Mecanismos de Empuje de Un Yacimiento PDF

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La recuperación de hidrocarburos por mecanismos naturales de producción se conoce con el nombre de recuperación primaria y se refiere a la producción de petróleo desde el yacimiento sin el uso adicional de ningún proceso, es decir, se produce únicamente por acción de la energía propia del reservorio...

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MECANISMOS DE RECUPERACIÓN NATURAL DE UN YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS La recuperación de hidrocarburos por mecanismos naturales de producción se conoce con el nombre de recuperación primaria y se refiere a la producción de petróleo desde el yacimiento sin el uso adicional de ningún proceso, es decir, se produce únicamente por acción de la energía propia del reservorio. En la medida en que el objetivo de esta sección es describir los diversos mecanismos que pueden estar presentes en un yacimiento, disponibles para suministrar la principal fuente de energía para la recuperación de las reservas presentes, es pertinente que se discuta previamente sobre las definiciones formales que se manejan en la industria para la denominación de este tipo de recursos. Es por ello que en la primer parte se presentarán grosso modo los conceptos más básicos asociados a su definición, y posteriormente se describirán los mecanismos naturales más importantes para su explotación.

1. TIPOS DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original en el sitio" (Original Oil In Place - OOIP). Este cálculo obliga al conocimiento mínimo de: El volumen de roca productora. La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible. La saturación de agua de estos espacios, es decir, el porcentaje de poros ocupados por el agua. La profundidad, presión y temperatura de las zonas productoras. Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar una serie de pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias.

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 Las reservas de un yacimiento corresponden a una fracción del "petróleo original in situ", ya que nunca es posible recuperar el total del petróleo existente, básicamente porque en esta industria, como en cualquier otro negocio, la inversión de capital para explotar el recurso sólo se realiza mientras se mantenga la rentabilidad del proceso (ganancias), puesto que carece de sentido el hecho de consumir más esfuerzos, recursos y energía en el proceso de extracción, que lo que se pueda obtener producto de su utilización. Para establecer estas reservas hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento (Factor de Recobro - FR), aspecto que implica conocer el tipo de empuje del yacimiento, su presión, permeabilidad de la roca, y una medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y la forma de explotación (relación matemática entre la permeabilidad y espesor de las capas y la viscosidad de los fluidos). Para la obtención de estos datos se efectúa un seguimiento del comportamiento del yacimiento a través de diversas pruebas y ensayos, lo que conlleva un tiempo considerable y una importante inversión económica. El valor resultante de esta fracción varía por lo general entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente en el yacimiento (cabe aclarar que para llegar a mayores recuperaciones se requiere muy posiblemente de la implementación de métodos adicionales de recuperación a lo largo de la explotación del yacimiento). En la figura 1 se destacan en general las diversas etapas posibles de recuperación de un yacimiento (las etapas secundarias y/o terciarias requieren de estudios profundos técnico y económicos previos a su implementación en campo). Una vez que se conocen la delimitación territorial y características del yacimiento y las reservas que contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea de definir cuántos pozos de producción se van a perforar, qué tipo de pozos, si se va a inyectar agua o gas para mejorar la recuperación, qué tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cuánta gente hará falta para su operación y cuál es el costo de esas inversiones y gastos, para definir si la explotación del yacimiento es viable económicamente. El desarrollo de un yacimiento consiste, básicamente, en la perforación de pozos que lleguen al reservorio y extraigan el petróleo que éste contiene. Es claro que un yacimiento en producción genera gastos (energía eléctrica, salarios del personal, mantenimiento, etc); si en determinadas condiciones o momentos el costo de producción supera a lo que se obtiene por las ventas, el yacimiento deja de ser viable económicamente y, en consecuencia, se detiene la producción;

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 precisamente, el petróleo o gas no extraído por consecuencia de ello, no constituye parte de las reservas. Figura 1. Etapas de explotación de un yacimiento de hidrocarburos.

