Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.

1. Alumno: Manuel Hernandez
Catedrático: Carlos Guillermo Barrera Aburto
Materia: Ingeniería de Producción II
Instituto: Universidad del Atlántico

2. Para poder comprender el comportamiento de los yacimientos y predecir su futuro es
necesario tener en cuenta cuales son los diferentes tipos de empuje que se puede
generar en el yacimiento al igual de como funciona y se desarrolla cada uno de estos.
El funcionamiento general del yacimiento es determinado por la energía natural y los
mecanismos de empuje que predomine en este
• Expansión Roca-Fluidos
• Empuje de Capa de Gas
• Empuje de Acuífero
• Empuje por Drene Gravitacional
• Empuje Gas Solución

3. 25%
10%
15%
10%
40%
Rec. Primaria
Sistema Artificial
Rec. Secundaria
Rec. Mejorada
Volumen RemanentePrimaria
Secundaria
Mejorada
• Emplea energía natural del
yacimiento.
• Usa sistemas artificiales de
producción.
Tiempo
Producción
• Agrega energía
al yacimiento.
• Acelera producción de
aceite móvil.
• Libera aceite atrapado
en el yacimiento.
La Administración Moderna de Yacimientos admite y evalúa la necesidad de
implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada en la etapa temprana de
la vida del yacimiento para cumplir su objetivo
Factores de Recuperación Típicos

4. La compactación de la roca es un mecanismo de expulsión de HCS. El cual a iniciarse
la producción de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y los fluidos, lo cual
nos genera un cambio en la porosidad intercalada en la formación del yacimiento.
La expansión de los fluidos genera la contracción del vaciamiento la cual es generada
por la producción de los fluidos que a su vez genera la caída de presión. Ambos efectos
van en la misma dirección, la cual es expulsar los fluidos encontrados en el espacio
poroso interconectado.

5. El proceso de desplazamiento comienza en los yacimientos de baja saturación hasta
que se alcanza la presión de saturación. La expulsión del aceite de da debido a la
expansión, tanto como hidrocarburo, agua congénita y las roca de la formación
encontradas dentro del yacimiento, lo cual genera un desplazamiento hacia los pozos
productores.
Dada la baja compresibilidad del sistema el ritmo de declinación de la presión con
respecto a la extracción, es muy pronunciado

6. Este empuje consiste en una invasión de la progresiva por parte del gas hacia la zona
de aceite, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona
de gas libre, hacia los pozos productores, para poderse generar este sistema de empuje
se debe de tener unos requerimientos básicos los cuales son:
 Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas
 Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el
casquete de gas
La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:
 Existir inicialmente en el yacimiento como casquete
 Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de gas liberado por el
aceite al abatirse la presión del yacimiento, a consecuencia de la segregación
gravitacional
 La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte
superior del yacimiento, si existe condiciones favorables para su segregación

7. En este tipo de yacimientos la presión inicial se
considera igual a la presión de burbuja, bajo las
condiciones originales de presión y temperatura.
A medida que pasa el tiempo, se va extrayendo el
Hidrocarburo del yacimiento, lo cual genera que la
presión decaiga poco a poco y el volumen de la
capa de gas se expande generando la energía
necesaria para el desplazamiento del hidrocarburo
hacia el pozo productor
Esta expansión trae como consecuencia que el nivel
del contacto gas-petróleo decaiga este efecto hace
que los pozos ubicados en la parte estructural mas
alta del yacimiento sean los primeros en producir
gas correspondiente de la capa.
O HCS
La eficiencia de recuperación del hidrocarburo por medio de este tipo de empuje es de un 20 a
un 40% .

8. Hay distintos factores que deben de
tenerse para poder generar este tipo de
empuje las cuales son las siguientes:
 Baja viscosidad del petróleo.
 Alta gravedad API del petróleo.
 Alta permeabilidad de la formación
 Alto relieve estructural.
 Caída moderada en la producción y
presión del yacimiento.
 Gran diferencia de densidad entre el
petróleo y el gas.
 No hay producción de agua o es
relativamente baja.
 Relación gas-petróleo aumenta
rápidamente en pozos altos
estructuralmente.
 Relación gas-petróleo constante durante
la primera mitad de la producción, luego
aumenta.
 Factor de recobro moderado, por lo
general 30 por ciento.

