La Zona Gloyd-Mitchell del Campo Rodessa

Muchos de los yacimientos descubiertos son volumétricos y subsaturados, y por consiguiente sus productos están controladas por el mecanismo de empuje por gas en solución. En muchos casos el mecanismo es alterado en mayor o menor grado por segregación gravitacional de gas y petróleo, por empujes hidrostáticos de reducida magnitud y por programas de mantenimiento de presión, todos los cuales mejoran la recuperación. Las característicias mas importantes de este tipo de producción se resumen a continuación y pueden observarse en el gráfico de la figura 1 que corresponde a la Zona Gloyd-Mitchell del Campo Rodessa.

Fig 1. -Historia de Producción de la Zona Gloyd-Mitchell del Campo Rodessa en función de la recuperación acumulativa (Tomado B.C.Craft. Applied Petroleum Reservoir Engineering)

Por encima del punto de burbujeo el yacimiento produce por dilatación de líquido y la presión disminuye rápidamente; la recuperación varía desde una fracción de 1 por ciento hasta pocas unidades del petróleo inicialmente en el yacimiento. Las razones gas-petróleo son bajas, y por lo general cerca del valor inicial de la razón gas disuelto-petróleo. Por debajo del punto de burbujeo se forma una fase gaseosa, que en la mayoría de los casos permanece inmóvil hasta alcanzar la saturación crítica de gas, cuyo valor varía desde un porcentaje muy bajo hasta alrededor del 20 por ciento. Durante esta etapa, el yacimiento produce por dilatación o expansión del gas caracterizada por una disminución en la presión mucho mas lenta y razones gas petróleo cerca, o en algunos casos inferior de la razón inicial gas disuelto-petróleo.
Después de alcanzarse la saturación crítica de gas, comienza a fluir gas libre, lo que reduce la rata de flujo de petróleo y agota el yacimiento de su principal fuente de energía. Cuando la saturación del gas alcanza un valor en la proximidad de 15 a 30 por ciento, el flujo de petróleo es pequeño en comparación con el del gas (alta razón gas-petróleo) y el gas del yacimiento se agota rápidamente. Las recuperaciones al tiempo del abandono varían entre 10 y 25 por ciento si el empuje es solo por gas en solución, pero puede aumentarse por medio de la segregación gravitacional y controlando los pozos de altas razones gas-petróleo
La producción de la zona Gloyd-Michell del campo Rodessa en Luisiana es un ejemplo característico de un yacimiento que produjo la mayor parte de su vida por medio del mecanismo de empuje por gas en solución. Gracias a que se dispone de datos relativamente exactos con respecto a la producción de gas y petróleo, declinación de la presión del yacimiento, espesor de la zona productora y número de pozos productores, es un caso excelente para estudiar las características teóricas del mecanismo de empuje por gas en solución.La Zona Gloyd-Michell es relativamente horizontal y produce petróleo de una gravedad de 42,8 ºAPI, con una razón gas disuelto-petróleo de 627 PCS/BF a la presión inicial de fondo de 2700 Ipcr. Originalmente no había gas libre presente ni había indicios de un empuje hidrostático activo. Las ratas de producción de los pozos fueron altas y la disminución en producción también fue bastante rápida. El comportamiento de las razones gas-petróleo, presión del yacimiento y producción del petróleo tenían las características esperadas en un empuje por gas en solución, aunque evidencias posteriores indican que las últimas etapas de depleción hubo modificación en el mecanismo de recuperación. La recuperación final se estimó en un valor alrededor del 20 por ciento del petróleo inicialmente en el yacimiento.
Sin resultado satisfactorio, varias veces se trató de reducir la razón gas-petróleo cerrando pozos, taponando las perforaciones superiores de los pozos de producción y perforando solo las partes inferiores de la arena productora. El no poder reducir las razones gas-petróleo es típico del mecanismo de empuje por gas en solución, ya que cuando se alcanza la saturación crítica de gas, la razón gas-petróleo es función de la disminución de presión del yacimiento o depleción, y puede considerarse que no es alterada por la rata de producción o los métodos de terminación. Evidentemente, existió una pequeña segregación gravitacional por medio de la cual se formó una capa de gas artificial que originó razones gas-petróleo anormalmente altas en pozos terminados en la parte superior de la estructura o en la parte superior de la formación.
El rápido aumento en las razones gas-petróleo del campo Rodessa hizo necesario la aplicación de medidas de conservación de gas. Con este fin, la producción de gas y petróleo se distribuyó parcialmente en base volumétrica, para restringir la producción de pozos con altas razones gas-petróleo. La razón base para los pozos de petróleo se fijó en 2000 PCS/BF. Para la secciones del yacimiento donde los pozos producían 2000 PCS/BF, la producción permisible en barriles por pozo por día, de acuerdo con el número de acres y presión, se multiplicó por 2000 y se dividió por la razón gas-petróleo del pozo. Esta reducción causó una saliente doble en la curva de producción diaria.
Referencias:
  • Craft, B.C.; Hawkins, M.F(1968):Applied Petroleum Reservoir Engineering.Prentice Hall Ptr.PP 163

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