En función del grado de seguridad que se tenga en cuanto a la existencia del yacimiento y su volumen comercialmente recuperable, las reservas pueden ser agrupadas en: Comprobadas (o Probadas), Probables, Posibles e Hipotéticas (Ver figuras 2 y 3). Las reservas probadas (comprobadas) pueden definirse como aquellas cantidades de petróleo y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles, de acumulaciones conocidas (volúmenes in situ) a partir de los datos con que se cuentan en el momento de la evaluación.

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 Las reservas comprobadas pueden a su vez dividirse en "comprobadas desarrolladas", que se esperan recuperar mediante los pozos y las instalaciones de producción existentes, y en "comprobadas no desarrolladas", que se esperan recuperar de pozos a perforar e instalaciones de producción a emplazar y de las cuales se tiene un alto grado de certidumbre ya que se ubican en yacimientos conocidos. Figura 2. Clasificación de los tipos de reservas en un yacimiento.

Reservas Petróleo que se prevé puede ser recuperado comercialmente de las acumulaciones conocidas de una fecha dada en adelante.

Reservas Probadas

Reservas no Probadas

Estimadas con razonable certeza para

Menos certeza a ser recuperadas

ser comercialmente recuperadas (80% de probabilidad)

que las reservas probadas

Reservas Desarrolladas

Probables

Aquellas a ser recuperadas con los pozos existentes

Menos posibilidades de ser recuperadas (40 a 80% de probabilidad)

Posibles

Reservas No desarrolladas Aquellas a ser recuperadas con inversión de capital adicional

Muy pocas posibilidades a ser recuperadas (10 a 40% de probabilidad)

Hipotéticas Volúmenes estimados no asociados a acumulaciones conocidas.

Las reservas probables pueden definirse como aquellas a los que tanto los datos geológicos como de ingeniería dan una razonable probabilidad de ser recuperadas de depósitos descubiertos, aunque no en grado tal como para considerarse comprobadas.

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 Son también comunes los términos reservas posibles y  potenciales o especulativos. Tales términos demuestran un importante grado de incertidumbre en cuanto a su existencia, por lo que se expresan en intervalos y responden al  geológico de una cuenca sedimentaria. A continuación se precisan con mas detalle las definiciones expuestas. 1.1 RESERVAS PROBADAS : Corresponden a los volúmenes de petróleo, gas natural y sustancias asociadas, que pueden ser estimados con alto grado de certeza, los cuales para propósitos de clasificación, significa que existe por lo menos un 80% de certeza de que la cantidad estimada pueda ser recuperada, bajo condiciones operacionales y económicas disponibles. Las anteriores reservas, incluyen también las reservas que pueden obtenerse por procesos de recobro mejorado. 1.1.1. Reservas probadas en producción (Desarrolladas): Son aquellas reservas probadas que se encuentran actualmente en producción o, si no se están produciendo, pueden ser recuperadas a través de los pozos e instalaciones existentes donde las razones para que no haya una producción continua, son decisión de la compañía operadora. Una ilustración de esta situación es cuando un pozo o una zona pueden producir, pero está cerrado debido a que su capacidad de entrega no es la contemplada dentro de los acuerdos del contrato. 1.1.2. Reservas probadas no producidas (no desarrolladas): Son aquellas reservas probadas que actualmente no se encuentran en producción, ya sea porque requieren un costo mayor para incorporarlas o que necesitan nuevos pozos e instalaciones. 1.2. RESERVAS NO PROBADAS: Corresponden a los volúmenes de petróleo, gas natural y sustancias asociadas, que pueden ser estimados con BAJO grado de certeza, los cuales para propósitos de clasificación, significa que existe menos de un 80% de certeza de que la cantidad estimada pueda ser recuperada, bajo condiciones operacionales y económicas disponibles, es decir, que necesariamente se requerirá de la implementación de más recursos físicos, técnicos y operacionales. 1.2.1. RESERVAS PROBABLES: Son los volúmenes de petróleo, gas natural y sustancias asociadas que tienen menor certeza de ser recuperables que las reservas probadas, lo cual para propósitos de clasificación significa que hay un 40 a 80% de probabilidad que las 