10. Yacimiento
Acuifero
Este mecanismo funciona por medio de la
expansión del agua, la cual genera el
desplazamiento del hidrocarburo hacia los pozos
productores del yacimiento, debido a que el agua
acumulada a presión en el acuífero es capas de
expandirse y transmitir parte de la energía a lo
largo y ancho de la interface agua petróleo
Este tipo de empuje requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el
régimen de producción de petróleo que se establezca en el yacimiento y el volumen de
agua que debe de moverse en el yacimiento.
Por otro lado, se debe de mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para
evitar el desprendimiento de gas e inducción de una capa de gas.
Las TR’s se deben de cañonear muy por encima del contacto Agua-Petroleo para evitar
la conificacion de agua en una edad temprana de la producción.

11. Algunas de las características de este sistema de empuje
son:
 La presión en el yacimiento permanece alta.
 La producción de agua inicia muy temprano e
incrementa a cantidades apreciables.
 El petróleo fluye hasta que la producción de agua es
excesiva.
 La recuperación esperada es del 10 al 70%.
Agua
Petróleo
Este sistema de empuje es considerado como el mecanismo natural mas eficiente para
la extracción de Hidrocarburo, ya que su presencia y actuación adecuada puede lograr
una producción de hasta un 60%.
Hay casos de acuíferos tan activos que se rehabilitan y estabilizan la presión del
yacimiento sin tener que cerrar la producción.
Esto se genera cuando el caudal de agua que alimenta al acuífero es equivalente al
volumen de todos los fluidos que se están produciendo en el yacimiento.

13. Gas
Aceite
Agua
La segregación gravitacional es la tendencia del aceite,
gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a
sus densidades. En un yacimiento bajo condiciones
favorables de segregación, gran parte del gas liberado
fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de ser
arrastrado hacia los pozos por la fuerza de presión,
contribuyendo así a la formación o agrandamiento del
casquete de gas y aumentando la eficiencia total del
desplazamiento.
Las condiciones propicias para que los yacimientos presenten segregación de sus
fluidos son: que posean los espesores considerables, alta permeabilidad y que los
gradientes de presión no gobiernen totalmente el movimiento de los fluidos.

14. En la recuperación de hidrocarburos es posible identificar tres etapas de
recuperación de aceite: Recuperación Primaria, Recuperación Secundaria,
Recuperación Mejorada.
Recuperación Primaria: Producción de hidrocarburos usando únicamente la
energia natural del yacimiento como mecanismo de empuje.
Recuperación Secondaria: Producción de hidrocarburos auxiliado por adición de
energia al yacimiento mediante inyección de gas y/o agua.
Recuperación Terciaria (EOR)
Producción de aceite auxiliado por la adición de energía al yacimiento y alterando
las propiedades de la roca y el fluido para mejorar la recuperación de
hidrocarburos.

15. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los
yacimientos del mundo, en este sistema no existe capa de agua o empuje por agua por
lo tanto la energía para empujar el petrolero al agujero puede ser proporcionada por la
expansión del petróleo debido al gas expandiéndose en solución. Cuando la presión
cae debajo del punto burbuja en el yacimiento se forman pequeñas y dispersas
burbujas de gas en los poros, que también empujan el hidrocarburo hacia el agujero, a
unos 5-10% de gas libre en el yacimiento, las burbujas se unen al gas las cuales se
mueven hacia el agujero como una fase fluyente separada

