INTRODUCCION A LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

Venezuela es un país privilegiado, dentro de la industria petrolera mundial. Esto es así por su elevado volumen de reservas, las cuales alcanzan una cifra cercana a los setenta millones de barriles de petróleo sin contar las reservas de la faja petrolífera del Orinoco y las inmensas reservas de gas que se encuentran en nuestra plataforma continental. además tiene una envidiable ubicación geográfica y la existencia de una infraestructura de producción, la cual comenzó su formación en los inicios de la industria petrolera mundial, todo lo cual le permite competir con ventaja en los mercados internacionales de los hidrocarburos.

A través de ciento treinta y tres años de historia petrolera (1878 2011), Venezuela ha aprendido a conocer a perfección su riqueza petrolera, ha sido modelo de creatividad en métodos de perforación y producción cuenta además con refinerías de alto grado de tecnología que le permiten competir con empresas transnacionales de mayor experiencia y trayectoria en el mundo del petróleo.

El ingeniero de producción necesita comprender en una forma clara y completa los principios que rigen el movimiento del petróleo, gas y agua desde el yacimiento hasta el cabezal del pozo. Solo si comprende lo anterior el ingeniero puede aplicar correctamente las técnicas de ingeniera disponibles y decidir las especificaciones precisas del equipo de producción que se debe usar en cualquier pozo, este materia tiene por objetivo primordial explicar los principios de producción de los pozos petroleros e indicar como se deben usar las técnicas de producción al decidir el mecanismo de producción para hacer producir un pozo en particular, es decir, optimizar la producción.

Para recolectar, tratar, transportar y almacenar los crudos que se producen diariamente en los campos petroleros, la industria cuenta con kilómetros de tuberías de flujo, oleoductos principales, troncales y secundarias terrestres y lacustres; por igual kilómetros de tuberías de suministro de diluentes para la producción de crudos de alta gravedad api además de las tuberías de levantamiento artificial por gas (LAG). Tampoco podemos obviar las estaciones de flujo que incluyen sus correspondientes sistemas de separación, medición y bombeo necesarias para manejar los pozos en producción con su respectivo potencial.

Las tuberías usadas en el transporte de crudos producidos son diseñados para transportar mezclas de fluidos petróleo_agua, petróleo gas; por lo general el material usado en la fabricación de estas tuberías es el acero pero también de asbesto_cemento, fibra de vidrio y plástico, actualmente se ha incrementado el uso de este ultimo tipo de tuberías especialmente para evitar la corrosión y disminuir el índice de precipitación de las parafinas, dichas tuberías por lo general tienen un diámetro que va desde los 2 a 10 pulgadas de diámetro y el mismo obedece al máximo volumen de producción que se piensa

manejar y características del crudo en especial la viscosidad y la presión si son presiones de flujo mayores de 1000 lpc.

Los fluidos producidos en los pozos, son transportados hacia los múltiples de producción de las estaciones de flujo a través de de las tuberías de producción. Desde allí son bombeados a diferentes destinos como son los patios de tanque, estaciones principales o plantas de procesamiento de gas, dependiendo de los tipos de segregación.

Hay dos conceptos fundamentales con los cuales la industria clasifica la producción petrolera:

La producción disponible representa la producción de hidrocarburos (petróleo y gas) disponible para ser producida en forma inmediata a través de pozos operativos que estén conectados a instalaciones de producción igualmente operativas.

El potencial de producción se define como la producción disponible mas la producción que ha sido temporalmente cerrada por razones extraordinarias como mantenimiento de las instalaciones mayores de producción y recolección, pero que estará disponible en menos de noventa días consecutivos.

En el mundo petrolero se usa una escala de densidad para clasificar los crudos conocida como la escala API (American Petroleum Institute) y su principio de clasificación se basa en la viscosidad o fluidez considerando además parámetros como el contenido de azufre y/o metales, sal, corrosividad según esta clasificación se han de establecer los precios entre los diversos tipos de crudos que se mercadean.

El petróleo mas liviano o hidrocarburo liquido no refinado alcanza una gravedad API de 40.2 grados. El color de los crudos varía de acuerdo a su composición desde amarillo en los hidrocarburos condensados hasta negro en los de mayor viscosidad también conocidos como crudos extra pesados.