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 cantidades estimadas puedan ser recuperadas. Estas reservas en las cuales los análisis de perforación, geología, geofísica y datos de ingeniería no demuestran que puedan ser probadas bajo las condiciones existentes, sugieren también la probabilidad de su existencia en un recobro futuro. 1.2.2. RESERVAS POSIBLES: Volúmenes estimados de petróleo, gas natural y sustancias asociadas a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica que tienen menos certeza de ser recuperadas que las reservas probables bajo condiciones operacionales existentes, lo que correspondería a un 10 a 40% de probabilidad. 1.2.3. RESERVAS HIPOTÉTICAS: Son parte del entorno de la función de exploración y son aquellos volúmenes estimados, no asociados a acumulaciones conocidas, cuya existencia se presume con base a información geológica de superficie, sensores, gravimetría y sísmica. 1.3. RESERVAS REMANENTES:  Son los volúmenes estimados de petróleo, gas natural y sustancias asociadas con acumulaciones conocidas, que se encuentran en el yacimiento después de un tiempo en que este ha sido puesto en producción. Puede estimarse como la diferencia entre las reservas iniciales recuperables bajo las condiciones de operación disponibles y las que han sido producidas durante un lapso determinado de tiempo, en el cual se solicita la cuantificación de los recursos por recuperar. Figura 3. Tipos de reservas de hidrocarburos en función de la probabilidad de recuperación.

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 Otras deficioines importantes a tener en cuenta son: Campo: Consiste de un área administrativamente definida, la cual puede contener varias zonas geológicas (formaciones) o varios yacimientos. Zona: Es una unidad de depositación definida geológicamente, puede contener varias formaciones productoras. Factor de Recobro (recuperación) – FR: hace referencia a la relación entre el volumen producido de un recurso a un tiempo específico (sea gas o petróleo), respecto al volumen del mismo recurso calculado inicialmente. Se expresa como FR = Np/Ni o FR = Gp/Gi, según corresponda, y suele dar en fracción o como una unidad porcentual, si al valor resultante del calculo anterior se le multiplica por 100%. El recobro último esperado hace referencia al porcentaje del total del volumen inicial del recurso que se espera recuperar al final de explotación del yacimiento y corresponde a una estimación realizada con el objeto de cuantificar el tiempo de abandono del proyecto. Por último, en el caso de las reservas de gas natural en particular, estas son clasificadas de acuerdo con la naturaleza de su ocurrencia. El gas no asociado es gas libre que no esta en contacto con crudo en el yacimiento. El gas asociado es gas libre en contacto con el petróleo; y el gas disuelto es gas que esta en solución con el aceite en el yacimiento.

1.4. CÁLCULO Y ESTIMACION DE RESERVAS Para cuantificar los volúmenes de recursos disponibles en un yacimiento, existen múltiples técnicas y correlaciones de ingeniería, empleadas dependiendo de la cantidad de información disponible y del nivel de precisión en los resultados esperados. La más sencilla de todas es la expresión para cálculos volumétricos. A continuación se presentan las expresiones para el cálculo de petróleo en barriles a condiciones normales (Stock Tank Barrel - STB) y del gas en pies cúbicos a condiciones estándar (SCF).

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Dónde, N:

petróleo inicial en el yacimiento, STB.

G:

gas inicial en el yacimiento, SCF,

7758: Factor de conversión, bbl/acre-ft 43560: Factor de conversión, ft3/acre-ft A:

Área productiva original del yacimiento, acres

h:

Espesor neto efectivo, ft

Ø:

Porosidad, fracción

AhØ: Volumen poroso del yacimiento, acre-pie S wi:

Saturación de agua inicial, fracción

B oi:

Factor volumétrico de formación del aceite, Bb yto/ STB (>1)

B gi:

Factor de formación inicial del gas;

ft  yto SCF

p b zT Pzb Tb

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P y p b: Presión de yacimiento y a condiciones base, psia T y T b: Temperatura del yacimiento y a condiciones base, °R Z y zb: Factor de desviación del gas a condiciones de yto y base, respectivamente. Condiciones base se refiere usualmente a condiciones estándar (Presión de 14.7 psia, temperatura de 60ºF o 520ºR, y factor del gas de z=1).

