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Fluidos de Reservorio
Fluidos de Reservorio
© Schlumberger 1999
Los fluidos de reservorio necesitan ser descritos de una forma distinta a las rocas. La primera definición es una de contactos, en donde el fluido estaría en equilibrio. Estos son el contacto gas-aceite, el contacto aceite-agua y el contacto gas-agua. Este ultimo es únicamente posible en un pozo con gas y agua (sin aceite).
La segunda figura es el aceite en sitio, la cantidad de hidrocarburo en el reservorio.
La figura final es una de las propiedades del hidrocarburo, el promedio gas-aceite; cuando gas esta contenido en el aceite. Debido a la complejidad de los hidrocarburos en el reservorio existen muchos otros parámetros que son requeridos para poder describir completamente los fluidos.
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Fluidos de Reservorio
Definiciones
Aceite en Sitio (OIP) El volumen de aceite en el reservorio,
en barriles o metros cúbicos.
Promedio Gas/Aceite (GOR) El contenido de gas del aceite.
Gravedad API (API) Gravedad del Aceite.
Contactos del Fluido
Otros gases pueden ser encontrados en pozos, estos incluyen, helio, anhídrido carbónico y sulfuro de hidrogeno. En la mayoría de los casos esto ocurre en forma de trazos con el hidrocarburo y el agua, normalmente encontrada.
El agua de formación es únicamente descrito por su salinidad. Esto varia desde 500 ppm de Cloruro hasta 250000ppm; un rango muy grande.
La mayor propiedad de las rocas involucradas en producción, es la permeabilidad.
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Fluidos en un Reservorio
Un reservorio normalmente contiene, ya sea agua o hidrocarburo o una mezcla de ambos.
El hidrocarburo podría encontrarse en forma de aceite o gas.
El hidrocarburo especifico producido, depende de la presión y temperatura del reservorio.
El agua de formación puede ser fresca o salada.
La cantidad y tipo de fluido producido, depende de la presión inicial del reservorio, de las propiedades de las rocas y el mecanismo de empuje.
Los hidrocarburos varían grandemente en sus propiedades. La primera clasificación es por fracción de cada componente. Esto va desde un gas seco, el cual es la mayoría de las veces C1 (metano), hasta brea, el cual es la mayoría de las veces la fracción mas pesada. El crudo negro normalmente encontrado entre los dos extremos, con algo de C1 y algunas fracciones mas pesadas.
El hidrocarburo extraído de los reservorios, varia su composición de sitio en sitio. Los fluidos que se originen de la misma roca de fuente serán similares pero nunca exactamente los mismos.
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Composición del Hidrocarburo
Los hidrocarburos típicos tienen la siguiente composición en Fracciones de Mol.
Hidrocarburo C1 C2 C3 C4 C5 C6+
Gas seco .88 .045 .045 .01 .01 .01
Condensado .72 .08 .04 .04 .04 .08
Crudo Volátil .6-.65 .08 .05 .04 .03 .15-.2
Crudo Negro .41 .03 .05 .05 .04 .42
Crudo Pesado .11.03 .01 .01 .04 .8
Brea/Betún 1.0
Los números 'C' indican el numero de átomos de carbón en la cadena molecular.
Otra forma de describir los hidrocarburos es por las mezclas de los grupos de tipos de estructura de hidrocarburos.
Los grupos mayores son mostrados en la lamina. Los mas simples y mas abundantes son las series de parafina, cadenas de átomos de carbón con el hidrogeno adjunto. La formula química para este tipo de estructura es CnHn+2. . Las estructuras de anillo mas complejas, naftalenos y bencinas, ocurren en proporciones variables.
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Estructura del Hidrocarburo
El mayor constituyente de los hidrocarburos es la parafina.
El aceite es mas complejo que el gas y debe ser definido de forma mas completa. La proporción Gas-Aceite GOR (símbolo Rs) es una medición de cuanto gas se encuentra en el aceite y por lo tanto, cuan ligero es. Esto es medido a una presión y temperatura especifica, por ejemplo, las condiciones de reservorio.