Según el MEMPE los hidrocarburos se clasifican por rangos api de la siguiente forma:

Extra pesados; hidrocarburos líquidos con gravedad API menor o igual a 9.9 grados y viscosidad mayor de 10.000 centipoises

Pesados; hidrocarburos líquidos con gravedad API comprendida entre 10 y 21.9 grados.

Medianos; hidrocarburos líquidos con gravedad API comprendida entre 22 y 29.9 grados.

Livianos; hidrocarburos líquidos con gravedad API comprendida entre 30 y 40 grados.

De acuerdo a su naturaleza los hidrocarburos se pueden clasificar en

Crudos de base parafinica; contienen parafina y poco asfalto, aptos para producir gasolina y aceites lubricantes de alta calidad.

Crudos de base naftenica o asfaltica; contienen poca parafina y mucho asfalto, aptos para producir aceites lubricantes.

Crudos de base media o intermedia; contienen tanto material asfaltico como parafinico.

PROCESO DE PRODUCCIÓN

El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje del yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. El sistema completo comprende el equipo Subsuperficial del Pozo, que está conformado por la tubería de revestimiento (casing) la cual se asienta dentro del pozo a una determinada profundidad y se cementa, esta tubería de revestimiento atraviesa todas las zonas productoras de ella se sujeta de tubería de producción empleada para poner a producir el pozo una vez ha sido cañoneado en el caso de que el pozo produzca de varias arenas será empleado también el casing como tubería de producción. Equipo superficial del pozo; El pozo debe estar debidamente completado con los equipos de producción en funcionamiento, pruebas de producción realizadas, válvulas de seguridad debidamente aseguradas al cabezote del pozo y las válvulas maestras, manómetros y estranguladores instalados y probados. Los pozos fluyen naturalmente están equipados por un estrangulador elemento este que es obviado cuando se completa un pozo para producir por algún tipo de bombeo o gas, el estrangulador es un elementó del cabezal del pozo y entre otras cosas es empleado para reducir la producción de petróleo y gas a valores por debajo del mínimo logrando así mantener una contrapresión a la formación productora, además ayuda a proteger el cabezal del pozo de la producción de arena.

En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial.

Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.

YACIMIENTOYACIMIENTOCOMPLETACIÓN

Pestática promedio (Pws)PRESIÓN DE ENTRADA: Pestática promedio (Pws)PRESIÓN DE ENTRADA:

Pseparador (Psep)PRESIÓN DE SALIDA:

Pseparador (Psep)PRESIÓN DE SALIDA:

LINEA DE FLUJO

OP

OZ

LINEA DE FLUJO

OP

OZOP

OZOP

OZ

PwsPwfsPwf

Pwh Psep

Componentes del Sistema de producción

El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos

Recorrido de los fluidos en el sistema

Transporte en el yacimiento : El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (o). Mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

Transporte en las perforaciones : Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado,

normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobrecompactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.

Transporte en el pozo : Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.

ESTACIONES DE FLUJO

La estación de flujo es muy parecida a una estación de descarga a excepción de las facilidades de almacenamiento posee la estación de descarga. en los cabezales del manifold el petróleo se divide en limpio, húmedo o de prueba.

EL PETROLEO LIMPIO o con menos de 1 % de agua pasa a través de los separadores y luego a la estación de descarga después es enviado a un tanque de prueba donde es calibrado (medido) y después bombeado a la estación de descarga.

EL PETROLEO HUMEDO ES ENVIADO A UN TANQUE DE DESHIDRATACION DESPUES A OTRO TANQUE PARA SER CALIBRADO Y DE AQUÍ A LA ESTACION DE DESCARGA, EL PETROLEO HUMEDO ES AQUEL POSEE MAS DE 1% DE AGUA EN SU COMPOSICION.

EL PETROLEO DE PRUEBA ES ENVIADO A LOS SEPARADORES DE 1000 PSI EN LAS ESTACIONES DE FLUJO Y ES EMPLEADO PARA LOS REQUERIMIENTOS DE GAS A ALTA PRESION SE NECESITEN EN EL AREA. ANTES DE SER ENVIADO A LA ESTACION DE DESCARGA PASA POR OTRA ETAPA DE SEPARACION CDE 250 PSI, CABE DESTACAR QUE TODO GAS EN LAS ESTACION DE FLUJO ANTES DE SER ENVIADO A CUALQUIER SISTEMA (1000 PSI, 250 PSI O EL MECHURRIO) ES MEDIDO Y SU MEDICION SE HACE A TRAVES DE LOS MANIFOLD.