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 2. MECANISMOS DE EMPUJE NATURAL DE UN YACIMIENTO La mayoría de los yacimientos petroleros poseen alguna forma de energía almacenada, que permite en algunos casos que él mismo produzca sus fluidos. Si un yacimiento tiene suficiente energía, el pozo tendrá flujo natural, en caso contrario una serie de técnicas artificiales se utilizan para poner a producir el yacimiento. Figura 4. Esquema típico de producción desde yacimiento a superficie para un yacimiento de aceite.

El programa de producción se establece basado en las condiciones de energía natural que existen en la formación productora. Por esta razón, es de vital importancia conocer lo más pronto posible, cuál es el mecanismo de empuje de determinado yacimiento en los inicios de su producción.

Para detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al

procesamiento e interpretación de una extensa serie de información obtenida durante la perforación de los pozos e información recabada durante el comienzo y toda la etapa de producción primaria. Cuando falta alguna información complementaria, ésta se puede suplir utilizando correlaciones empíricas, pruebas simuladas de laboratorio, estadísticas regionales y 

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 el recurso de la experiencia práctica y profesional de quienes adquieren, procesan e interpretan la información. Por lo general esta determinación es realizada después que suficientes datos de varios pozos en producción son analizados. Entre los datos se deben incluir: Declinación de la tasa de producción y la presión del yacimiento cuando el pozo es producido. Características de los fluidos producidos y la producción total acumulativa de aceite, gas y agua de todos los pozos. La relación gas – aceite (GOR) y la relación agua – aceite (WOR). Los principales mecanismos de energía que se pueden presentar en un yacimiento son: empuje de agua, empuje por capa de gas, empuje por gas en solución, empuje por segregación gravitacional y el empuje combinado, cuando se presentan simultáneamente dos o mas de los mecanismos enunciados se dice que se tiene un empuje combinado (Ver figuras 5 y 6). Estos empujes naturales son a menudo suficientes para que el pozo fluya naturalmente, pero la eficiencia de recuperación de un yacimiento puede variar dependiendo del tipo de empuje que se presente. Figura 5. Mecanismos de empuje de un yacimiento.

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 Figura 6. Presentaciones mas comunes de los fluidos en un yacimiento de hidrocarburos.

La eficiencia de recuperación o de recobro, es la cantidad de aceite y gas recuperada con relación a la cantidad total contenida en dicho yacimiento; puede variar considerablemente dependiendo del tipo de empuje que exista en el yacimiento. A medida que los pozos de un determinado yacimiento están en producción, las reservas existentes en el yacimiento se van agotando y la presión del yacimiento va cayendo. El 

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 agotamiento de los yacimientos varía de acuerdo al mecanismo de empuje existente en él, así como también varían las curvas de producción con el tiempo. A continuación se describen los comportamientos de los mecanismos de empuje natural más comunes.

2.1. EMPUJE POR AGUA (HIDRÁULICO O HIDROSTÁTICO) Se considera que existe este tipo de empuje, cuando la fuente predominante de energía viene del agua que penetra los límites del yacimiento.

Debido a que el agua tiene una

compresibilidad menor que la del aceite, el volumen de agua que entra al yacimiento debe ser mucho mayor que el volumen de aceite que está siendo removido del yacimiento para mantener la presión. Esta presión en la formación productora caerá durante la primera etapa de producción hasta que alcanza los límites del acuífero, entonces el agua comienza a expandirse y a entrar al yacimiento, desplazando el aceite hacia los pozos productores. Si el acuífero es muy grande y tiene energía suficiente, la presión del yacimiento tendería a permanecer constante a medida que este se produce. La tasa de producción permanecerá casi constante, hasta que el acuífero irrumpe en los pozos productores. Figura 7. Empuje hidrostático.

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