Como explotar un yacimiento de la manera más óptima (estrategia)
Un ingeniero en yacimiento debe responder a dos preguntas fundamentales la primera concierne a que si el hidrocarburo que esta en un yacimiento se encuentra en cantidades recobrables y si es asi cual es la óptima estrategia de desarrollo.
En este blog se ofreceran algunas estregias para la explotación de un yacimiento según sea el caso en que se encuentre él mismo
En este blog se ofreceran algunas estregias para la explotación de un yacimiento según sea el caso en que se encuentre él mismo
- Entrada natural de agua.
Cuando un yacimiento de hidrocarburos esté en contacto con un acuífero, se requiere que la presión en la interfase descienda significativamente para que el acuífero descargue agua hacia el yacimiento o volumen de control. Este caso puede presentar varias situaciones.
En primer término, se puede presentar la conveniencia de utilizar agua del acuífero como mecanismo de producción, de hecho, puede ser conveniente que se estimule la entrada de agua al volumen de control. Ésto, requiere disponer de un número suficiente de pozos, a una tasa indi vidual de producción, de forma tal que la presión en la interfase acuífero/yacimiento descienda lo suficiente para que el acuífero se mantenga descargando agua. Además, para utilizar eficiente mente el barrido que ofrece el desplazamiento del frente de agua, el avance de ésta debe ser observado cuidadosamente en los pozos de producción durante el transcurso del tiempo. Tales observaciones permitirán realizar mayor o menor vaciamiento en partes del yacimiento, con el fin de modificar los requerimientos del patrón de barrido del agua que descarga el acuífero.
Otro aspecto concerniente al acuífero es la conveniencia de que entre agua al yacimiento pero que el volumen que aporta es insuficiente. Entonces, para complementar el volumen de agua que debe recibir el yacimiento, se le suplirá el diferencial mediante la inyección de agua, utilizando generalmente como inyectores los pozos buzamiento abajo, localizados cerca del acuifero natural, y las tasas de inyección serán coleccionadas acorde con el nivel de presión deseado. Cabe destacar que a medida que la presión de inyección sea mayor en el yacimiento o volumen de control, se desestimulará la actividad natural del acuífero ya que se estará evitando el descenso de pre sión en la interfase.
Otra posibilidad es la conveniencia de que no entre agua del acuífero al volumen de control. Esta situación es muy frecuente, por ejemplo, en el caso de yacimientos de gas o gas conden sado que posean un acuífero. Este tipo de yacimiento generalmente es conveniente producirlo por agotamiento natural (en el caso de gas) y/o por inyección de gas seco en el yacimiento en el caso de gas condensado. En ambos casos, generalmente la expansión de la fase gaseosa provee sufíciente energía para producir los pozos y las tasas de producción dependerán del número de pozos y de la interferencia que se desarrolle entre ellos. En ambos casos la entrada de agua es sumamente perjudicial, ya que el aporte de energía es relativamente bajo y crea serios problemas de productividad al irrumpir el agua en los productores de gas, lo cual disminuye las tasas, aumenta las pérdidas por fricción y aumenta el peso de la columna de fluido en los pozos productores
Para que el agua no pueda entrar al volumen de control se pueden hacer dos cosas: una, inyectar gas en el yacimiento, manteniendo elevada la presión en la intertase agua/petróleo para dis minuir el descenso de presión en el acuífero y por ende que descargue menos agua. La segunda opción es producir a altas tasas con altos contenidos de hasta 1oo% de agua, utilizando pozos ya perforados o hechos para ese fin, ubicándolos cerca de la interfase agua/petróleo o inclusive en el propio acuifero. Hay experimentos en las que se trataba de inhibir los efectos del acuífero en un yacimiento de gas, gas condensado y/o gas y petróleo con buenos efectos de segregación, y en los que se perforaron deliberadamente en el acuífero pozos productores de agua a altas tasas utilizan dos bombas electrocentrifugas. Mediante la producción deliberada de altos volúmenes de agua del acuífero, se disminuyó significativamente la entrada de agua al volumen de control o yacimiento.
En primer término, se puede presentar la conveniencia de utilizar agua del acuífero como mecanismo de producción, de hecho, puede ser conveniente que se estimule la entrada de agua al volumen de control. Ésto, requiere disponer de un número suficiente de pozos, a una tasa indi vidual de producción, de forma tal que la presión en la interfase acuífero/yacimiento descienda lo suficiente para que el acuífero se mantenga descargando agua. Además, para utilizar eficiente mente el barrido que ofrece el desplazamiento del frente de agua, el avance de ésta debe ser observado cuidadosamente en los pozos de producción durante el transcurso del tiempo. Tales observaciones permitirán realizar mayor o menor vaciamiento en partes del yacimiento, con el fin de modificar los requerimientos del patrón de barrido del agua que descarga el acuífero.
