Este documento describe los diferentes mecanismos de producción natural en yacimientos de petróleo y gas, incluyendo el empuje hidráulico, el empuje de gas en solución, el empuje de capa de gas, el empuje por expansión de fluidos y el empuje por gravedad. Explica las características y propiedades de cada mecanismo, así como sus características típicas de producción como la declinación de presión, la relación gas-petróleo y los factores de recobro esperados.

1. MECANISMOS DE
PRODUCCIÓN NATURAL
ING. FERNANDO PARRA ARCE.

2. INTRODUCCIÓN
SON AQUELLOS QUE APORTAN LA ENERGÍA NECESARIA PARA QUE LOS
FLUIDOS QUE SE ENCUENTRAN EN EL YACIMIENTO FLUYAN O SE
DESPLACEN HACIA DONDE SE ENCUENTRA UNA PRESIÓN MENORA LA
PRESIÓN DEL YACIMIENTO
CADA YACIMIENTO POSEE CARACTERISTICAS SINGULARES QUE SON:
PROPIEDADES
ROCA FLUIDO
GEOMETRIA
AMBIENTE DE
DEPOSITO
MECANISMO
PRIMARIO DE
EMPUJE

3. Tipos de Fluidos:
McCain (2011) realizo
análisis de 2800 resultados
obtenidos en laboratorio
para clasificar fluidos
considerando la Relación
Gas Aceite Inicial, la
presión de saturación y la
densidad API. Muestra que
los datos son bastante
dispersos y que la API no es
un parametro confiable
para clasificar los fluidos
McCain, 2011,: “Petroleum Reservoir Fluid Property Correlation”

4. TIPOS DE FLUIDOS
Aceite negro: relación gas-
aceite menores a 1,500
scf/STB, los factores de
volumen de aceite son
menores a 2.0 res bbl/STB.
Aceite volátil: relación gas-
aceite mayores a 1,900
scf/STB, los factores de
volumen de aceite son
mayores a 2.0 res bbl/STB.
Entre estos valores de RGP,
el Bo es menor a 2 o mayor.
Por lo tanto para valores de
1,500 y 1,900 scf/STB, el
tipo de fluido no puede ser
determinado con esta
información.

5. TIPOS DE FLUIDOS
Relación gas-liquido de 3,200
scf/STB marca la diferencia
entre aceites volatiles y gas-
condensado
El cuadro azul muestra fluidos
considerados como gas-
condenado. El Cuadro rojo
considera los fluidos como
aceite volatil.
Por lo tanto, un Rsi de 3,200
scf/STB representa la
transición entre aceites
volatiles y gas-condensado.

6. TIPOS DE FLUIDOS
Algunos fludios gas-
condensado, pueden ser
tratados como gas humedo.
Relaciones de gas-aceite
producida igual o mayores
15,000 scf/STB, la
composición de C7+ es
menor a 4 % mol.
Esto confirma que los gases
con este valor o mayores
pueden ser tratados como
gases humedos

7. TIPOS DE YACIMIENTOS DE GAS
YACIMIENTOS DE GAS O DE UNA SOLA FASE GASEOSA
Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica
YACIMIENTOS DE PUNTO DE PUNTO DE ROCÍO O CONDENSADO RETRÓGRADO
Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica y menor que la
temperatura cricondentérmica
YACIMIENTOS DE PUNTO DE PUNTO DE BURBUJEO, SUBSATURADO O DE GAS DISUELTO
Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de
hidrocarburos
YACIMIENTO CON CAPA DE GAS O YACIMIENTOS SATURADOS
Si la mezcla de hidrocarburos se encuentra dentro de la envolvente en la región de
fases

8. RECUPERACION DE HIDROCARBUROS
En la recuperación de hidrocarburos es posible identificar tres etapas de
recuperación de aceite: Recuperación Primaria, Recuperación
Secundaria, Recuperación Mejorada (Terciaria).
Recuperación Primaria: Producción de hidrocarburos usando
unicamente la energia natural del yacimiento como mecanismo de
empuje.
Recuperación Secundaria: 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 energia al yacimiento y
alterando las propiedades de la roca y el fluido para mejorar la
recuperación de hidrocarburos.

9. 25%
10%
15%
10%
40%
Rec. Primaria
Sistema Artificial
Rec. Secundaria
Rec. Mejorada
Volumen Remanente
Primaria
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
Etapas de Recuperación de Hidrocarburos:

10. MECANISMO POR EMPUJE HIDRÁULICO

11. MECANISMO POR EMPUJE HIDRAULICO

12. MECANISMO POR EMPUJE HIDRÁULICO

13. MECANISMO POR EMPUJE HIDRÁULICO

14. MECANISMO POR EMPUJE HIDRÁULICO
CARACTERÍSTICAS
EL RESERVORIO DEBE TENER UNA CONEXIÓN HIDRÁULICA ENTRE
EL Y UNA ROCA POROSA SATURADA CON AGUA
DEBE CONTAR CON UN ACUIFERO DE GRAN VOLUMEN PARA QUE
GENERE LA ENERGÍA SUFICIENTE CUANDO ESTE SE EXPANDA
GEOLOGÍA DEL YACIMIENTO (TIPO DE ROCA, POROSIDAD,
PERMEABILIDAD Y SATURACIÓN)
HETEROGENIDAD DEL RESERVORIO Y POSICIÓN ESTRUCTURAL

