Modulo I Generalidades de Produccion de Petroleo

Presentado por:

Ing. Alfredo Rodríguez. MSc

MODULO I.

GENERALIDADES

Ingeniería de Producción de Hidrocarburos.: Ing. Alfredo Rodríguez. MSc

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ACTIVIDADES DEL INGENIERO DE PRODUCCIÓN

…..La misión de un ingeniero de producción puede que sea bastante compleja y amplia.

Este debe realizar diversas actividades tales como: diseño y optimización de sistemas

de levantamiento artificial, seguimiento y control del potencial de producción,

elaboración de estudios, informes y programas, entre otros. También todo ingeniero de

producción debe conocer criterios y conceptos que sobre el potencial de producción,

declinación y contribuciones son utilizadas en la estimación del máximo potencial de un

pozo o grupos de pozos. No conforme con esto, debe conocer el desarrollo y resultado

de uso de nuevas tecnologías en el área, las cuales contribuirán al mantenimiento o

incremento del potencial de un pozo o campo.


1.- SEGUIMIENTO Y CONTROL.

La principal responsabilidad de un ingeniero de producción es realizar un

continuo seguimiento del comportamiento de producción de un pozo y/o grupo de

pozos, con el objeto de verificar se el pozo se comporta como lo esperado o si el

sistema pozo-yacimiento requiere ser optimizado.

El seguimiento al potencial conlleva al conocimiento y uso de ciertos

conceptos y definiciones propias de esta actividad.


ACTIVIDADES DEL INGENIERO DE PRODUCCIÓN ACTIVIDADES DEL INGENIERO DE PRODUCCIÓN


Máximo Potencial de Producción (MPT)

Se refiere al nivel máximo de producción que puede ser sustentado

consistentemente en pozos conectados a facilidades de producción, bajo

condiciones normales de operación, cumpliendo las normas ambientales y de

utilización del gas vigente (Pozos de petróleo).

Este se realiza y/o revisa mensualmente.

El valor del MPT es discutido y acordado por un equipo de trabajo.

El MPT deberán incluirse todos los pozos capaces de producir por un periodo

de tiempo de tiempo determinado.




La revisión mensual del MPT es un ejercicio Post-mortem. En general, se trata

de un balance mensual de perdidas y ganancias de potencial, el cual se puede

representar mediante la siguiente ecuación:

𝐌𝐏𝐓𝐅𝐏 = 𝐌𝐏𝐓𝐂𝐀 − 𝐏𝐞𝐫𝐝𝐢𝐝𝐚𝐬 + 𝐆𝐚𝐧𝐚𝐜𝐢𝐚𝐬

𝐌𝐏𝐓𝐅𝐏 = 𝐌𝐚𝐱𝐢𝐦𝐨 𝐩𝐨𝐭𝐞𝐧𝐜𝐢𝐚𝐥 𝐚𝐥 𝐟𝐢𝐧𝐚𝐥 𝐝𝐞𝐥 𝐩𝐞𝐫𝐢𝐨𝐝𝐨 𝐞𝐧 𝐞𝐬𝐭𝐮𝐝𝐢𝐨

𝐌𝐏𝐓𝐂𝐀 = 𝐌𝐚𝐱𝐢𝐦𝐨 𝐩𝐨𝐭𝐞𝐧𝐜𝐢𝐚𝐥 𝐚 𝐜𝐨𝐦𝐢𝐞𝐧𝐳𝐨𝐬 𝐝𝐞 𝐚ñ𝐨𝐬

Las perdidas y Ganancias se consideran todas aquellas acumuladas hasta la

fecha.





La estimación mensual del MPT realmente se realiza a nivel de pozo, a final de

cada mes, y sobre la base de las ultimas medidas representativas que se

dispongan.

Durante esta revisión podría ocurrir cualquiera de los siguientes eventos:

a) Las ultimas medidas muestran que el pozo se encuentra produciendo en línea

con el potencial asignado.

b) Las ultimas medidas muestran que el pozo se encuentra produciendo por

debajo del potencial.

c) Las ultimas medidas muestran que el pozo es produciendo por encima del

potencial asignado.


Perdidas Operacionales Normales o Diferida Ordinaria (DO)

Puesto que el MPT resulta difícilmente alcanzable en la practica puesto que la

operación normal de operación es un tanto diferente a las condiciones de prueba.

En términos reales se tienen todos los pozos fluyendo a la estación en forma

continua, bajo un ambiente de interrupciones ordinarias por razones inherentes al

proceso de producción, como filtraciones, mermas, etc.

Debido a esto, la producción obtenida en los puntos de medición y

fiscalización es menor que la sumatoria de los MPT de cada pozo.

Esta diferencia entre producción operada es lo que se conoce como

producción diferida o simplemente “Diferida”.




Perdidas Operacionales Normales o Diferida Ordinaria (DO)

Diferida Extraordinaria: cuando parte de la producción faltante se

encuentra asociada a causas extraordinarias tales como: paros de

mantenimiento programados o siniestros.