LAS ESTACIONES DE FLUJO ESTAN CONFORMADAS POR:

LINEAS DE FLUJO. MULTIPLES DE PRODUCCION. SEPARADORES GAS_ LIQUIDO.

TANQUES DE PRODUCION EQUIPOS DE DESALACION. SISTEMAS DE TRATAMIENTO QUIMICO. TRATADORES DE LINEAS DE FLUJO.

LAS LINEAS DE FLUJO; SON LAS TUBERIAS DE LOS DIFERENTES DIAMETROS (VARIA CON LA GRAVEDAD DEL PETROLEO) EMPLEADAS PARA CONDUCIR LA PRODUCCION DE CADA POZO A LOS SISTEMAS DE RECOLECCION DENOMINADOS MULTIPLES DE PRODUCCION. DEBE TOMARSE EN CUANTA LA LONGITUD DE LA LINEA DE FLUJO EN POZOS QUE PRODUCEN POR FLUJO NATURAL, POR EJEMPLO CUANDO UN POZO PRODUCE PETROLEO LIVIANO A ELEVADAS PRESIONES, NO VA EXISTIR PROBLEMA ALGUNO PERO NO VA OCURRIR LO MISMO CUANDO EL FLUIDO PRODUCIDO SEA PETROLEO PESADO YA QUE DURANTE LA NOCHE, LA TEMPERATURA DISMINUYE Y POR ENDE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO AUMENTA POR LO QUE SE VAN A REQUERIR CIENTOS DE LIBRAS POR PULGADAS CUADRADAS DE PRESION PARA IMPULSAR EL PETROLEO DESDE EL POZO HASTA LA ESTACION DE OLEODUCTO.

MULTIPLES DE PRODUCCION; SON DISEÑADOS DE MANERA TAL QUE PERMITAN DESVIAR LA PRODUCCION CUALQUIERA DE UN DETERMINADO POZO A LOS SEPARADORES DE PRUEBA CON EL OBJETO DE PODER CUANTIFICAR SU PRODUCCION.

MULTIPLE DE PRODUCCION (MANIFOLD)

EXISTEN MULTIPLES DE PRODUCCION PORTATILES Y PERMANENTES

MANIFOLD PORTATIL; CONSISTE DE UN MANIFOLD DEL CUAL SE HAN LIGADO LINEAS DE FLUJO DE CADA POZO Y DOS SEPARADORES DE 250 PSI, UN SEPARADOR ES EMPLEADO PARA PRODUCCION GENERAL Y EL OTRO USADO PARA PROBAR POZOS INDIVIDUALES. ESTO ES POSIBLE DEBIDO A LOS DOS CABEZALES POSEE EL MANIFOLD PERMITIENDO DESVIAR LOS FLUIDOS ABRIENDO O CERRANDO VALVULAS.

MANIFOLD PERMANENTE; SE DIFERENCIA DEL PORTATIL POR SU TAMAÑO Y LA SEPARACION REALIZA YA QUE SE EFECTUA POR DOS O TRES ETAPAS, ESTAN MONTADOS SOBRE BASES DE CONCRETO POR LO QUE FACILITA LAS OPERACIONES EN ESTE TIPO DE MANIFOLD TODAS LAS OPERACIONES SE PRUEBAN EN EL MANIFOLD DE 250 PSI. EN ESTE TIPO DE MANIFOLD LOS POZOS CON ALTAS PRESIONES (1500 PSI) ANTES DE ENTRAR A LA TUBERIA DE LA ESTACION DE DESCARGA EL PETROLEO PASA POR UNA SEGUNDA ETAPA SEPARACION, ES DECIR VA A SEPARADORES DE 600 PSI LOS CUALES SON OPERADOS POR EL MISMO GAS DEL SISTEMA MIENTRAS QUE PARA LOS POZOS DE BAJA PRESION (600 PSI) EL FLUIDO VA DIRECTAMENTE DESDE EL CABEZAL DEL MANIFOLD HASTA EL DESPLAZADOR POR GAS.

