Ingenieria De Reservorios Petroliferos

TIPOS DE RESERVORIOS Y MANEJO EFECTIVO

Clasificación de los Reservorios

Los reservorios pueden ser clasificados de acuerdo a su comportamiento de fase, la cual es determinada por la ubicación de la presión de y temperatura inicial de reservorio con respecto a la región de dos fases sobre el diagrama de fase presión-temperatura del sistema hidrocarburo del reservorio. Los reservorios clasificados por el comportamiento de fase son:

- Gas seco,

- Gas Húmedo,

- Condensado de gas,

- Petróleo volátil, y

- Petróleo negro.

Ambos tipos de reservorio de petróleo caen en una de las siguientes categorías:

- No saturados, o

- Saturados con o sin capa de gas libre asociado.

Los reservorios son clasificados de acuerdo al mecanismo de impulsión prevaleciente del reservorio. Los reservorios de petróleo clasificados por mecanismos de empuje son:

- Impulsión por Gas en Solución,

- Impulsión por Capa de Gas,

- Impulsión por Agua,

- Drenaje por Gravedad,

- Empuje por expansión del agua connata y roca, e

- Impulsiones Combinadas

Los mecanismos de empuje de los reservorios de gas son:

- Empuje por Depleción,

- Impulsión por Agua, y

- Empuje por expansión del agua connata y roca.

Comportamiento de Fase del Hidrocarburo

Los fluidos de reservorio que existen como gases en la superficie pueden ser líquidos a presión alta de reservorio; los líquidos a condiciones de superficie pueden ser gases a temperaturas altas de reservorio. Como la presión de reservorio y algunas temperaturas, cambian durante la depleción, los fluidos de reservorio pueden también cambiar de fase en el reservorio, de gas a líquido o líquido a gas.

El comportamiento de fase de los fluidos de reservorio tiene efectos importantes sobre sus volúmenes, compresibilidad y características de flujo. El comportamiento de fase de un fluido de reservorio puede ser definido exactamente para el manejo grupal del reservorio para determinar reservas, y para comprender y predecir el comportamiento del reservorio.

El comportamiento de fase de los diferentes fluidos del reservorio es ilustrado por las Figuras de la 4.1 a la 4.6. Los diferentes fluidos incluyen:

- Gas Seco (fig. 4.1) - ni la disminución de presión a temperaturas de reservorio ni el procesamiento en superficie a temperatura menor (punto B) resulta en formación de líquidos.

- Gas Húmedo (fig. 4.2) - la alta concentración de hidrocarburos pesados causa líquidos a condiciones de separador de superficie. La Fig. 4.2 ilustra la definición de un fluido cricondentérmicos - la más alta temperatura en la cual cualquier líquido puede existir, sin considerar presión.

- Sistema Condensado (Fig. 4.3) - la temperatura de reservorio es menor que la cricondenterma; Como la presión es disminuida a temperatura de reservorio, los líquidos se condensarán primero, en procesos llamados de condensación retrógrada, y entonces revaporizará. En reservorios reales, los líquidos condensados son menos movibles que el gas, y algunos están en procesos llamados de condensación retrógrada, y entonces se revaporizarán. En reservorios reales, los líquidos condensados son menos movibles que el gas y algunos son atrapados dentro del espacio poroso. La producción continuada de gas durante la condensación retrógrada disminuirá el potencial para líquidos a revaporizarse, y entonces puede ocurrir pérdidas sustanciales en líquidos.

- Petróleo Volátil (Fig. 4.4) - la temperatura de reservorio es menor que la temperatura crítica y la presión de reservorio es igual a la del punto de burbuja (llamado petróleo saturado) o mayor que el punto de burbuja (llamado petróleo subsaturado).

- Petróleo Negro (Fig. 4.5) - similar al petróleo volátil pero con espaciamiento encerrado de líneas de porcentaje líquido que indican baja volatilidad. En el caso el petróleo negro, la presión del reservorio tiene que ser reducida considerablemente para lograr un cuantioso volumen de gas.

