento y para ello empuja fuera de los poros al petróleo lo que aumenta su movilidad hasta ser producido.
Segregación gravitacional
Las fuerzas que actúan en el yacimiento principalmente son:
• Gravitacional
• Capilaridad
• Viscosidad
La capilaridad la podemos considerar despreciable en este caso y la viscosidad es la fuerza opuesta al desplazamiento.
La segregación gravitacional depende de la densidad de los fluidos y a la resistencia al flujo vertical. Cundo el gas es liberado por tener menor densidad ocupa la parte superior del yacimiento y comienza a movilizarse por donde le sea más fácil, si el flujo vertical es bueno, es decir es más fácil subir al tope de la formación que viajar horizontalmente entonces ese gas eventualmente formara una capa de gas que ayude al empuje del petróleo. Si por el contrario ese flujo vertical tiene alta resistividad entonces ese gas se desplazara a una zona de menor presión, que en nuestro caso sería el pozo y por consiguiente se comenzará a producir.
La segregación gravitacional también está asociada indirectamente con el buzamiento de la formación ya que la permeabilidad está vinculada a la dirección de flujo, debido a la conformación de los estratos, y en la mayoría de los casos la mejor permeabilidad se da paralela al buzamiento por lo que un alto grado de buzamiento traerá consigo la posibilidad de una baja resistencia al flujo vertical.
Empuje por capa de gas
El gas en este caso ya se encuentra libre formando una capa en el yacimiento, es decir la presión es menor que la presión de burbuja, por lo tanto este mecanismo no depende de la resistencia al flujo vertical. Cuando s reduce la presión el gas se expande empujando al petróleo que se produce.
Empuje Hidráulico
Este mecanismo no depende de la presión de burbuja ni de la existencia o no de capa de gas, ya que está asociado directamente con la existencia de agua en el yacimiento. Al igual que los demás fluidos este se expande con la diminución de la presión movilizando al petróleo que es producido. El acuífero puede ser:
Confinado: cuando el agua en el yacimiento se encuentra entrampada sin contacto a nada.
No confinada: cuando el acuífero está en contacto con la superficie. En este caso la prucción se genera por la expansión del agua en el yacimiento y por el volumen de agua extra que entra al yacimiento. Este tipo de yacimientos presentan una alta producción de agua.
Inyección de fluidos
Cuando la presión decae y los mecanismo de producción antes mencionados no son suficientes para mantener la producción pero el volumen de petróleo presente en el yacimiento es el suficiente como para hacer rentable un sistema de producción secundario se aplican métodos para inyectar fluidos al yacimiento, ya sea gas o agua, de manera que la presión aumente y así mantener la tasa de producción deseada.
Estos sistemas de producción podemos asociarlos para crear una ecuación que represente la cantidad de petróleo producido con relación a estos sistemas de producción, la cual nos quedaría de la siguiente manera:
Vaciamiento = (Compresibilidad de la roca y de los fluidos)
+(Expansión por liberación de gas disuelto)
+(Empuje por capa de gas)
+(Segregación gravitacional)
+(Empuje hidráulico)
+(Inyección de fluido)
y para darle forma analítica a esta ecuación es necesario definir primero algunas variables.
N: volumen de petróleo original en sitio a condiciones estándar. [MMBN]
m: Relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de petróleo mas el gas en solución en la zona de petróleo (es adimensional y constante).
Np: petróleo acumulado a condiciones estándar [MBN]
Rp : Relación gas petróleo acumulado[MPCN/BN]
Nβoi: Volumen de petróleo y gas en solución a condiciones de yacimiento. [MMBY] mNβoi: volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMBY]
NRsiβgi: volumen de gas inicial disuelto en el petróleo.
G: volumen de gas total.
Referencias: Apuntes de clases de Ing. de Yacimientos II. Profesor: Angel Da Silva. UCV.
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