Clasificación de los acuíferos. (Parte 1)

Muchos yacimientos de gas y petróleo son producidos por un mecanismo llamado empuje por agua, a veces es llamado empuje natural por agua para distinguirlo de empuje artificial por agua que involucra la inyección de agua a la formación. La producción de hidrocarburo del yacimiento y la subsecuente caída de presión sin falta una respuesta del acuífero para compensar el decline de la presión. Esta respuesta viene en una forma de influjo de agua, comúnmente llamado invasión de agua, en la cual es atribuido a:
· Expansión del agua en el acuífero.
· Compresibilidad de la roca del acuífero.

Los sistemas yacimiento- acuífero son comúnmente clasificados en las bases de:

· Grado del mantenimiento de presión.
· Condiciones de limites externos.
· Regímenes de flujo.
· Geometrías del flujo.

Grado del mantenimiento de presión:

Basado en el grado de mantenimiento de presión del yacimiento suministrado por l acuífero, el empuje natural por agua en a veces cualitativamente descrito como:
o Empuje activo de agua.
o Empuje parcial de agua.
o Empuje limitado de agua.

El termino empuje activo de agua se refiere al mecanismo de invasión del agua en la cual la tasa del influjo de agua es igual a la tasa de la producción total del yacimiento. Los Empujes activos de agua de los yacimientos son típicamente caracterizados un decline gradual y lento de la presión del yacimiento. Sí, durante algún largo periodo, la tasa de producción y la presión del yacimiento permanecen razonablemente constantes, la tasa de vaciado del yacimiento debe ser igual a la tasa del influjo de agua.

[Tasa We] = [Tasa Fol] + [Tasa Fgl ]+ [Tasa Wp]

Donde:
Tasa We= Tasa del influjo de agua.
Tasa Fol= Tasa de flujo de petróleo.
Tasa Fgl= Tasa de flujo de gas libre.
Tasa Wp= Tasa de la producción de agua.

De igual manera se puede expresar como:

ew= Qoβo + Qgβg + Qwβw (Ecuación 1)
Donde:
Tasa We= ew
Tasa Fol= Qoβo
Tasa Fgl= Qgβg
Tasa Wp= Qwβw

La ecuación 1 puede ser expresada en términos de producción acumulativa por la introducción de los siguientes términos derivativos:

Donde:
We= influjo de agua acumulativo, bbl.
t= tiempo, días.
Np= producción de agua acumulativa, STB.
GOR= relación corriente de gas-petróleo, scf/STB.
Rs= solubilidad corriente del gas, scf/STB.
Βg= factor volumétrico de formación del gas, bbl/scf.
Wp= producción acumulada de agua, stb.
dNp/dt = tasa daría de flujo de petróleo, STB/día.
dWp/dt = tasa diaria de flujo de agua, STB/día.
dWe/dt = tasa del influjo de agua diariamente, bbl/dia.
(GOR-Rs)Np/dt =tasa diaria de gas libre, scf/dia.

• Fuente:Tarek Amhed, Reservoir Engineering.
• Traducido por: César Briceño.