PRODUCCIOON PETROLERA III

DEFINICION GENERAL DE PRODUCCION.

La producción se define como la extracción de hidrocarburos por surgencia natural o métodos de recuperación (mejorada, secundaria y terciaria) del reservorio hacia la superficie.

SURGENCIA NATURAL

Pozo fluyente puede definirse desde el punto de vista de producción como aquel que es

capaz de vencer las caídas de presión a través del medio poroso, tuberías verticales y

descarga, estrangulador y el separador, con la energía propia del yacimiento.

Se debe tener conocimiento de los tipos de yacimiento del cual el pozo está produciendo.

Para poder predecir correctamente la vida fluyente de un pozo, deben conocerse factores

tales como: porcentaje de agua, relación gas-aceite, declinación de las presione de fondo,

índice de productividad, terminación del pozo, tipos y propiedades de los fluidos

producidos entre otros.

La energía para mantener fluyendo un pozo, (sin sistema artificial de producción) es la

presión propia del yacimiento. Algunos pozos produciendo 98% de agua salada son aún

capaces de fluir. Estos pozos producen de yacimiento con un empuje hidráulico muy

activo debido a una alta presión de fondo fluyendo.

La producción de un pozo por medio de surgencia natural es lo más barato y

cómodo dentro de la industria Petrolera. Requiere del menor número de

implementos, tanto en el subsuelo como en superficie.

El método de flujo natural se aplica cuando las presiones de la formación son lo

suficientemente altas, que permiten fluir libremente al petróleo y gas del reservorio,

esta es la energía natural confinada dentro de los fluidos que existen en la roca

reservorio.

Los materiales básicos que se utilizan en un pozo de producción por surgencia

natural son: Tuberías, cabezal de pozo, árbol de navidad, estranguladores y

packers.

ELEVACION ARTIFICIAL.-

Los sistemas básicos de producción artificial, se refiere a los métodos utilizados para la

extracción del petróleo de un pozo, cuando su energía interna no le permite el flujo hacia

el exterior.

La elección del mejor equipo de producción depende del conocimiento de los factores que

influyen en la operación de los equipos, de las ventajas y desventajas del sistema que se

elige y de las inversiones y costos de operación.

Otros factores complementarios en el estudio de la instalación de producción artificial

son:

1. Cantidad y ubicación de los Pozos.

2. Tipo y estado del equipo de producción existente.

3. Problemas de operación, como parafinas, corrosión, etc.

4. Inversiones y costos de producción.

Entre los sistemas de levantamiento artificial tenemos diferentes sistemas los cuales

iremos mencionando y describiendo.

1: BOMBEO MECANICO

Básicamente el sistema consta de un aparato individual de bombeo en superficie, que

esta compuesto de un motor y una Unidad de Bombeo Mecánico (UBM).

Principio Básico de Operación: Es la conversión del movimiento circular a traves de un

dispositivo biela-manivela a un movimiento lineal.

Instalaciones de Superficie: Consta de una torre con balancín o viga, soportado por el

cojinete principal. En la cola del balancín tenemos el mecanismo biela-manivela que lo

comunica con la caja reductora de velocidades. En el extremo del balancín, tenemos la

cabeza, cuya tangente debe pasar por el centro del pozo.

La transmisión del motor a la caja reductora es a través de poleas y correas, la manivela

tiene diferentes orificios y según ellos se varía la longitud de la carrera.

El método de bombeo mecánico consiste en elevar el fluido (petróleo + agua) desde el

nivel que este alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de recolección (estación

satélite o tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad accionada por

la columna de varillas que transmiten el movimiento del equipo de bombeo.

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El fluido es conducido hasta la superficie a través de la cañería de producción (tubing) y

de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (Flow line) (Fig. 1).

La bomba eleva el fluido desde el nivel dinámico y no desde la profundidad donde está

asentada; por lo tanto el trabajo desarrollado será mayor cuanto más bajo se

encuentre dicho nivel. Por ejemplo, si la bomba está asentada a 1600 metros, pero el

nivel dinámico del pozo es de 500 m, el trabajo desarrollado por la bomba será

elevar el fluido desde los 500 m hasta la superficie, más la altura equivalente a la

presión de bombeo (Flow line).

Para una eficiente extracción será indispensable bajar el nivel de fluido tanto como sea

posible (a fin de evitar aplicar una contrapresión a la formación) sin que ello

provoque un llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y

cause el golpe de fluido.

Instalaciones de fondo:

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Bombas de profundidad.- Las bombas de profundidad se componen de 5 elementos o

partes que son: Camisa de bomba, Embolo, Válvula de Pie, Válvula viajera, Niple asiento.