Diferida Ordinaria: Originada tanto por causas conocidas y cuantificables

(como, interrupciones por trabajos de guayas, pruebas especiales, cierres

de válvulas de seguridad, etc.), como por causas intangibles y no

cuantificables (como, mermas en estaciones y oleoductos, efectos

climatológicos, cambios en las presiones de separación, entre otros).



Potencia de Producción (PT)

Ya que el MPT no es materializable en la practica, se establece el concepto

de potencial de producción PT, el cual representa el volumen de

hidrocarburo o potencial producible de un campo o segregación en un

momento dado.

El potencial de producción PT matemáticamente se define como:

𝑷𝑻𝑷𝒐𝒛𝒐 = 𝟏 −𝑫𝑶

𝑴𝑷𝑻𝑪𝒂𝒎𝒑𝒐

𝑴𝑷𝑻𝑷𝒐𝒛𝒐




Producción Disponible (PD)

Esta se encuentra formada por la producción operada PO (referida a la

producción manejada en los patios de tanque y asociada a los pozos activos

en un periodo dado) y a la producción cerrada por restricciones de mercado

CM (referida al volumen de hidrocarburos que deja de producirse por

razones de mercado o por estrategias de producción, y forma parte de la

producción inmediatamente disponible).

PD se diferencia de PT solo cuando haya ocurrido alguna diferida

extraordinaria durante el mismo periodo.


2.- DISEÑO DE FACILIDADES.

El ingeniero de producción deberá conocer como seleccionar el diámetro

óptimo del estrangulador, a fin de controlar la producción de fluidos o solidos

indeseables e incrementar el recobro. Además, resulta imprescindible que este

profesional conozca a detalle el diseño a detalle de cualquier equipo de

levantamiento artificial, de manera que pueda interpretar los resultados

obtenidos mediante el uso de algún simulador comercial disponible.



3.- MANEJO DE INFORMACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA.

El ingeniero de producción debe hacer seguimiento a las carpetas de

producción, donde se recopila toda la información oficial referente a las

actividades operacionales relacionadas en el pozo y plasmadas en los reportes

de operaciones diarias de perforación, completación original, servicios,

trabajos de reacondicionamiento, estimulaciones, entre otros.



4.- ESTUDIOS.

Mediante técnicas como por ejemplo el análisis nodal, así como el uso de

simuladores el ingeniero de producción podrá analizar en detalle el sistema de

producción (Yacimiento-Pozo-Superficie, para de esta manera, definir el

sistema de levantamiento o completación adecuado para un pozo, determinar

posibles cuellos de botellas presentes en el sistema de estudio, definir el índice

de productividad del pozo, entre otros.



5.- ELABORACIÓN DE INFORMES.

La elaboración de informes es otra de las responsabilidades del ingeniero de

producción. Algunas veces, resulta necesario reportar las actividades

desarrolladas en ciertos pozos considerados como especiales, o simplemente

elaborar un informe sobre el nivel de actividades ejecutadas durante cierta

actividad de campo.


6.- DESARROLLO DE NUEVAS TECNOLOGIAS.

Un profesional responsable deberá estar atento al desarrollo de nuevas

tecnologías, determinando específicamente las ventajas y desventajas de su

uso, como estas tecnologías son o pueden ser afectadas en el comportamiento

futuro del pozo o campo y como estas tecnologías afectarían los costos y

ganancias durante la vida útil del sistema.


EL PROCESO DE PRODUCCIÓN

YACIMIENTO

SEPARADOR

6138’

COMPLETACIÓN

7544’ -8672’

LINEA DE FLUJO

7435’

Pws

Pwfs

Pwf

Pwh Psep

La presión fluyente en el cabezal debe ser lo suficientemente alta para llevar los fluidos hasta la estación de flujo donde la contrapresión es la impuesta por el separador.

Si la presión fluyente en el fondo del pozo, Pwf, es lo suficientemente alta para vencer el peso de la columna de fluido y la fricción en la tubería de producción, el fluido llegará al cabezal con una presión Pwh.

A través de la completación se consume un DP = Pwfs-Pwf.

pozo

Separador

re

Pws Pwf

Pwh Plf

Yacimiento

Superficie

Línea de Flujo Psep

Fluidos

rw

Pws - Psep = ΔP1 + ΔP2 + ΔP3 + ΔP4

ΔP1 ΔP2

ΔP3

ΔP4

Tanque




Comportamiento de las presiones a lo largo del sistema de producción


OPTIMIZACIÓN DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN.