16. El gas ira que se libera ira llenando totalmente
el espacio desocupado por el Hidrocarburo
producido la saturación de aceite disminuirá
constantemente a causa de su producción y
encogimiento por la liberación del gas solución;
por lo tanto mientras que las permeabilidad al
aceite disminuye continuamente la
permeabilidad al gas aumenta
A medida que se produce el aceite cae la
presión y el aceite se expande:
1.- si la presión (p) es mayor a la presión de
burbuja (Pb), la expansión del aceite remanente
en el yacimiento le permite llenar el espacio
poroso que deja el aceite producido
2.- Si ‘P’ <>> Co, la presión del yacimiento
comienza a declinar mas lentamente
burbujas de gas
aisladas formadas por
efectos de una caída
de presión, es decir
cuando se llega a la
presión del punto de
burbujeo.
fluye el gas de solución
en el yacimiento una vez
que se logró superar la
saturación critica del
gas..

17. El funcionamiento de un yacimiento
que fluye a través del empuje por gas
disuelto.
El gas fluirá con mayor facilidad que el aceite,
debido a que es mas ligero, menos viscoso y que
en su trayectoria se desplaza por la parte central
de los poros
En el caso de yacimientos de gas, el mecani
smo de expansión de gas permite obtener
recuperaciones muy altas alrededor de 70 a 80 %
.

18. A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña.
Sobre la base de esto el gas liberado fluirá en el yacimiento y permitirá que se
incremente la RGA observada en el pozo.
El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía
de un gas altamente expandible.
Esta grafica muestra el
comportamiento de un
yacimiento con empuje
por gas solución donde
se ve la RGA o GOR,
presión y el caudal

19. En esta grafica se muestra la tendencia de la RGA durante la vida del yacimiento con
empuje de gas solución en el aceite la RGA es contante a condiciones del yacimiento
(1,2) luego sufre una leve disminución (3) esto debido a la liberación del gas. Luego
sufre un incremento (4), luego declina debido al agotamiento de la presión (5,6)

20. La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las
propiedades de la roca, del Hidrocarburo y la estructura geológica del yacimiento En general, los
recobros que se logran en el yacimiento son bajos, en el orden de un 10% a 30%, debido a que
el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo. A medida que la presión declina, el
gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la
energía del yacimiento, lo cual se nota por el incremento de la RGA del campo. Los yacimientos
con empuje por gas en solución son, usualmente, buenos candidatos para la inyección de agua,
debido a que la presión del reservorio disminuye.
Esta grafica muestra la
eficiencia de distintos tipos de
mecanismos de empuje con
respecto a la presión

22. Para estimar la eficiencia de la recuperación en yacimientos con presiones iguales a la
presión del punto de burbuja que declina hasta la presión del abandono, La
organización Arps desarrollo una ecuación valida únicamente para yacimientos en los
cuales el empuje por gas solución es el único mecanismo de recuperación
Nota:
Si la presión inicial del yacimiento es mayor a la presión del punto de burbuja se debe
adicionar la de petróleo producido por expansión de liquido desde la presión inicial
hasta Pb.

23. La ecuación anterior solo se aplica con yacimientos que cuyo único mecanismo de empuje es el
gas disuelto en el aceite
Los factores que propician una alta recuperación son:
• Alta gravedad API
• Alta RGA
• Baja viscosidad
• Homogeneidad de la formación

24. 10

25. Es definido como el volumen de gas en solución en pies³ normales que pueden
disolverse en un barril normal de petróleo a determinada condición de presión y
temperatura
En el grafico se observa el RS permanece
constante antes de la presión de Burbuja
(Pb) debido a que el gas todavía no se ha
liberado. Una vez que alcanza la presión
de burbuja el gas en solución comienza a
liberarse, por lo que el gas en solución
comienza a disminuir resultando en una
disminución del Rs

26. Etapa Bajosaturada
p > pb
Etapa Saturada
p < pb
Todo el gas permanece
en solución. Es el único
que se produce,
Qg = Qo * Rs
Rs = R = RGA = GOR = Rp
Rs es constante
Rs disminuye a
medida que se libera
gas en solución

27. En este diagrama se nos muestra un
perfil general de la presión del
yacimiento, producción de petrolero y
radio gas petróleo (GOR) sobre un
periodo de producción.