15. MECANISMO POR EMPUJE HIDRÁULICO
CARACTERÍSTICAS DE PRODUCCIÓN
LA DECLINACIÓN DE LA PRESIÓN DEL YACIMIENTO ES RELATIVAMENTE SUAVE
PUDIENDO, PARA EL CASO DE ACUIFEROS DE GRAN VOLUMEN, PARECER NULA
LA RGP ES RELATIVAMENTE BAJA
LA PRODUCCIÓN DE AGUA APARECE RELATIVAMENTE TEMPRANO
SU FACTOR DE RECOBRO ES DE APROXIMADAMENTE ENTRE UN 30% Y UN 80% DEL
POES (OOIP)

16. MECANISMO POR EMPUJE HIDRÁULICO

17. MECANISMO POR EMPUJE DE GAS EN
SOLUCIÓN

18. MECANISMO POR EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN

19. MECANISMO POR EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN

20. CARACTERÍSTICAS
EL PETRÓLEO DEN TRO DEL RESERVORIO DEBE CONTENER
GRANDES CANTIDADES DE GAS DISUELTO
CUANDO LA PRESIÓN DISMINUYE DEBIDO A LA EXTRACCIÓN DE
FLUIDOS, EL GAS SE LIBERA Y SE EXPANDE
EL GAS SE LIBERA EN FORMA DE BURBUJAS INMENSAS DENTRO DE
LA ZONA DE PETRÓLEO
EL GAS LIBERADO OCUPA PARTE DEL ESPACIO POROSO,
DESALOJANDO AL PETRÓLEO Y GENERANDO EL IMNPULSO AL
CRUDO
MECANISMO POR EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN

21. MECANISMO POR EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN
CARACTERÍSTICAS DE PRODUCCIÓN
LA PRESIÓN DE YACIMIENTO DECLINA DE FORMA CONTINUA
LA RGP ES AL PRINCIPIO MENOR, LUEGO SE INCREMENTA HASTA UN MAXIMO PARA
DESPUES DECLINAR
SU FACTOR DE RECOBRO ES DE APROXIMADAMENTE ENTRE UN 10% Y UN 30% DEL
POES (OOIP)

22. MECANISMO POR EMPUJE DE CAPA DE GAS

23. MECANISMO POR EMPUJE DE CAPA DE GAS

24. MECANISMO POR EMPUJE DE CAPA DE GAS

25. CARACTERÍSTICAS
EL PETRÓLEO DEN TRO DEL RESERVORIO DEBE CONTENER UN
CASQUETE DE GAS DE GRAN VOLUMEN
LA PRESIÓN DEL RESERVORIO DEBE SER MENOR QUE LA PRESIÓN
DE BURBUJA
EL GAS DEBE ENCONTRARSE COMPRIMIDO PARA GENERAR LA
ENERGÍA NECESARIA
MECANISMO POR EMPUJE DE CAPA DE GAS

26. MECANISMO POR EMPUJE DE CAPA DE GAS
CARACTERÍSTICAS DE PRODUCCIÓN
LA PRESIÓN DE YACIMIENTO DISMINUYE LENTAMENTE Y EN FORMA CONTINUA
LA RGP DEPENDE DE LA UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL YACIMIENTO
SU FACTOR DE RECOBRO ES DE APROXIMADAMENTE ENTRE UN 20% Y UN 40% DEL
POES (OOIP)

27. CARACTERÍSTICAS
DADA LAS CONDICIONES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA
EXISTENTES, CUALQUIER REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN CAUSARA
UNA EXPANSIÓN DE FLUIDOS EN EL MISMO
ESTE MECANISMO ESTA PRESENTE EN TODOS LOS YACIMIENTOS
SIEMPRE QUE LA PRESIÓN SEA MAYOR QUE LA PRESIÓN DE
BURBUJEO
MECANISMO DE EMPUJE POR EXPANSIÓN DE LOS FLUIDOS

28. MECANISMO DE EMPUJE POR EXPANSIÓN DE LOS FLUIDOS
CARACTERÍSTICAS DE PRODUCCIÓN
LA PRESIÓN DEL YACIMIENTO DECLINA RAPIDAMENTE DURANTE EL TIEMPO EN QUE
ESTE MECANISMO SEA EL DOMINANTE
LA RGP DE LOS POZOS DEL YACIMIENTO PERMANECE BAJO Y CONSTANTE
APARENTEMENTE SU FACTOR DE RECOBRO ES DE APROXIMADAMENTE ENTRE UN
10% Y UN 20% DEL POES (OOIP) PERO SU FACTOR DE RECOBRO PROMEDIO ES DE
5% DEL POES

29. MECANISMO DE EMPUJE POR GRAVEDAD

30. CARACTERÍSTICAS
EL RESERVORIO DEBE TENER GRANDES BUZAMIENTOS Y ADEMAS
GRANDES ESPESORES
DEBE TERNER UNA BUENA PERMEABILIDAD VERTICAL
LOS FLIDOS DENTRO DEL RESERVORIO DEBEN SER DE BAJA
VISCOSIDAD Y DE DIFERENTES DENSIDADES
MECANISMO DE EMPUJE POR GRAVEDAD

31. MECANISMO DE EMPUJE POR GRAVEDAD
CARACTERÍSTICAS DE PRODUCCIÓN
LA PRESIÓN DECLINA LENTA Y CONTINUAMENTE
LA VARIA CON LA ESTRUCTURA
SU FACTOR DE RECOBRO ES DE APROXIMADAMENTE ENTRE UN 40% Y UN 80% DEL
POES (OOIP)