El funcionamiento de las bombas de profundidad, está basado en el principio de la bomba

aspirante e impelente.

Partes componentes.- Las bombas están compuestas por el barril, el pistón, la

válvula de pie (standing valve), la válvula viajera (travelling valve) y los

accesorios: jaula de válvulas, adaptador del pistón, vástago con conectores especiales en

ambos extremos (guía del vástago (rod guide), cupla del vástago (rod coupling), etc.

Funcionamiento .- En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la válvula

Viajera (T.V.) y es desplazado por el pistón hacia la superficie. El ascenso del pistón

causa una disminución de presión sobre la válvula de pie, por lo que esta se

abre,

Permitiendo el ingreso de fluido de la formación a la bomba. En la carrera descendente el

movimiento del pistón incrementa la presión en la cámara entre ambas válvulas, lo que

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provoca la apertura de la válvula viajera (T.V.) y el cierre de la válvula de pie (S.V.). El

peso de la columna de fluido se transfiere de las varillas al tubing y el fluido que pasa

a través de la válvula viajera será elevado en la próxima carrera ascendente del

pistón.

Ventajas del bombeo mecánico: Menor Inversión, Para producciones de bajo nivel

Adaptable a la automatización.

Desventajas: Mayor inversión para altos caudales, No es recomendable para pozos

desviados. Limitaciones en el diseño de la bomba.

2: BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT).-

El gas lift es un sistema de levantamiento artificial que se lo aplica después que cesa el

flujo por surgencia natural.

Por medio del cual las altas presiones de gas natural son usadas para desplazar el fluido

aireado o alivianado desde el punto de inyección del gas hasta la superficie.

Algunos de los factores que afectan la selección a partir de la forma para ser empleados

en operaciones de gas lift son:

Caudal de producción.

Presión del fondo de pozo.

Índice de productividad.

Presión de Inyección de gas.

El método consiste en inyectar gas a alta presión por el espacio entre la tubería de

producción y la Cañería de producción. Dicho gas entra a la tubería de producción a

través de válvulas especiales y levanta el líquido. Luego la combinación de gas y petróleo

más agua es separada en superficie, con el propósito de recuperar el gas y reinyectarlo al

sistema.

Componentes básicos que se necesita para instalar el sistema

Planta de Inyección de Gas.

Líneas de Inyección.

Medidores de caudal de Gas.

Choke regulable de inyección.

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Mandriles de Gas Lift.

Válvulas de Gas Lift.

Líneas de producción

Ventajas del gas lift

Disminución de los costos de elevación, instalación y mantenimiento.

Operación eficiente de pozos de alta y baja producción.

Simplicidad del diseño.

Buen funcionamiento ante la presencia de arena, sólidos, H2S, CO2, etc.

Muy buen índice de recuperación final del yacimiento.

Aprovechamiento de la energía disponible.

Si no hay presión de gas suficiente permite el uso de compresores con sistemas

cerrados.

Desventajas:

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Es imprescindible contar con una fuente de gas natural, ya sea gas asociado del

yacimiento o gas de alguna fuente externa.

Las grandes distancias entre pozos pueden incrementar el costo del sistema de

recolección y distribución del gas

3: BOMBEO HIDRULICO.-

Realmente es mecánico con una bomba instalada en el fondo del pozo que es accionada

por un motor hidráulico, aplicable a ciertos yacimientos que producen petróleos de buena

calidad.

TIPO DE DISEÑO DE FONDO DE BOMBEO HIDRAULICO

El sistema de bombeo hidráulico opera empleando la ley básica de la hidráulica

(Ley de Pascal). Que establece que la presión ejercida en la superficie de un

líquido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones, en cualquier

punto del fluido.

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El bombeo hidráulico aplica este principio al bombeo de pozos petrolíferos,

transmitiendo la presión de un fluido desde una fuente en superficie a uno o más

puntos en el fondo.

En estos puntos el petróleo motriz bajo presión es dirigido a la unidad de

producción, ya sea a una bomba reciprocante o ha proveer velocidad para la

operación de una bomba tipo Jet.

El fluido motriz que se utiliza en los sistemas modernos, es proveniente de los

pozos y puede ser petróleo crudo o agua.

Puede denominarse “abierto” cuando el fluido motriz retorna mezclado con la producción,

o “cerrado” cuando el mismo retorna por una cañería independiente.

Ventajas:

Pueden ser instalado en pozos desviados

Puede bombear todo tipo de crudos.

Flexibilidad en la rata de producción.