La gravedad API es un peso. La ecuación dada de definición, simplemente establece un numero para aceites dados. Los mas pesados tienen la gravedad API mas baja. El precio del aceite (crudo) depende de su gravedad API con los crudos estándar o de referencia, siendo los crudos negros entre 30 y 40 API.
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Clasificación del HidrocarburoLos hidrocarburos también son definidos por su peso y el promedio Gas/Aceite.La tabla nos da algunos valores típicos:
GOR Gravedad API
Gas Mojado 100mcf/b 50-70
Condensado 5-100mcf/b 50-70
Crudo Volátil 3000cf/b 40-50
Crudo Negro 100-2500cf/b 30-40
Crudo Pesado 0 10-30
Brea/Betún 0 <10
La gravedad especifica de un aceite es definido como:
5.131..
5.141−=°
grspAPI
El gas natural es un fluido mucho mas simple que el aceite y es esencialmente un componente.
La gravedad especifica del gas con respecto al aire, no deberá ser confundida con la gravedad especifica con respecto al agua.
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Hidrocarburo Gaseoso
El gas natural es en su mayoría metano, CH (60-80%). Algunos gases mas pesados conforman el resto.
El gas puede contener impurezas tales como Sulfuro de Hidrogeno, H2S y Anhídrido Carbónico, CO2.
Los gases están clasificados por su gravedad especifica, que es definida como:
“La proporción de la densidad del gas a la proporción de aire a la misma temperatura y presión".
La presión en el reservorio es controlada por el acuífero, ya que se asume que esta conectado a la superficie, por algún lugar. Esto significa que la presión en el agua es efectiva y continuamente controlada por el gradiente de presión. El gradiente de presión depende de la salinidad del agua, la temperatura y los esfuerzos teutónicos regionales. Usualmente es constante sobre un gran área.
Las presiones en el aceite y el gas dependen de los gradientes (densidades) de estos fluidos. La diferencia en gradientes con el gradiente del agua depende de la gravedad especifica con respecto al agua.
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Presión de Reservorio
Las Presiones de Reservorio son normalmente controladas por el gradiente en el acuífero.En algunos reservorios existen presiones altas.
Las presiones estáticas en cualquier lugar del reservorio pueden ser calculadas usando esta formula.
El calculo comienza en el fondo de la zona en el agua, específicamente en el OWC. La presión aquí es simplemente la profundidad por el gradiente de agua.
La presión en el GOC es la presión en el OWC menos la presión en la columna de aceite. Esto es dado por el grosor de la columna de aceite por el gradiente de agua por la gravedad especifica del aceite.
Un calculo similar puede ser realizado para la zona de gas.
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Calculo de la Presión de Reservorio
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Presión de Reservorio-Ejemplo
La temperatura en los pozos depende de un gradiente regional. Pueden haber “puntos calientes” en donde se encuentra agudamente incrementada. La temperatura es medida en cada corrida de registro.
Los gradientes de temperatura son mas altos cerca de los bordes de las placas mas bajos cerca de las antiguas placas continentales, debido a que estas son los puntos mas gruesos de la corteza.
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Gradiente de Temperatura de Reservorio
El grafico muestra tres posibles gradientes de temperatura. La temperatura puede ser determinada si la profundidad es conocida.
En algunos sitios, las temperaturas altas existen. El conocimiento local es importante.
El comportamiento de fase de los fluidos de reservorio es importante, ya que el fluido en el reservorio cambiara a medida que es producido.
La presión y temperatura son dos cantidades que pueden ser fácilmente medidas. Así es útil describir el comportamiento de los fluidos durante la producción, en estos términos. Experimentalmente es mas fácil medir la presión y el volumen y por lo tanto el clásico experimento es realizado usando estos parámetros a una temperatura constante.
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Fases del Fluido
Una fase del fluido es un estado físicamente distintivo , ej. gas o aceite.
En una reservorio, el aceite y el gas coexisten en equilibrio, dependiendo de la presión y la temperatura.
El comportamiento de un fluido de reservorio es analizado utilizando las propiedades; Presión, Temperatura y Volumen (PVT).
Existen dos formas simples de mostrar esto:
La presión contra la temperatura, manteniendo la constante de volumen.
