Energía del Yacimiento

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TEMA 11
Conceptos de Explotación de yacimientos de HC. Fluidos del
Reservorio. Tipos de Yacimientos. Energía del Yacimiento.
Recuperación Primaria, Secundaria y Terciaria.
Presión del Reservorio
Es la energía disponible, más importante para la explotación del 
reservorio.
Se denomina Presión del Reservorio, Presión de los Fluidos o Presión 
de Formación: a la presión de los fluidos contenidos en los poros de la 
Roca Reservorio.
Temperatura del Reservorio
Es otra fuente de energía para la producción. En una primera 
aproximación puede estimarse la temperatura del reservorio, 
conociendo el Gradiente Geotérmico. El valor promedio es de unos 
30°C/km, pero en la práctica se han encontrado valores extremos.
Durante la producción
Hay Pérdida de calor por 
“convección”.
Las rocas adyacentes al 
reservorio compensan 
calor por “conducción”.
FLUIDOS DEL RESERVORIO
AGUA - PETRÓLEO - GAS
El agua de formación se encuentra en la zona acuífera como en la petrolífera y casquete de gas. Puede ser Activa o
Inactiva según contribuya o no al proceso de producción. El agua en la zona petrolífera y casquete de gas que no
disminuye durante la explotación se denomina irreductible. Es parte de la saturación de agua (Sw) del reservorio.
El petróleo de la formación se constituye principalmente de HC de la serie Parafínica, Nafténica y Aromática.
El gas de la formación o gas natural contiene entre 60% a 80% de C1 con HC C2 a C5 cada vez en menor
proporción. Presenta impurezas como N – CO2 y SH2. La clasificación del gas de la formación se basa en la
densidad específica del gas respecto de la del aire a igual temperatura. Se mide por espectrometría de masa
o por cromatografía.
FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO (Bo)
Se define como el volumen de crudo más gas en solución para determinadas 
condiciones del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones 
estándar
Con la caída de presión el petróleo tiende a expandirse y aumenta su volumen en el yacimiento, 
una vez alcanzada la presión de burbuja (saturación) se comienza a liberar gas y por ende el 
volumen de petróleo tiende a disminuir.
Relación entre factor de 
volumen y GOR Factor de Volumen (Bo): Subsuelo y Superficie
Ensayo PVT
Volumen relativo
[Kg/cm2]abs [psia] Experimental Ajustado 1/[Kg/cm²]
Pr 301,86 4.294 0,9723 0,9723 8,031E-05
212,97 3.029 0,9801 0,9801 9,879E-05
142,97 2.033 0,9873 0,9874 1,130E-04
71,97 1.024 0,9958 0,9958 1,271E-04
55,97 796 0,9979 0,9979 1,302E-04
Pb 39,73 565 1,0000 1,0000 1,334E-04
30,92 440 1,0529 1,0527
23,19 330 1,1463 1,1472
14,41 205 1,4182 1,4167
Expansión a Masa Constante @ 138.8°C
Relación Presión-Volumen del Fluido de Reservorio
Coeficiente de 
Compresibilidad Presión
Equipo de Transferencia de Campo Botellones de Laboratorio
Probeta para Muestra de Fondo
Equipo de Superficie para Almacenamiento de muestra
Ensayo PVT
El análisis PVT o del comportamiento de fase, se realiza en muestras de fluido representativas, recogidas a la
primera oportunidad operativa posible, normalmente durante la perforación del primer pozo de exploración, y
desde luego antes de poner en plena producción la explotación del yacimiento.
Esta forma altamente especializada de análisis proporciona resultados útiles a efectos de la ingeniería del
yacimiento, y también facilita el diseño y la optimización de los procesos y las instalaciones.
Los estudios de PVT pueden llevarse a cabo sobre una gama completa de tipos de fluido de
yacimientos, incluyendo gases condensados, petróleo bruto y fluidos críticos. Las muestras representativas se
examinan a las presiones y temperaturas reales del yacimiento, para determinar el comportamiento de la fase
y los cambios en la composición a lo largo de la vida útil del yacimiento a medida que la presión disminuye.
Factores mas Importantes:
Factor de Volumen (Bo)
Presión de Burbuja: Un aspecto central es conocer cuanto se desprende del Petróleo cuando deciende por 
debajo de la presión de burbuja.
Viscosidad μ
Compresibilidad
Comportamiento de fase de un Hidrocarburo puro: Etano (C2H6)
TIPOS DE YACIMIENTOS
Diagrama de fases para una mezcla multicomponente de HC. Archer, 1986
Instalaciones de superficie. Cabeza de Pozo, Separador y Tanque
Diagrama de fases de un petróleo negro (de bajo GOR). Dowe, 1989
Diagrama de fases de un gas de condensación
retrógrada. Clark, 1969
Diagrama de fases de un gas seco y un gas húmedo.