Puede manejar fluidos contaminados con C2O, H2S, arena y gas.

Desventajas:

Poca tolerancia a la producción de arena.

Se requiere de una fuente de líquido a alta presión.

4: BOMBEO ELECTROSUMERIBLE.-

Se ha desarrollado con el advenimiento e incremento de la recuperación asistida por la

necesidad de la extracción de grandes volúmenes, permitiendo con mucha facilidad la

instalación de éstas bombas de profundidad, impulsadas por motores eléctricos

sumergibles. Posibilita mantener la columna de producción del pozo en forma estática o

dicho de otra forma sin movimiento permitiendo además su funcionamiento en posición

inclinada u horizontal y con posibilidades de extraer volúmenes importantes. Se trata de

una serie de pequeñas etapas de bombeo centrífugo, cuya cantidad dependerá de la

altura de elevación necesaria.

Una unidad típica de bombeo electro sumergible está constituida en el fondo del

pozo por los siguientes componentes:

1. Motor Eléctrico.

2. Protector.

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3. Sección de entrada.

4. Bomba Electro centrifuga.

5. Cable Conductor.

Las partes superficiales son:

1. Cabezal.

2. Cable Superficial.

3. Tablero de Control y Transformador.

Ventajas:

Puede levantar altos volúmenes de fluidos.

Maneja altos cortes de agua.

Puede operar a velocidades de bombeo variable.

El equipo de superficie requiere poco espacio.

Aplicable costa afuera.

La inversión es baja en pozos poco profundos y con altas tazas de producción.

Puede utilizarse para inyectar fluidos a la formación.

Desventajas:

Se requiere controlar el equipo en cada pozo.

Susceptible a la producción de agua, gas y arena.

El cable eléctrico es sensible a la temperatura y manejo. Es altamente costoso.

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Necesita disponibilidad de corriente eléctrica.

Su diseño es complejo.

5: BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS.-

Se instalan en pozos con cualquier calidad de fluido a extraer y permite también el

manejo de importantes cantidades de impurezas.

Componen la bomba, una camisa de material similar a la goma con un rotor que genera el

movimiento de una cavidad a lo largo de la bomba desde abajo hacia arriba, por rotación.

La rotación es imprimida de superficie por un motor con una caja reductora y se trasmite

por un sistema común de varillas de bombeo. La limitación más importante que tienen es

la profundidad máxima de instalación.

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Principio del sistema: El bombeo por cavidades progresivas está basado en el accionamiento de una bomba de desplazamiento positivo por cavidades progresivas, accionada por varillas de bombeo desde superficie.

La bomba que consta de un rotor, gira dentro del estator y debido a este movimiento se va formando cavidades progresivas, las cuales ascienden desde el extremo inferior hasta la superficie, transportando porciones de fluido a través de la tubería de producción.

Los anillos cerrados que se forman entre el rotor y el estator, mantienen el fluido subiendo con un caudal fijo y proporcional a la velocidad de giro de la bomba.

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Componentes del sistema1. Transformadores.2. Medidores de presión y temperatura.3. Transmisión para los cabezales.4. Cabezales.5. Línea de flujo.6. Cañería y tubería de producción.7. Varillas.8. Varillas de succión.9. Rotor y estator.10. Buje estacionario.11. Adaptadores.

Ventajas: Bajo costo de instalación. Bombeo de caudales constantes sin válvulas. Puede bombear crudos viscosos. Capaz de manejar gas y arena. Bajo costo de mantenimiento. Se elimina la flotación de cabillas. Opera con bajo torque. Nivel de ruido muy bajo. Ideal para áreas urbanas.

Desventajas: Profundidad máxima de operación 6.000’. Requiere energía eléctrica.

Figura con los diferentes tipos de levantamiento artificial.

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RECUPERACION SECUNDARIA O MEJORADA

Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).

Cuando  se  perfora  un  pozo  en  un  yacimiento  petrolífero  y  se  coloca  el  mismo  enProducción, se crea una zona de baja presión que permite a los fluidos moverse desde elYacimiento al pozo.   En recuperación primaria el petróleo fluye debido a la energía propiadel reservorio.

Cuando está energía natural disminuye, se puede recurrira otro método de recuperación   obteniendo   así   una   cantidad   adicional   de   petróleo. Si   por   cualquier mecanismo  se  le  entrega  energía  a  un  reservorio,  se  dice  que  la  producción  es  por

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recuperación asistida  (secundaria o terciaria).