LOS SEPARADORES; SU FUNCION ES SEPARAR LOS CRUDOS Y TRATARLOS EN LOS PATIOS DE TANQUE ANTES DE PODER SER ENVIADOS A LOS TERMINALES DE EMBARQUE. ESTOS SE SEPARADORES SE CLASIFICAN DE ACUERDO A SU CONFIGURACION EN VERTICALES, HORIZONTALES Y ESFERICOS SEGÚN SU FUNCION SE CLASIFICAN EN SEPARADORES DE PRUEBA Y SEPARADORES DE PRODUCCION GENERAL, DE IGUAL MANERA SE PUEDEN CLASIFICAR EN FUNCION DE LA PRESION DE TRABAJO O FUNCIONAMIENTO EN SEPARADORES DE ALTA, MEDIA O BAJA PRESION Y DE ACUERDO A LA CANTIDAD DE FASES QUE PUEDEN SEPARAR SE CLASIFICAN EN BIFASICOS O TRIFASICOS.

LOS SEPARADORES BIFASICOS SON LOS MAS COMUNES Y SE UTILIZAN PARA SEPARAR LA FASE GASEOSA DE LA LIQUIDA (PETROLEO_AGUA); MIENTRAS QUE LOS TRIFASICOS SE EMPLEAN PARA SEPARAR PETROLEO_GAS_AGUA, DENTRO DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCION GENERAL ESTAN INCLUIDOS DEL SEPARADORES DE DESALACION Y DESHIDRATACION DE CRUDOS; MIENTRAS QUE LOS SEPARADORES DE PRUEBA SON UTILIZADOS CUANDO POR RAZONES DE VARIACION DE LOS PARAMETROS DE PRODUCCION DE UN POZO EN PARTICULAR SE NECESITA SOMETER SU PRODUCCION INDIVIDUAL A MEDICION. INDEPENDIENTEMENTE DEL TIPO DE SEPARADOR SE USE, TODOS SIRVEN PRACTICAMENTE AL MISMO PROPOSITO Y SE BASAN EN LOS MISMOS PRINCIPIOS DE OPERACIÓN TODOS HAN DE TENER LOS MISMOS COMPONENTES CON PEQUEÑAS DIFERENCIAS DE OPERACIÓN, ENTRE SUS COMPONENTES DESTACAN:

1. RECIPIENTE DE ACERO; SU TAMAÑO VARIA ACORDE A LA CAPACAIDAD REQUERIDA Y EL GROSOR DEL ACERO DE LAS PRESIONES A MANEJAR.

2. ESPACIO EN EL FONDO DEL RECIPIENTE PARA ALMACENAR LOS LIQUIDOS PRODUCIDOS EN EL YACIMIENTO.

3. ESPACIO EN LA PARTE SUPERIOR PARA QUE EL GAS SE ACUMULE DESPUES QUE SE SEPAREN LOS LIQUIDOS.

4. SALIDA PARA EL PETROLEO CERCA DEL FONDO DEL SEPARADOR, CONSTA DE UN TUBO Y UNA VALVULA AUTOMATICA, QUE SE ACTIVA CUANDO EL NIVEL DE LIQUIDO LLEGA AUN NIVEL PREDETERMINADO DENTRO DEL SEPARADOR Y SE CIERRA CUANDO ALCANZA OTRO NIVEL PREDETERMINADO.

5. CONEXIÓN DE DRENAJE EN EL FONDO DEL RECIPIENTE CON UNA VALVULA OPERADA MANUALMENTE.

6. TUBO DE NIVEL EN EL EXTERIOR DEL SEPARADOR PARA INDICAR EL NIVEL DE LIQUIDO EN EL RECIPIENTE, PARA EL CASO DE CRUDOS PESADOS Y VISCOSOS SE USAN DOS VALVULAS COLOCADAS A DIFIRENTES NIVELES PARA PODER VERIFICAR EL NIVEL DEL LIQUIDO.

7. DOS LINEAS DE SALIDA DE GAS EN LA PARTE SUPERIOR DEL SEPARADOR QUE VA AL SISTEMA COLECTOR DE GAS. EXISTE UNA VALVULA DE CONTRAPRESION QUE SIRVE PARA MANTENER LA PRESION DESEADA EN EL SEPARADOR.

8. VALVULA DE RELEVO UBICADA EN LA PARTE SUPERIOR DEL SEPARADOR PARA EVITAR ELEVADAS PRESIONES DENTRO DEL SEPARADOR EN CASO DE QUE CUALQUIERA DE LAS VALVULA DE CONTROL NO FUNCIONE.

9. EXTRACTOR DE VAPOR QUE NO SON MAS QUE MATERIALES METALICOS TEJIDOS QUE PROPORCIONAN AREAS SUPERFICIALES EXTENSAS AL FLUJO DE GAS HUMEDO.