Otro aspecto concerniente al acuífero es la conveniencia de que entre agua al yacimiento pero que el volumen que aporta es insuficiente. Entonces, para complementar el volumen de agua que debe recibir el yacimiento, se le suplirá el diferencial mediante la inyección de agua, utilizando generalmente como inyectores los pozos buzamiento abajo, localizados cerca del acuifero natural, y las tasas de inyección serán coleccionadas acorde con el nivel de presión deseado. Cabe destacar que a medida que la presión de inyección sea mayor en el yacimiento o volumen de control, se desestimulará la actividad natural del acuífero ya que se estará evitando el descenso de pre sión en la interfase.
Otra posibilidad es la conveniencia de que no entre agua del acuífero al volumen de control. Esta situación es muy frecuente, por ejemplo, en el caso de yacimientos de gas o gas conden sado que posean un acuífero. Este tipo de yacimiento generalmente es conveniente producirlo por agotamiento natural (en el caso de gas) y/o por inyección de gas seco en el yacimiento en el caso de gas condensado. En ambos casos, generalmente la expansión de la fase gaseosa provee sufíciente energía para producir los pozos y las tasas de producción dependerán del número de pozos y de la interferencia que se desarrolle entre ellos. En ambos casos la entrada de agua es sumamente perjudicial, ya que el aporte de energía es relativamente bajo y crea serios problemas de productividad al irrumpir el agua en los productores de gas, lo cual disminuye las tasas, aumenta las pérdidas por fricción y aumenta el peso de la columna de fluido en los pozos productores
Para que el agua no pueda entrar al volumen de control se pueden hacer dos cosas: una, inyectar gas en el yacimiento, manteniendo elevada la presión en la intertase agua/petróleo para dis minuir el descenso de presión en el acuífero y por ende que descargue menos agua. La segunda opción es producir a altas tasas con altos contenidos de hasta 1oo% de agua, utilizando pozos ya perforados o hechos para ese fin, ubicándolos cerca de la interfase agua/petróleo o inclusive en el propio acuifero. Hay experimentos en las que se trataba de inhibir los efectos del acuífero en un yacimiento de gas, gas condensado y/o gas y petróleo con buenos efectos de segregación, y en los que se perforaron deliberadamente en el acuífero pozos productores de agua a altas tasas utilizan dos bombas electrocentrifugas. Mediante la producción deliberada de altos volúmenes de agua del acuífero, se disminuyó significativamente la entrada de agua al volumen de control o yacimiento.
- Expansión del Casquete de gas:
Los yacimientos que tienen un casquete de gas de tamaño significativo, poseen una fracción significativa de energía que se manifiesta en la compresibilidad del gas libre presente. En estos casos es aconsejable producir preferencialmente los pozos buzamiento abajo porque poseen menor relación gas/petróleo, y a medida que los pozos vayan produciendo mayor volumen de gas por expansión del casquete se pueden ir cerrando progresivamente. Este mecanismo es eficiente y trata de no disipar el casquete de gas hasta tanto no se hayan producido las reservas de petróleo almacenadas en la zona de líquidos asociada con el casquete de gas
- Segregación gravitacional.
El descenso de la presión por debajo de la de burbujeo inicial hace que el gas liberado en posisciones estruccturalmente bajas tienda a despalzarse hacia posiciones estructuraimente más altas, en virtud de la densidad inferior del gas respecto a las de los líquidos en el yacimiento. En su trayectoria hacia posiciones estructurales más altas, el gas en movimiento arrastra crudo adicional hacia los pozos productores. Finalmente, al incorporarse el gas al casquete, el gas así liberado contribuye a expandir el tamaño de dicho casquete y a la efectividad del mecanismo de producción por la expansión del gas libre.
- Fuerzas capilares y producción por imbibición.
En sistemas que presentan grandes contrastes de permeabilidad por ejemplo, en el caso de dos lentes de arenas, uno con excelentes propiedades y el otro con propiedades muy pobres, y ambos están en intimo contacto se puede tener la siguiente situación:
Al tener activo un influjo de agua y/o un proceso de inyección de agua, puede ser que dicha agua invada el lente con mejores propiedades. Sin embargo, durante el transcurso del tiempo las fuerzas capilares promoverán por imbibición la entrada del agua del mejor lente al peor lente, ocasionando desde este último la salida de crudo adicional que pasaria a la arena de mejores propiedades para luego ser arrastrado por el agua.
Al tener activo un influjo de agua y/o un proceso de inyección de agua, puede ser que dicha agua invada el lente con mejores propiedades. Sin embargo, durante el transcurso del tiempo las fuerzas capilares promoverán por imbibición la entrada del agua del mejor lente al peor lente, ocasionando desde este último la salida de crudo adicional que pasaria a la arena de mejores propiedades para luego ser arrastrado por el agua.