La presión contra el volumen, manteniendo la constante de
temperatura.
El experimento mas fácil es el de mantener la temperatura constante, midiendo volúmenes y presiones.El fluido usado es puro, hidrocarburo de un solo componente (Esto no se encuentra en un fluido de reservorio que consiste en una cantidad de componentes).Comenzando en el liquido e incrementando el volumen, la presión cae rápidamente con pequeños cambios en el volumen, hasta que la primera burbuja de gas aparezca.Este es el Punto de Burbuja.Un mayor incremento en el volumen no causa cambios en la presión hasta que se llega a un punto en que todo el liquido se ha evaporado.Este es el Punto de Rocío.El incremento de volumen después de este punto causa la caída de la presión, pero mucho mas lento que con la fase liquida.
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Experimento PVT
Este es un ploteo para el componente único del hidrocarburo, usado en el experimento. La curva de presión de vapor termina en el Punto Critico. Este es un punto único para cualquier sustancia, pura o mezclada.
El ploteo describe como se comporta este fluido con presión y temperatura cambiantes.
Si comienza como un liquido y la presión es reducida manteniendo la temperatura constante, cruzara la curva de presión de vapor y se convertirá en gas. Si comienza como un liquido a presión constante e incrementando la temperatura, también se cambiara a gas. Un ejemplo de esto seria agua hirviendo en un contenedor abierto a nivel del mar.
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Diagrama de Fase - un solo componente
El experimento es conducido a diferentes temperaturas.El ploteo final de Presión contra la Temperatura, es realizado.La Curva de Presión de Vapor representa el Punto de Burbuja y el Punto de Rocío.(Por un solo componente ellas coinciden).
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Diagrama de Fase - Aceite
El diagrama de fase de Presión/Temperatura (PT) para un reservorio de aceite:El punto 'A' es la condición inicial de presión y temperatura de un reservorio.Si el reservorio es producido a una temperatura constante hasta que el fluido llega al pozo, la linea al punto “B”, es trazada. Esto representa el flujo del fluido desde el reservorio hasta el agujero descubierto. La temperatura y la presión del fluido que viaja a la superficie caen, llegando a las “condiciones separadoras” (s), con un volumen final de aceite y gas.
Los reservorios no tiene hidrocarburos de un solo componente. Sus diagramas de Presión/Temperatura, son mas complejos.Las curvas del Punto de Burbuja y del Punto de Rocío aun se encontraran en el punto critico.Ahora habrá un envoltorio en donde dos fases, aceite y gas, coexisten en equilibrio. Esto es debido a que son ambos, componentes pesados y ligeros en el fluido.Este típico diagrama es usado para describir como se comporta el aceite, en condiciones de reservorio, cuando es producido a superficie.
Condensados de gas, y como el nombre lo sugiere, comienza como un gas y condensa algún liquido. Este tipo de reservorio de gas es comercialmente muy bueno, ya que el liquido puede ser fácilmente vendido.
Este tipo de fluido es muy dinámico y es difícil de producir eficientemente. El sistema de producción superficial es mas complejo que para el aceite.
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Diagrama de Fase -Condensado/Gas
El Punto “C” esta en las condiciones iniciales del reservorio. El reservorio es producido a una temperatura constante de C a D. Los fluidos que fluyen hacia arriba en el pozo, ahora caen en temperatura y presión, cruzando la linea del Punto de Rocío y el liquido se condensa.En condiciones separadoras (s), el resultado en ambos, liquido y gas en la superficie.
Este es el diagrama final para los fluidos de reservorio. Esto es un gas seco que nunca penetra la envoltura bajo ninguna condición normal de producción, ya que no existen componentes pesados.
Existen algunos gases clasificados como “mojados”. Esto se refiere a algún liquido que esta siendo producido en superficie, como con un condensado. Sin embargo solo hay una cantidad mínima.
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Reservorio de Gas
En un reservorio de gas el punto inicial es A. Produciendo el pozo a condiciones separadoras B, no cambia el fluido producido.El punto B aun esta en la “región de gas” y por lo tanto el gas seco es producido.