COMPONENTES DEL SEPARADOR

SECCION DE SEPARACION PRIMARIA; EN ESTA SECCION SE ELIMINA EL VOLUMEN TOTAL DE LIQUIDO DE LA CORRIENTE DE ENTRADA, ES DECIR ELIMINA LAS GOTAS MAS GRANDES DE LA CORRIENTE DE GAS PARA REDUCIR LA TURBULENCIA DEL GAS Y EL RETORNO DE LAS PARTICULAS LIQUIDAS PARA LA SIGUIENTE FASE DE SEPARACION. ESTE OBJETIVO EN LOS TANQUES VERTICALES SE LOGRA CAMBIANDO LA DIRECCION DEL FLUJO DE FLUIDOS ORIGINANDO UNA FUERZA CENTRIFUGA QUE ELIMINA GRANDES VOLUMENES DE LIQUIDO EN TANQUES HORIZONTALES Y ESFERICOS SE COLOCAN PLACAS DE DESVIACION LO QUE ORIGINA UN MINIMO RETORNO DE LIQUIDO.

SECCION DE SEPARACION SECUNDARIA; BASICAMENTE REDUCE LA VELOCIDAD DEL GAS A UN MINIMO Y ELIMINA LAS GOTAS MAS PEQUEÑAS ASENTANDOSE POR GRAVEDAD LA SEPARACION, SU EFICIENCIA SE VA REGIR POR LAS PROPIEDADES DEL GAS Y LIQUIDOS EL TAMAÑO DE LAS GOTAS Y LA TURBULENCIA DEL GAS.

SECCION DE EXTRACCION DE VAPOR; SE ELIMINAN LAS PEQUEÑAS GOTAS DE LIQUIDO AUN ESTAN PRESENTES EN LA CORRIENTE DE GAS. PARA LOGRARLO SE ACUMULAN PEQUEÑAS GOTITAS EN UNA SUPERFICIE DONDE SE ESCURREN DE LA CORRIENTE DE GAS, LAS CUALES AL FORMAR GOTAS MAS GRANDES CAEN EN LA SECCION DE SEPARACION PRIMARIA.

SECCION DE ACUMULACION DE LIQUIDOS; SE RECIBEN Y ACUMULAN LOS LIQUIDOS ELIMINADOS DE LAS OTRAS SECCIONES. EN ESTA SECCION NO DEBE HABER CORRIENTE DE GAS PARA EVITAR SU

AGITACION, DEBE POSEER SUFICIENTE VOLUMEN DE ALMACENAMIENTO Y EQUIPO DE CONTROL LIQUIDO PARA EVITAR EL SOBRELLENADO.

TANQUES DE PRODUCCION O DECANTACION; SE EMPLEAN PARA LA SEPARACION DE EMULSIONES DE AGUA EN PETROLEO Y SU FUNCIONAMIENTO SE BASA EN EL PRINCIPIO DE GRAVEDAD DIFERENCIAL, EL AGUA POR SER MAS PESADA QUE EL PETROLEO SE ACUMULA EN EL FONDO DEL TANQUE, SIN EMBARGO LAS PARTICULAS MAS PEQUEÑAS DE AGUA EN LAS EMULSIONES SE RODEAN DE PELICULAS DE UNA MATERIA SUFICIENTEMENTE DURA Y ESTABLE PARA RESISTIR LA RUPTURA. ESTOS TANQUES ESTAN CONFORMADOS DE LA SIGUIENTE MANERA;

LINEA DE ENTRADA. TUBO SEPARADOR DE GAS.

LOS TANQUES Y BOMBAS DE PRODUCCION; ESTAN SITUADOS EN LAS ESTACIONES DE FLUJO Y GENERALMENTE SE COLOCAN EN PAREJAS DEPENDIENDO DE;

LA CAPACIDAD. DISPONIBILIDAD DE ESPACIO. CANTIDAD DE PRODUCCION A MANEJAR. PROCESOS DE TRATAMIENTO DE LA ESTACION.

Componentes del Sistema y Perfil de presiones

En las siguientes figuras se presentan los componentes del sistema de una manera mas detallada así como el perfil de presión en cada uno de ellos.

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente.

1.3 Capacidad de producción del sistema.

LA FUERZA REQUERIDA PARA IMPULSAR EL PETROLEO DESDE EL POZO HASTA EL SEPARADOR DE PETROLEO GAS VA DEPENDER DEL METODO DE PRODUCCION EMPLEADO EN EL POZO.

