También
llamada recuperación primaria, 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 hacia la
superficie. Inicialmente, la presión del yacimiento es considerablemente
más elevada que la presión del fondo del pozo dentro de él. Esta
elevada presión diferencial natural empuja los hidrocarburos hacia el
pozo y hacia la superficie.
No
obstante, a medida que la presión del yacimiento disminuye debido a la
producción, de la misma forma lo hace la presión diferencial. Para
reducir la presión del fondo del pozo o incrementar la presión
diferencial para aumentar la producción de hidrocarburos, es necesario
implementar un sistema de levantamiento artificial, tales como una bomba
de varilla, una bomba eléctrica sumergible o una instalación de
levantamiento artificial por gas.
La
etapa de producción primaria alcanza su límite cuando la presión del
yacimiento es tan baja que los índices de producción no son económicos, o
cuando las proporciones de gas o agua en la corriente de producción son
demasiado elevadas. Durante la recuperación primaria, se produce sólo
un pequeño porcentaje de los hidrocarburos inicialmente en el lugar,
típicamente alrededor del 10% para los yacimientos de petróleo.
Se considera que:
-.El petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente de presión
-.La presión tiende a bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados
-.Permite recoger numerosa información sobre el comportamiento del yacimiento.
-.Se termina cuando la presión ha bajado demasiado, o cuando se están produciendo otros fluidos (gas, agua)
-.El porcentaje de recuperación primaria es en promedio del orden de 10-15%.
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Permeabilidad y productividad de pozos de petróleo
LA COMUNIDAD PETROLERA.La permeabilidad es una medida de la facilidad con que un fluido puede desplazarse en una formación, mediante un gradiente de presión. Para ser permeable, una roca debe tener porosidad interconectada (poros, cavernas, capilares, fisuras o fracturas). Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre sucede. El tamaño, la forma y la continuidad de los poros, así como la porosidad influye en la permeabilidad de la formación.
Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. Como resultado, los caminos disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidos y son sinuosos; por lo tanto las permeabilidades de granos muy finos pueden ser muy bajas.
Las arcillas y los esquistos, que están compuestos por particular de
granos extremadamente finos, generalmente presentan una porosidad muy
alta. Sin embargo, como los poros y los canales de poros son igualmente
pequeños, en la práctica la mayoría de las arcillas y de los esquistos
presentan una permeabilidad nula.
La permeabilidad de una roca determinada al flujo de un solo fluido homogéneo es una constante si el fluido no interactúa con la roca. La permeabilidad determinada por un solo líquido homogéneo se llama permeabilidad absoluta. Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirse por efectos de deslizamiento, a permeabilidades equivalentes con líquidos, utilizando las reacciones de KLINKENBERG.
Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta (a un líquido homogéneo). Así, para un sistema agua-petróleo, la permeabilidad relativa al agua, Krw, es igual Ko/K expresándose en porcentajes.
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La permeabilidad de una roca determinada al flujo de un solo fluido homogéneo es una constante si el fluido no interactúa con la roca. La permeabilidad determinada por un solo líquido homogéneo se llama permeabilidad absoluta. Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirse por efectos de deslizamiento, a permeabilidades equivalentes con líquidos, utilizando las reacciones de KLINKENBERG.
Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta (a un líquido homogéneo). Así, para un sistema agua-petróleo, la permeabilidad relativa al agua, Krw, es igual Ko/K expresándose en porcentajes.
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Empuje por gas en solución:
Por @speudomonagas - »SPE Glossary.
El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno,
Empuje por Gas Disuelto, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de
Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente
un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo.
En un reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o
Empuje por Agua. La saturación de agua promedia dentro del volumen
poroso esta cerca al valor irreducible. La presión inicial del
reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si
asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de
burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción
declinará rápidamente hasta el punto de burbuja.
Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en
solución. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de
Fluidos. Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto
de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo
del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el
reservorio. Después que la saturación de gas excede la saturación
crítica, este se hace móvil.
A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical
debe ser pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el
reservorio y permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos.
El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del
petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si
se compara a la energía de un gas libre altamente expansible.
La
recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el
rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que
tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del
crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la
formación.
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