Las presiones y temperaturas de fondo son altas, en la superficie son mucho mas bajas, por lo tanto los fluidos cambiaran de volumen.
Algo de gas proviene del aceite, la cantidad depende del promedio gas-aceite.
El agua solo contendrá gas disuelto en un pozo de gas cerca del contacto gas-agua. En general el agua produce agua.
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Volúmenes de Hidrocarburo
Los fluidos en condiciones de fondo, producen fluidos diferentes en superficie:El aceite se convierte en aceite mas gas.El gas usualmente se queda como gas, a menos que sea un Condensado.El agua se queda como agua, ocasionalmente con algún gas disuelto.
El cambio de volumen debe ser cuantificado. Los volúmenes de superficie son medidos (gastos de producción); estos necesitan ser convertidos a condiciones de fondo para poder calcular cuanto ha sido producido en condiciones de reservorio y por lo tanto, cuanto queda.
Bw es alrededor de 1, ya que el agua es casi incomprimible. Bo es medido en un experimento de laboratorio PVT; esta justo por encima de 1, un valor típico seria 1.2.
Bg puede ser medido en el laboratorio o utilizando gráficos empíricos. Esta figura depende de la presión y es siempre bastante pequeña, en el orden de los 10-3.
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FVF para Aceite y Gas
Entre las condiciones de fondo y superficie, existe un cambio de volumen.El volumen del fluido en condiciones referenciales es descrito por el Factor del Volumen de Formación:
FVF =
Bo = factor del volumen de la formación para aceiteBw = factor del volumen de la formación para aguaBg = factor del volumen de la formación para gas
Volumen en Condiciones de Fondo
Volumen en Condiciones Referenciales
La porosidad debe ser dividida entre los fluidos que ocupan el espacio de los poros. La saturación es el nombre dado a la fracción de un fluido dado. El total de los fluidos presentes debe ser 1 (o 100%).
La representación normal es un porcentaje, y en las ecuaciones una fracción deberá ser usada.
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Saturación
La saturación de la formación es definida como la fracción de su volumen de poros (porosidad), ocupada por un fluido dado.
Saturación =
DefinicionesSw = saturación de aguaSo = saturación de aceiteSg = saturación de gasSh = saturación de hidrocarburo = So +
Sg
Las saturaciones son expresadas como porcentajes o fracciones, Ej., la saturación de agua de 75% en un reservorio con una porosidad de 20%, contiene agua equivalente al 15% de su volumen.
Volumen de un fluido especificoVolumen de los poros
La representación grafica muestra el modelo simple de porosidad, dividido entre agua e hidrocarburo.
El volumen de un fluido es la porosidad por la saturación.
Por lo tanto el volumen del agua Vw = ?*Sw, que de aceite Vo = ?*So , y que de gas, Vg = ?*Sg.
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Definición de Saturación
La mojabilidad es causada por fuerzas superficiales de tensión, entre las moléculas de fluido.
La mayoría de los reservorios están mojados con agua, debido a que el agua estuvo allí primero, siendo la roca depositada en agua. El hidrocarburo que migro hasta este sitio mas tarde, desplaza la mayor parte del fluido, pero rara vez moja la roca debido a que las fuerzas superficiales de tensión en el agua, son mas fuertes.
El simple experimento en la figura, nos muestra una caída de agua en un desliz de vidrio. Un diagrama similar podría ser trazado para el caso opuesto utilizando, por ejemplo, mercurio en vez de agua.
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Mojabilidad
La mojabilidad define como un fluido se adhiere a la superficie (o roca en el reservorio), cuando hay dos fluidos presentes, Ej. Agua y aire.
El ángulo medido a través del agua es el “ángulo de contacto”.
Si es menor a 90° la roca esta mojada con agua; mayor a 90°, la roca esta mojada con aceite.
La mayoría de las rocas de reservorio están mojadas con agua.
Siempre hay agua en la zona de hidrocarburos. Esta agua esta “pegada” a las rocas por fuerzas superficiales de tensión, esta “mojando” las rocas. El agua nunca será producida bajo condiciones normales de producción, y de allí el termino irreducible.