1. POZOS POR FLUJO NATURAL; EMPLEA UNA PEQUEÑA PORCION DE LA PRESION DEL YACIMIENTO (FORMACION PRODUCTORA) PARA IMPULSAR EL PETROLEO GAS HASTA EL SEPARADOR.

2. POZOS DE BOMBEO; LA ENERGIA ES PROPORCIONADA POR LA BOMBA DE SUBSUPERFICIE, LA CUAL ELEVA EL PETROLEO A LA SUPERFICIE.

3. POZOS QUE PRODUCEN POR INYECCION DE VAPOR; EL GAS INYECTADO ES EL QUE PROPORCIONA LA ENERGIA O PRESION NECESARIA PARA HACER ELEVAR EL PETROLEO DESDE YACIMIENTO HASTA EL CABEZAL DEL POZO E IGUALMENTE HASTA EL SEPARADOR.

EXISTEN CUATRO FORMAS ESENCIALES DE HACER PRODUCIR UN POZO:

POZOS FLUYENTES O POR FLUJO NATURAL. EL BOMBEO NEUMATICO CONTINUO EL BOMBEO HIDRAULICO O MECANICO EL BOMBEO NEUMATICO INTERMITENTE

CADA UNO DE ESTOS METODOS TIENE SUS VARIANTES Y EXISTEN COMBINACIONES ENTRE DICHAS FORMAS.

LOS POZOS FLUYENTES; PUEDEN TENER TERMINACIONES SENCILLAS Y EL FLUJO PASA POR LA TUBERIA DE PRODUCCION; PUEDE TENER O NO UN EMPACADOR INSTALADO ENTRE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO Y LA DE PRODUCCION; TAMBIEN PUEDEN COLOCARSE ESTRANGULADORES EN LA TUBERIA DE PRODUCCION; EN EL CABEZAL O EN LAS LINEAS SUPERFICIALES DE FLUJO; LA TERMINACION PUEDE HACERSE CON AGUJEROS DE DIAMETRO PEQUEÑO Y UTILIZARSE UN CONTROLADOR DE INTERVALOS DE INYECCION PARA CONTROLAR LA DESCARGA

EL BOMBEO NEUMATICO PUEDE SER CONTINUO O INTERMITENTE O UNA COMBINACION DE AMBOS POR IGUAL LA TECNICA PUEDE COMBINARSE CON OTROS TIPOS DE BOMBEO POR EJEMPLO CON UN EMBOLO VIAJERO.

EL BOMBEO MECANICO TIENE VARIAS MODALIDADES LAS MAS COMUNES SON LAS VARILLAS DE SUCCION, BOMBEO DE MOVIMIENTO RECIPROCO Y DE MOVIMIENTO CENTRIFUGO.

LA PRODUCCION INTERMITENTE O POR MEDIO DE BACHES PUEDE SER EL RESULTADO DEL USO DE UN EMBOLO VIAJERO, DE LA INSTALACION DE UNA CAMARA DE ACUMULACION, DE LA OPERACION DE BOMBEO NEUMATICO INTERMITENTE Y OTRAS TECNICAS.

CADA UNA DE ESTAS TECNICAS DE PRODUCCION TIENEN UN AMPLIO RANGO DE OPERACION. ESTE ENFOQUE TAN GENERAL DEBE APLICARSE SIN EMBARGO CON LA IDEA

DE QUE NO SOLO SE TIENEN LAS LINEAS QUE LIMITAN EN FORMA VAGA Y SUJETAS A AMPLIAS ZONAS DE COMBINACION.

SINO QUE HAY MUCHOS FACTORES QUE DEBEN TOMARSE EN CUENTA AL DECIDIR CUAL TECNICA DE PRODUCCION ES MEJOR PARA UN POZO EN PARTICULAR O UN GRUPO DE ELLOS PARA ESTO SE REQUIERE CONSIDERAR ALGUNOS PARAMETROS:

PROFUNDIDAD DEL POZO. RELACION GAS/LIQUIDO (RGL) ACTUALES Y PREVISTAS PROBLEMAS DE DEPOSITO DE PARAFINA Y ARENA. DESVIACION DEL HOYO. DIAMETRO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO. RELACION DEL COMPORTAMIENTO DE LA ENTRADA DE FLUJO ACTUAL Y FUTURA

