Tipos de empuje de gas natural

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2. Determinar los diferentes tipos de empujes[pic 2]

José Maximiliano Hernández Landero

Lic. En Ingeniería Petrolera, Instituto Universitario de Yucatán

40220808445280H: Yacimiento de Gas

Mtro. Raymundo Eric Amaro Martínez

11 de julio de 2025

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EMPUJES A LOS QUE ESTÁ SOMETIDO UN YACIMIENTO DE GAS.

Empuje volumétrico, también conocido como expansión de fluidos. Este mecanismo ocurre en condiciones donde el yacimiento está cerrado, es decir, sin comunicación con acuíferos activos ni intrusión de fluidos externos. La energía que moviliza el gas proviene directamente de la expansión del gas contenido en el volumen poroso, que se libera conforme disminuye la presión del yacimiento. Este fenómeno es característico de sistemas con gas seco, donde la respuesta termodinámica del gas es altamente eficiente. Como resultado, se obtiene una producción sostenida con altos factores de recobro, en algunos casos superiores al 80% del gas original en sitio. Desde el punto de vista analítico, este comportamiento se refleja en una relación lineal entre la presión normalizada (P/Z) y el volumen acumulado producido (Gp), lo que permite aplicar métodos de balance de materiales de forma directa y confiable.

El empuje hidráulico se presenta cuando existe un acuífero activo en comunicación con el yacimiento. Este acuífero responde a la caída de presión invadiendo progresivamente el espacio poroso, desplazando así al gas hacia los pozos productores. Sin embargo, la eficiencia de este desplazamiento no es absoluta. La interacción agua-gas genera zonas de atrapamiento de gas residual, lo cual limita el factor de recobro, que típicamente se encuentra en rangos de 30% a 60%, dependiendo de la geometría del yacimiento y las propiedades petrofísicas del medio. Para caracterizar este empuje en forma dinámica, es necesario recurrir a modelos de flujo transitorio como los de Van Everdingen-Hurst o Carter-Tracy, que permiten simular el comportamiento del acuífero y predecir su impacto sobre la producción futura. Este mecanismo requiere una estrategia operativa más compleja, dado que una mala gestión puede acelerar el corte de agua y reducir la eficiencia global del sistema.

El empuje geopresionado, típico de yacimientos ubicados a gran profundidad y sometidos a presiones mayores que las esperadas por el gradiente hidrostático normal. Este fenómeno es consecuencia de una sobrecarga litostática y de la compresibilidad de la formación, donde las capas impermeables superior e inferior confinan al sistema generando una presión adicional. El resultado es una liberación de energía proveniente de la compactación de la roca matriz y de la presión contenida en los fluidos. Aunque este mecanismo no suele ser el principal, su contribución puede ser significativa en yacimientos sobrepresionados, especialmente cuando se combinan con otros tipos de empuje, aumentando la tasa inicial de producción y prolongando la vida útil del campo. Sin embargo, el análisis de yacimientos geopresionados requiere estudios detallados de geomecánica, caracterización avanzada de la formación y monitoreo constante del comportamiento del sistema.

DIFERENCIAS ENTRE YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO Y SECO

Gas húmedo: Un gas húmedo es una mezcla de hidrocarburos livianos que, aunque se comporta como gas en el yacimiento, revela su dualidad durante el proceso de producción. En condiciones originales de presión y temperatura del reservorio, esta mezcla permanece completamente en fase gaseosa, ya que su diagrama de fases se encuentra por debajo de la temperatura del yacimiento. No existe formación de líquido dentro del mismo, lo que lo diferencia de otros sistemas como los condensados retrógrados.

Al extraerse y someterse a condiciones de menor presión en superficie, el gas húmedo genera una segunda fase líquida: un condensado transparente de alta calidad, con una gravedad API superior a 60 grados, comparable a la de otros líquidos livianos en la industria. Este comportamiento refleja la predominancia de componentes como etano, propano y butano, que al condensarse permiten recuperar parte del valor energético de la mezcla.

Durante toda la vida del yacimiento, la relación gas-aceite (GOR) permanece elevada, por encima de los 15,000 pies cúbicos por barril, y se mantiene prácticamente constante. Esto indica que la producción de líquido es mínima—menos de 60 barriles por cada millón de pies cúbicos normales—y no presenta variaciones significativas con la presión. Esta estabilidad lo consolida como un sistema predominantemente gaseoso, aunque con beneficios económicos derivados del condensado en superficie

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