La cantidad de agua irreducible depende del tamaño del grano y de la mezcla de los granos. Una roca con una mezcla de granos pequeños y granos grandes, puede tener agua en los granos pequeños y aceite en los espacios de los poros, asociado con los granos grandes.
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Saturación Irreducible de Agua
En una formación, la saturación mínima inducida por medio del desplazamiento, es en donde la fase de mojado se vuelve descontinua.En rocas normales mojadas con agua, esta es la saturación de agua irreducible, “Swirr”.Las rocas compuestas por granos grandes, tienen una baja irreductibilidad de saturación de agua, comparada a las formaciones de granos pequeños, debido a que la presión capilar es menor.
El experimento de la presión capilar, es un experimento simple. Es muchas veces conducido utilizando una cantidad de tubos de vidrio para determinar el factor de control, que es el radio del tubo capilar. Mientras mas pequeño sea el tubo, mayor será la altura del agua y por lo tanto la presión capilar.
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Fuerzas Capilares
En un sistema simple de agua y aire, la mojabilidad da incremento a una interfase curvada entre dos fluidos.Este experimento tiene un tubo de vidrio adherido al reservorio de agua. El agua “moja” el vidrio. Esto causa la presión en el lado cóncavo (agua) para exceder la del lado convexo (aire). Este exceso de presión es la presión capilar.
Pc = presión capilarσ = tensión superficialq = ángulo de contactorcap = radio del tubo capilar
En un reservorio los espacios de los poros actúan como tubos capilares, halando al agua hacia arriba y hacia adentro de la columna de aceite. Existe una zona de transición capilar en el contacto aceite-agua. También habrá una en el contacto gas-agua en un reservorio de gas. Sin embargo y bajo condiciones normales, este fenómeno no existe en el contacto gas-aceite, debido a que el aceite no moja la roca.
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Fuerzas Capilares y RocasEn un reservorio los dos fluidos son aceite y agua, los cuales son inmiscibles y por lo tanto presentan el fenómeno de presión capilar.Esto es visto por el incremento del agua por encima del punto en donde la presión capilar es cero.
La altura depende de la diferencia de densidad y el radio de los capilares.
La zona de transición es un fenómeno visto en todos los reservorios. El grosor de esta zona varia desde menos de la resolución de la herramienta estándar hasta muy larga, cientos de pies.
El tamaño de los poros también controla la permeabilidad, los poros pequeños significan permeabilidad baja. Por lo tanto una zona de transición larga sugiere una formación de permeabilidad baja.
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Zona de Transición
El fenómeno de presión capilar le da incremento a la zona de transición en un reservorio, entre la zona de agua y la zona de aceite.Se puede pensar en la roca como una atado de tubos capilares.La longitud de la zona depende del tamaño de los poros y la diferencia de densidad entre los dos fluidos.
Las cuatro etapas son 100% agua, mezcla de aceite y agua, aceite residual y agua irreducible.
La primera etapa presenta solamente la zona de agua. La ultima representa la zona de aceite. La etapa de aceite residual es un reservorio que ha sido completamente producido.
La otra etapa es una etapa intermedia, ya sea una etapa de producción o en algún lado de la zona de transición.
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Permeabilidad RelativaTome un núcleo 100% saturado con agua (A).Fuerce aceite dentro del núcleo hasta lograr una saturación irreducible de agua (“Swirr”) (A-> C -> D).Invierta el proceso: fuerce agua dentro del núcleo hasta lograr la saturación residual (B).Durante el proceso mida las permeabilidades relativas al agua y al aceite.
Inicialmente, la permeabilidad del núcleo será la permeabilidad absoluta, debido a que hay un solo fluido al 100% de saturación.
La permeabilidad del agua caerá a cero cuando se logre el “Swirr”, debido a que no habrá mas agua moviéndose.
La permeabilidad relativa al aceite se incrementara, pero nunca alcanzara la permeabilidad absoluta porque aun existe agua en los poros.
Cuando se fuerza agua hacia adentro, la permeabilidad relativa al agua se incrementara, pero no alcanzara el valor absoluto, por la misma razón.
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Permeabilidad Relativa Experimento
También existen los empujes secundarios, empuje por gravedad compactación y expansión de fluido. En la realidad, todos los reservorios tienen mecanismo primarios y secundarios.