- Los reservorios de petróleo con capas de gas libre asociado son sistemas de hidrocarburos donde las condiciones de reservorio caen dentro de la región de dos fases del sistema hidrocarburo total. Las fases gas y petróleo normalmente existen en equilibrio: gas en su punto de rocío, petróleo en su punto de burbuja. Ambas tienen diagramas de fase individual (fig. 4.6)

Fuerzas Primarias del Reservorio

La distribución original de los fluidos en el reservorio, el movimiento simultáneo de ellos y el desplazamiento de un fluido por otro están íntimamente relacionados con las fuerzas existentes en el reservorio, las cuales contribuyen a la expulsión del petróleo de la roca hacia el pozo. Estas fuerzas que controlan y son responsables del comportamiento de los fluidos dentro del reservorio son:

a) Las fuerzas resistivas de viscosidad

b) Las fuerzas de la gravedad

c) Las fuerzas de acción capilar

Las fuerzas resistivas de viscosidad actúan en forma directamente proporcional a las diferenciales de presión presentes dentro del reservorio y son dependientes del tipo de fluido y del tipo de reservorio. Estas fuerzas son restrictivas en vez de productivas, es decir, que tienen que ser superadas para lograr producción.

Las fuerzas de la gravedad pueden considerarse como fuerzas impulsoras y se manifiestan a través de la segregación de los fluidos dentro del reservorio y del drenaje a las estructuras inferiores.

Las fuerzas capilares son las que permiten al reservorio la retención de cierta cantidad de agua connata dentro de la zona de petróleo contra la tendencia de la gravedad de llevarla al fondo del reservorio, y es, en gran parte, responsable del petróleo dentro del espacio poroso contra la acción favorable de una diferencial de presión. Estas fuerzas están en relación directa con las áreas involucradas y pueden considerarse como fuerzas retentivas.

Durante la etapa de producción de cualquier reservorio todas estas fuerzas primarias están activas. Pero, en ciertas etapas puede un grupo de ellas ser dominante mientras que las otras se convierten en insignificantes. Antes de la perforación del reservorio existe una distribución estática de ellas. En términos generales las fuerzas de viscosidad llegan a ser dominantes a altos flujos de fluidos y las de la gravedad prácticamente insignificantes.

Es por lo tanto evidente que la acción de cada uno de estos grupos de fuerzas depende de ciertos factores o variables que pueden agruparse de la siguiente manera:

a) La naturaleza del reservorio (estructura, arreglo del espacio poroso, composición química, etc).

b) Naturaleza y cantidades relativas de los fluidos.

c) Condiciones de presión y temperatura.

d) Condiciones de operación impuesta al reservorio.

Energía de los Reservorios

La producción del petróleo ocurre por la acción de la energía natural del reservorio o por energía impuesta a dicho reservorio. Esta energía puede estar presente en unas de las siguientes formas:

1.- Proveniente del Gas en Solución.

2.- Proveniente del Gas libre Comprimido.

3.- Proveniente del Agua en Compresión.

4.- Proveniente de una carga hidrostática.

5.- Proveniente del Petróleo en Compresión.

Además de cualquiera de estas formas de energía debe tenerse siempre en cuenta la acción gravitacional y las fuerzas capilares.

Para la producción de petróleo de un reservorio, dos condiciones generales son necesarias:

a) La presencia de una fuerza impulsora.

b) La existencia de un fluido desplazante (gas o agua).

Mecanismos de Desplazamiento de los Reservorios

Los reservorios pueden clasificarse de acuerdo al tipo de desplazamiento, es decir:

1.- Desplazamiento por Gas Disuelto

2.- Desplazamiento por Gas Libre

3.- Desplazamiento por Agua

4.- Desplazamiento por Segregación Gravitacional

5.- Desplazamientos Combinados

Reservorios con Desplazamiento por Gas Disuelto

Estos reservorios tienen el nombre en inglés de Depletion Drive Reservoirs y de Solution Gas Drive Reservoirs. En ellos el mecanismo de recuperación de petróleo por encima de la presión del punto de burbujeo se debe a la dilatación del líquido (petróleo y agua connata) y a la compresibilidad de la roca. Por debajo del punto de burbujeo se ignoran la expansión del agua connata y la compresibilidad de la roca, y en la dilatación del petróleo, la fase de petróleo se contrae debido a la liberación de su gas en solución ignorándose la expansión de la fase de petróleo y por lo tanto la producción de petróleo se debe a la expansión de la fase gaseosa. Estos reservorios se caracterizan por no tener capa de gas libre, ni tener comunicaciones con fuentes exteriores de agua.

Reservorios con Desplazamiento por Gas Libre

Este tipo de reservorio (External Gas Drive Reservoir) es básicamente del tipo de impulsión por empuje frontal y es el resultado de la expansión de la zona de gas libre. La eficiencia de la recuperación depende del tamaño de la zona de gas libre y de la eficiencia desplazante del gas. Generalmente es mayor la recuperación que con el desplazamiento por gas disuelto.

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