Clark, 1969.
ENERGÍA DEL YACIMIENTO
Los hidrocarburos pueden se producidos por tres mecanismos de empujes naturales
Empuje por Agua Empuje por gas Empuje por gas disuelto
Empuje por Agua
Esquema geológico para un 
mecanismo de empuje por 
agua.
Ensayo análogo: Gas y 
Petróleo atrapados en un 
tubo en U lleno con agua
Flujo por 
gradiente 
hidrostático
Fuente Selley, 1988Fuente Selley, 1988
Reservorio con permeabilidad homogénea.
A) antes de la producción. B) después de la
producción.
C) avance de la tabla de agua en un
reservorio con permeabilidad irregular. D)
problema de conificación del agua que
depende de la tasa de producción y
relación de la permeabilidad vertical y
horizontal.Fuente Selley, 1988
Características de reservorios que producen por Empuje por Agua
Presión del Reservorio: desciende en proporción inversa a la efectividad 
de la recarga del acuífero.
GOR: varía muy poco en el tiempo.
Tasa de Flujo: permanece constante, pero con el tiempo disminuye la 
producción de petróleo y aumenta la del agua.
El mecanismo de empuje por agua es el más 
efectivo con un Fr de hasta un 60%
Fuente Selley, 1988
Yacimiento Palmar Largo – Empuje Acuífero
La línea roja indica
la implementación
del sistema de
Levantamiento
Artificial en el
yacimiento. Previo a
este evento, la
relación Agua-
Petróleo
prácticamente se
mantuvo invariable.
Empuje por Gas
A) antes de la producción. B) después de la
producción. El gas se extiende hasta el
casquete de gas, el que se expande
ocupando los poros dejado por el petróleo.
C) zona de desgasificación en el contacto
gas/petróleo. Conificación inversa por
efecto “drawdown”.
Fuente Selley, 1988
Características de reservorios que producen por Empuje por Gas
Presión del Reservorio: desciende en forma constante durante la producción 
del campo.
GOR: aumenta en el tiempo.
Tasa de Flujo: desciende en forma constante durante la producción del campo.
El mecanismo es menos efectivo que el de empuje por agua con un Fr de 20 a 50%
Fuente Selley, 1988
Empuje por Gas Disuelto
A) antes de la producción, sin casquete de
gas. B) después de la producción. Si la
presión baja lo suficiente como para
cruzar el punto de saturación crítico de
gas, puede formar una capa de gas libre.
Principio del sifón de soda: con la producción, la presión cae y se forman burbujas aisladas de gas en el
petróleo, el cual se expande forzando la expulsión del mismo.
La expansión del gas mantiene la presión del reservorio. Con el tiempo el gas forma una fase libre que se
acumula como un casquete de gas. Este punto se denomina “Saturación Crítica de Gas” y debe cuidarse
de no ser alcanzado, manteniendo un bajo caudal de producción o reinyectando el gas producido para
mantener la presión del reservorio.
Fuente Selley, 1988
Características de reservorios que producen por Empuje por Gas Disuelto
Presión del Reservorio: desciende en forma constante durante la producción del campo.
GOR: aumenta hasta el punto de saturación de gas crítico. Luego cae bruscamente cuando el 
gas se separa.
Tasa de Flujo: desciende en forma rápida al principio y luego constante durante la producción 
del campo.
Este mecanismo es el menos efectivo de los tres con un Fr de 7 a 15%
Fuente Selley, 1988
Etapas de Recuperación
Se define
la Recuperación
Primaria como la Primera
etapa de la producción
de hidrocarburos, en la
cual la energía del
yacimiento natural, tales
como la de drenaje por
gas, el drenaje por agua o
el drenaje gravitacional,
desplaza los
hidrocarburos del
yacimiento hacia el pozo
y haciala superficie. La
utilización de sistemas de
levantamiento artificial se
considera como de
recuperación primaria. FR
típico: 10-20% del OOIP.
Recuperación Secundaria: Segunda etapa de producción de hidrocarburos
durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el
yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan
comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la
recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar
los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de recuperación secundaria más
comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. FR: 20-35% del
OOIP.
Recuperación
Terciaria (EOR
Enhance Oil
Recovey): Los tres
tipos principales de
operaciones de
recuperación de
petróleo terciara son
la inundación química
(inundación alcalina o
inundación con
polímeros micelares),
el desplazamiento
miscible (inyección
de dióxido de
carbono [CO2] o
inyección de
hidrocarburos) y la
recuperación térmica
(inyección de vapor o
combustión en sitio).
FR: 45-50% del OOIP.
FIN
Muchas Gracias