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Mecanismos de Empuje
Un reservorio virgen tiene una presión controlada por el gradiente local.Los hidrocarburos fluirán si la presión del reservorio es suficiente para empujar los fluidos a la superficie (de otra forma tendrán que ser bombeados).A medida que el fluido es producido, la presión del reservorio disminuye.El gasto de caída de presión es controlado por los Mecanismos de Empuje del Reservorio.Los Mecanismos de Empuje dependen del gasto al que el fluido se expande para llenar el espacio vaciado por el fluido producido.Los principales tipos de Mecanismos de Empuje del Reservorio son:
Empuje hidráulico
Empuje por expansión del casquete de gas
Empuje por gas disuelto
El agua tiene tres ventajas, primeramente, existe agua en la zona de hidrocarburos en la forma de agua irreducible, con el cual se puede juntar y por lo tanto puede limpiar alrededor de los granos. En segundo lugar la presión capilar ayuda a que el agua suba en los pequeños canales de los poros.
Finalmente el agua es muy a menudo, de gran extensión y por lo tanto la presión en el reservorio se mantiene alta por mucho tiempo.
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Invasión de Agua 1
El agua que invade una zona de aceite, se mueve cerca de la superficie de los granos, empujando el aceite fuera de su camino, como si fuera un pistón.
Las fuerzas del gradiente de presión capilar se moverá hacia delante mas rápidamente en los canales mas pequeños de los poros.
Siempre quedara algún aceite en la roca, la recuperación del 100% es imposible. La fracción residual del aceite, Sor, es importante ya que controla la cantidad de aceite recuperable.
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Invasión de Agua 2
El hilo remanente de aceite se vuelve mas pequeño.
Finalmente se parte en pedazos mas pequeños.
Como resultado, algunas gotas de aceite son dejadas en el canal.
El (normalmente) gran volumen de los sistemas de agua, provee asistencia adicional a este tipo de empuje. El hidrocarburo es empujado hacia afuera a medida que su presión disminuye. Mientras que la presión en el agua se mantiene mas alta y por lo tanto el agua se moverá forzando la salida del aceite.
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Empuje Hidráulico
El agua se mueve hacia arriba para llenar los espacios vaciados por el aceite que e producido.
La producción del agua se incrementara invariablemente. La cantidad de agua finalmente producida depende de las capacidades de las instalaciones de producción en superficie y la actividad económica del proceso. Puede ser tanto como un 98%. La producción de gas es simplemente, la producción asociada con el aceite y depende de la proporción gas-aceite.
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Empuje Hidráulico 2
Este tipo de empuje, usualmente mantiene la presión del reservorio bastante constante.Después de la producción inicial de aceite “seco”, se podría producir agua. La cantidad de agua producida incrementa a medida que el volumen del aceite en el reservorio disminuye. El gas disuelto en el aceite es soltado para formar gas producido.
La movilidad muy alta del gas (baja viscosidad), significa que baja por los largos canales de los poros rodeando los mas pequeños. Una vez que ha pasado una zona, el gas continuara dejando el aceite atrapado; el aceite no será producido.
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Invasión de Gas
El gas es mas movible que el aceite y toma la ruta con menor resistencia a lo largo del centro de los canales mas grandes.Como resultado, se quedara aceite en los canales mas pequeños y menos permeables.
El tipo principal del empuje de gas es el empuje por expansión del casquete de gas. Las fuerzas de expansión del casquete de gas, fuerzan al aceite a salir. El casquete de gas necesita ser grande para que este empuje tenga éxito.
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Empuje por Expansión del Casquete de Gas
El gas del casquete de gas se expande para llenar el espacio vaciado por el aceite producido.
A medida que el casquete de gas se expande la presión disminuye, por lo tanto la eficiencia del empuje baja. En adición siempre hay avances de gas libre y producción a un GOR aparentemente alto. La presión del reservorio bajara rápidamente.
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Empuje por Expansión del Casquete de Gas 2
A medida que la producción de aceite disminuye, la producción de gas se incrementa.Rápida caída de presión en el inicio de la producción.