El  barrido  con  agua  (waterflooding)  es  un  método  de  recuperación  secundaria  en  elcual ésta es inyectada en uno o más pozos, formando un frente que desplaza el petróleoa  través  de  la  formación  hacia  los  pozos  productores. La  inyección  de  agua produce  la  energía  suficiente  para  desplazar  el  petróleo  de  la  vecindad  de  los  pozosInyectores  hacia  los  pozos  productores. Este  es  el  más  difundido  de  los  métodos  derecuperación asistida por su bajo costo y alta eficiencia.

El   agua   de   inyección   se   obtiene   de   la   separación   agua-petróleo   en   las   plantasdeshidratadoras  y  en  algunas  estaciones  satélite  con  equipamiento  para  el  tratamientodel fluido  y  de  inyección. Otra  fuente  la  constituyen  los  pozos  productores  de  agua  que se utilizan temporalmente hasta el llenado del yacimiento.

TIPOS DE INYECCIÓN

La inyección del gas se clasifica en dos tipos que son: la inyección de gas interna o dispersa y la inyección de gas externa.

1. Inyección de gas interna o dispersa

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Consiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.

Características: Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor. Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de

tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de producción. El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento.

La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.

2. Inyección de gas externaEs el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del reservorio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo.

Características: Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del

petróleo mediante el empuje por la capa de gas. Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical. Deben tener alto buzamiento. Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del área

donde es inyectado el gas.

INYECCIÓN DE GAS

Fue el primer método empleado y es un proceso donde el gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta. Se usó a principios de los años 1900, con el objetivo de mantener la presión dentro del yacimiento.

La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.

Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea simple, la menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un valor mínimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varia según el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión.

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Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas:

Las propiedades de los fluidos del yacimiento. El tipo de empuje. La geometría del yacimiento. La continuidad de la arena. El relieve estructural. Las propiedades de la roca. Temperatura y presión del yacimiento.

Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso

INYECCIÓN DE AGUA

Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarenta.“Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos”]. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características:

• No debe ser corrosivo• Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección.• Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos.• El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.

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Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial.

Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo

Polímero inundaciones Polímero inundación es un medio de la inyección de moléculas de polímero de cadena larga en un esfuerzo por aumentar la viscosidad del agua inyectada. La adición de estas sustancias químicas significa que el fluido se comportaría como un fluido no newtoniano, a bajas velocidades es resistente al flujo. Este método no sólo mejora la relación de movilidad, sino también la eficiencia de barrido vertical y areal. El polímero provoca una reducción en la permeabilidad y permite el llenado preferencial de las zonas de elevada permeabilidad en el depósito. Esto reduce la velocidad del flujo y aumenta el área de barrido.Polímero Surfactante inundaciones son agentes tensoactivos que ayudan a romper la tensión superficial entre el agua y el aceite. Esto permite que el aceite y el agua a separar. El efecto del tensioactivo depende de la concentración. En concentraciones bajas, la tasa es gradual, pero en concentraciones más altas la tasa se incrementa hasta el momento en que el agente tensioactivo se diluye por los fluidos de la formación. También mejora la movilidad de los fluidos e invierte el wettablity roca.Tensioactivos primarios suelen tener co-tensioactivos, potenciadores de la actividad, co-disolventes agregados a ellos para mejorar la estabilidad de la formulación.Inundaciones cáustica es la adición de hidróxido de sodio al agua de inyección para ayudar a la recuperación. Esto se logra mediante la reducción de la tensión superficial, la inversión de la humectabilidad rock, emulsificación del aceite, la movilización de la grasa y ayuda en la elaboración del aceite de la roca.Inyección microbiana Inyección microbiana es parte de la recuperación mejorada de petróleo microbiana y rara vez se utiliza debido a su alto costo y porque la evolución no es ampliamente aceptado. Estos microbios funcionan ya sea por digestión parcial moléculas largas de hidrocarburos, mediante la generación de biosurfactantes, o por el dióxido de carbono que emite.Tres enfoques se han utilizado para lograr la inyección microbiana. En el primer enfoque, cultivos de bacterias mezcladas con una fuente de alimento se inyectan en el campo de petróleo. En el segundo enfoque, utilizado desde 1985, los nutrientes se inyectan en el suelo para cultivar organismos microbianos existentes; estos nutrientes causan las bacterias para aumentar la producción de los tensioactivos naturales que normalmente se utilizan para metabolizar crudo en el subsuelo. Después de que se consumen los

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nutrientes inyectados, los microbios entran en modo de cerca-apagado, sus exteriores se convierten en hidrófila, y migran a la zona de interfase aceite-agua, donde causan las gotitas de aceite para formar a partir de la masa más grande de aceite, haciendo que las gotitas más probable a migrar a la cabeza del pozo.

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