(IPR) PRESION DE LA FORMACION Y DECLINACION DE DICHA PRESION. PLANES DE RECUPERACION SECUNDARIA Y TERCEARIA DISPONIBILIDAD DE GAS A ALTA PRESION DIFICULTAD DE LA REPARACION VISCOSIDAD DEL FLUIDO RELACIONES AGUA/PETROLEO ACTUALES Y FUTURAS CRITERIOS ECONOMICOS Y DE BENEFICIOS

LAS CURVAS DEL COMPORTAMIENTO DE PRESION Y EL ANALISIS DE INGENERIA DE YACIMIENTOS DE LOS POZOS, SON DE GRAN AYUDA PARA LOS INGENIEROS DE PRODUCCION EN LA ESTIMACION INDIVIDUAL DE LAS PRESIONES DE CADA POZO DE IGUAL MANERA SE PUEDEN USAR PARA ESTUDIAR LAS CARACTERISTICAS DE PRODUCCION FUTURA DE LOS POZOS Y PLANIFICAR CAMBIOS EN LAS TECNICAS Y EQUIPOS DE PRODUCCION PARA AUJSTAR EL RITMO DE EXPLOTACION DEL YACIMIENTO CABE DESTACAR QUE DISCHAS CURVAS NO ESTAN HECHAS PARA POZOS INDIVIDUALES SINO QUE SE BASAN EN TODOS LOS POZOS QUE ESTAN DRENANDO UN

YACIMIENTO EN PARTICULAR, CONSIDERANDO LOS SIGUIENTES FACTORES Y TODOS EN FUNCION DEL TIEMPO DE CIERRE DEL YACIMIENTO.

PRESION A UN CIERTO NIVEL DE REFERENCIA GASTOS DE PRODUCCION PRODUCCION ACUMULATIVA DE GAS RGA PRODUCCION ACUMULATIVA DE AGUA NUMERO DE POZOS PRODUCTORES FRACCION DE AGUA

LAS CURVAS DE DECLINACION DE LA PRODUCCION SE USAN AMPLIAMENTE EN TODAS LAS ZONAS DE LA INDUSTRIA PETROLERA PARA EVALUAR CADA POZO EN FORMA INDIVIDUAL ESTUDIAR EL COMPORTAMIENTO ACTUAL DEL CAMPO Y PREDECIR EL FUTURO. CABE RECORDAR QUE ESTE METODO SE USA POR SU FACILIDAD Y AUNQUE CONTEMPLA MODELOS MATEMATICOS Y GRAFICOS DESPRECIA LAS LEYES FISICAS QUE GOBIERNAN EL MOVIMIENTO DE PETROLEO Y GAS EN EL YACIMIENTO. LAS CURVAS DE DECLINACION SON FACILES DE USAR Y SE MANTIENEN ACTUALIZADAS DANDO INFORMACION RAPIDA Y CONFIABLE SOBRE LAS EXPECTATIVAS PARA LOS SIGUIENTES MESES E INDICANDO EN FORMA GRAFICA CUALES SON LOS POZOS QUE PRODUCEN MENOS DE LO ESPERADO DE MANERA QUE SE PUEDEN PLANIFICAR LOS PROGRAMAS DE REPARACION Y REACONDICIONAMIENTO EN LA OFICINA. SI GRAFICAMOS LA PRODUCCION EN FUNCION DEL TIEMPO, DESPUES DE ESTABILIZADA LA PRODUCCION SE NOTARA QUE HABRA UN MOMENTO DONDE EL POZO NO PUEDE MANTENER LA PRODUCCION Y SU CAPACIDAD VA CAYENDO REGULARMENTE, AHORA SI LE DAMOS UNA FORMA MATEMATICA A LA PARTE CURVA DE LA RECTA SERA POSIBLE EXTRAPOLAR SU TRRAYECTORIA EN EL TIEMPO. SI CONSIDERAMOS A q LA TASA DE PRODUCCION Y Q LA PRODUCCION ACUMULATIVA LA ECUACION QUEDA DADA POR

q = mQ mas c

DONDE m y c SERAN CONSTANTES

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie.

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep:

Pws – Psep = Py + Pc + Pp + Pl

Donde:

Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).

Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze).

Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).

Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc

Pws

Psep

PwsPws

PsepPsep

NODO

Pws

Psep

Pws

PsepNODO

Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep.

Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - Py – Pc

Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + Pl + Pp

En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – py – pc - Pp

Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + Pl