Este tipo de empuje utiliza la energía del gas disuelto en el aceite, ya que no existe apreciación de agua o empuje por expansión del casquete de gas. Esto es bastante ineficiente, ya que están en la expansión mas baja posible. En adición el reservorio cae rápidamente por debajo del punto de burbuja en el reservorio como tal. Esto significa que el gas sale de la solución en el reservorio. Esto creara problemas para la producción y el reservorio morirá, eventualmente.
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Empuje por Gas Disuelto
Después de algún tiempo el aceite en el reservorio estará por debajo del punto de burbuja.
La lamina muestra la rápida disminución en todos lo parámetros en el reservorio, presión y producción. La GOR también disminuye a medida que el gas es producido.
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Empuje por Gas Disuelto 2Una producción inicial alta de aceite es seguida por una disminución rápida.La proporción Gas/Aceite tiene un pico de incremento correspondiente a la permeabilidad mas alta del gas.La presión de reservorio exhibe una rápida disminución.
La lamina compara la producción total acumulativa de los distintos mecanismo de empuje contra la presión del reservorio. El empuje hidráulico mantiene la presión en alto y por lo tanto es mas eficiente en la producción de fluidos de reservorio.
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Empujes - General Un empuje hidráulico puede recuperar hasta un 60% del aceite en sitio.Un empuje por expansión del casquete de gas solamente puede recuperar un 40% con una mayor reducción en la presión. Un empuje por gas disuelto tiene una recuperación baja.
La conificación es causada por medio de la producción del reservorio a un abatimiento que es demasiado alto y también con perforaciones que son demasiado largas. El agua (o gas) es abatido al intervalo perforado y producido. Este problema puede ser usualmente reparado.
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Fluidos de Reservorio
Problemas de Empuje
Empuje Hidráulico:El agua puede conificarsehacia arriba y ser producida a través de perforaciones mas bajas.
Empuje por Expansión del Casquete de Gas:El gas puede conificarsehacia abajo y ser producido a través de las perforaciones superiores.La presión es perdida rápidamente, a medida que el gas se expande.
Empuje de Gas Disuelto:La producción de gas puede ocurrir en el reservorio, daño de la formación afectada.Muy corta vida.
La mayoría de los reservorios modernos tienen algún tipo de recuperación secundaria, colocada dentro de su gerenciamiento desde su producción inicial. El objetivo de todos estos esquemas es el de mantener la presión en el reservorio lo mas alta posible y por el mayor tiempo posible.
El problema principal con crudo pesado es su alta viscosidad. La reducción de la viscosidad es lograda por medio del calentamiento del fluido, por medio de la inyección de vapor y la combustión en-sitio o por medio de la adición de CO2. Esta sustancia reduce la viscosidad del aceite en dos ordenes de magnitud, por ejemplo 500 centipoise a 5.
La inyección de polímeros adiciona polímeros a la inyección de agua para incrementar la viscosidad de este fluido. El agua ordinaria tiene una viscosidad mucho mas baja y por lo tanto no arrastra al crudo pesado de forma efectiva.
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Fluidos de Reservorio
Recuperación Secundaria 1
La recuperación secundaria cubre un rango de técnicas usadas para aumentar el empuje natural de un reservorio o empujar la producción a una etapa mas tardía en la vida del reservorio.Un campo muchas veces requiere de técnicas de recuperación mejorada del aceite (EOR) para maximizar su producción.Métodos comunes de recuperación, son:
Inyección de AguaInyección de Gas
En reservorios difíciles, tales como los que contienen crudo pesado, se utilizan métodos mas avanzados de recuperación:
Inyección de VaporInyección de Polímeros
.Inyección de CO2Combustión en-sitio
El agua puede venir del agua de mar o cerca y diferentes acuíferos. Los inyectores son colocados en diseños, dependiendo de la permeabilidad del reservorio.
El gas muchas veces proviene de poder producido que puede ser comprimido y reinyectado al casquete de gas.
Ambos tipos de inyección pueden operar al mismo tiempo.
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Fluidos de Reservorio
Recuperación Secundaria 2 Inyección de Agua
Inyección de Gas
