Desplazamiento por segregación gravitacional.

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Es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los reservorios de petróleo del mundo.

La presión inicial del yacimiento está sobre o igual a la presión de burbujeo y declinación rápida y continuamente entonces si la capa de gas es grande, la formación productora tendrá un buen soporte de presión y la tasa declinará muy lentamente hasta alcanzar a los pozos productores, requiere bombeo desde la etapa inicial.

Algunas características, no existe capa de gas o empuje de agua ya que la saturación está cerca del valor irreducible.

Factores que favorecen a la recuperación, tiene baja viscosidad, alta gravedad API del crudo, homogeneidad en la formación.

[pic 5]

Empuje de agua

Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua acuífero, el empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción de petróleo. Su presencia y actuación puede lograr que se produzca hasta 60 por ciento y quizás más del petróleo en sitio. No existe capa de gas por lo tanto la presión inicial es mayor que el punto de burbuja.

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.

El agua del acuífero se expande y desplaza al petróleo o gas desde el yacimiento hacia el pozo mientras la presión cae.

Este mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de volumen de agua que debe moverse en el yacimiento o entrar también el contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado por el agua.

Ventaja, Un empuje de agua fuerte proporciona un excelente aporte de presión al acuífero con caída de presión mínima en el pozo.

Desventaja, se debe mantener la presión en el yacimiento por encima del punto de burbuja para evitar el desprendimiento de gas y que se forme una capa de gas.

[pic 6]

Empuje por capa de gas o casquete de gas

Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones inferiores a la presión de burbujeo. En lo que existe una capa de gas, la cual tiende a expandirse debido a la disminución de presión actuando esta como una fuerza de empuje que obliga al petróleo a desplazarse.

[pic 7]

Conclusión;

Si un yacimiento tiene suficiente energía, el pozo tendrá flujo natural, en caso contrario una serie de técnicas artifíciales se utilizan para poner a producir el yacimiento, Por lo tanto cuando la presión del yacimiento no es suficiente se requerirá de otros métodos artificiales la recuperación secundaria inyección de gas o por medio de agua, Cuando el yacimiento permite la producción de los hidrocarburos contenidos en él por medio de mecanismos naturales se conoce con el nombre de recuperación primaria, dependerá si están por encima o por debajo de la presión de burbujeo.

COMPRESIBILIDAD DE LOS LIQUIDOS

Al ocurrir un pequeño cambio de presión, se supone una compresibilidad promedio constante para un intervalo de presión considerado, esta compresibilidad se podría obtener a partir de la siguiente ecuación, donde V1 y V2 son volúmenes de líquido:

V2 = V1 * (1 - ∆P)

COMPRESIBILIDAD DE LOS GASES

La compresibilidad de los gases es mucho mayor que la de los líquidos, disminuyendo a medida que aumenta la presión debido al mayor acercamiento entre las molecula, este parámetro depende directamente del factor de compresibilidad (Z), el cual permite la corrección en la ecuación general de los gases ideales, PV= ZnRT, que en conjunto con la ecuación de compresibilidad se obtiene:

Cg = (1 / P) – (1 / Z) * (dZ /dP)

COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS

La compresibilidad de cualquier material ya sea sólido, líquido o gaseoso, para un intervalo de presión y temperatura específica es el cambio de volumen por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurre en dicho material, es mucho mayor en los gases que en los líquidos y sólidos. Viene dada por la siguiente ecuación:

[pic 8]Donde:

C = Compresibilidad en el intervalo de presión de P1 a P2.

V = Volumen a la presión P1.

dV/dP = Cambio de volumen por unidad de cambio de presión de P1 a P2.

El signo negativo corresponde a la conveniencia necesaria para que el valor de la compresibilidad sea positivo al disminuir