La optimización del sistema de producción consiste en minimizar los requerimientos de

energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión

a través del yacimiento y provocar de esta manera la mayor afluencia de fluidos sin que

genere problemas de producción: arenamiento, conificación de agua, etc. Para ello se debe

realizar un análisis de sensibilidad de las variables mas importantes que intervienen en el

proceso de producción y cuantificar su impacto sobre la tasa de producción mediante el

balance de la energía ofertada por el yacimiento y la demandada por la instalación en un

punto llamado NODO, este análisis es que se denominara en lo sucesivo: ANALISIS NODAL™


COMPLETACIÓN DE POZOS

METODOS DE COMPLETACIÓN

Dotar al pozo del equipo necesario y adecuado a fin

de producirlo en forma optima de una manera segura

y rentable.

UNA DEFINICIÓN…..

FORMACION NO CONSOLIDADA

FORMACION CONSOLIDADA



FORMACION NO CONSOLIDADA FORMACION CONSOLIDADA

EMPAQUE GRAVA A HOYO

DESNUDO (O.H.G.P. Ó E.G.H.D.).

EMPAQUE GRAVA INTERNO

(I.G.P. ó E.G.I.).

COMPLETACION A HOYO

DESNUDO

COMPLETACION HOYO DESNUDO

CON TUBERÍA RANURADA.

COMPLETACIÓN CON REVESTIDO

CEMENTADO Y CAÑONEADO.



METODOS DE COMPLETACIÓN (EMPAQUE CON GRAVA)

COMP. GRAVA A HOYO DESNUDO COMP. CON GRAVA INTERNA



(A HOYO DESNUDO)

Con Forro Ranurado




REVESTIDO, CEMENTADO Y CAÑONEADO


TIPOS DE COMPLETACIÓN

COMPLETACIÓN

SENCILLA SIMPLE

COMPLETACIÓN SENCILLA SIMPLE

POZOS HORIZONTALES




COMPLETACIÓN SENCILLA

SELECTIVA:

COMPLETACIÓN MULTIPLE

(DOBLE/SENCILLA):

COMPLETACIÓN MULTIPLE

(DOBLE SELECTIVA


EQUIPOS DE SUBSUELO

OBJETIVO ESPECIFICO

Identificar los equipos y accesorios de subsuelo que conforman la

completación de un pozo.

TUBERIA DE PRODUCCIÓN

la función de la tubería de producción es llevar los fluidos desde la formación

productora hasta el cabezal del pozo. La selección y diseño de esta es una

parte fundamental en la completación de un pozo, para ello existen un

conjunto de practicas aceptables, entre ellas, las establecidas por la API.



EQUIPOS DE SUBSUELO

TUBERIA DE PRODUCCIÓN (CARACTERISTICAS)

TIPOS DE ACERO:

ACERO AL CARBONO.

ACERO INOXIDABLE.

ACERO CROMADO.

GRADOS DE ACERO (ESPECIFICACIONES API):

J-55

C-75

C-95

C-98

N-80

P-105

AMBIENTES CORROSIVOS


EQUIPOS DE SUBSUELO

TUBERIA DE PRODUCCIÓN (CARACTERISTICAS)

FACTORES DE

SEGURIDAD (TENSIÓN) 1.5 1.6 1.75

GRADOS PROFUNDIDAD (PIES)

J-55 10200 9600 8000

C-75 13900 13000 11900

N-80 14800 13900 12700

P-105 19500 18900 16700

El factor de diseño para el caso de colapso de tubería no debe ser inferior a 1.00 y se debe fundamentar en una

diferencia de presión que puede ocurrir, por ejemplo cuando el espacio anular esta lleno de fluido y la tubería

vacía.



EQUIPOS DE SUBSUELO

TUBERIA DE PRODUCCIÓN (CLASIFICACIÓN)

CLASIFICACIÓN DEFINICIÓN

TUBERÍA DE ALTA

RESISTENCIA

SON AQUELLAS QUE SOPORTAN ESFUERZOS

MAYORES A 8100 LPC Y SU GRADO ES DE C-

75, N-80, C-98 Y P-105

TUBERÍA DE BAJA

RESISTENCIA

SON GENERALMENTE DÚCTILES, Y SU

GRADO ES J-55


EQUIPOS DE SUBSUELO

EMPACADURA DE PRODUCCIÓN

Es la herramientas de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la

tubería de producción y la tubería de revestimiento (o la tubería de

producción y el hoyo desnudo).

Su función es evitar el movimiento vertical de fluidos, desde la empacadura

por el espacio anular.

TIPOS DE EMPACADURA

RECUPERABLES (MECÁNICA O HIDRAÚLICA).

PERMANENTES.

PERMANENTES – RECUPERABLES.



EQUIPOS DE SUBSUELO

EMPACADURA DE PRODUCCIÓN


EQUIPOS DE SUBSUELO

NIPLES DE ASIENTO

Es un dispositivo tubular insertado en la tubería de producción que se coloca

en el pozo a una determinada profundidad. internamente son diseñados para

alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción en el pozo.

NIPLE DE ASIENTO SELECTIVO NIPLE DE ASIENTO NO SELECTIVO


EQUIPOS DE SUBSUELO

JUNTAS DE EROSIÓN

Son secciones tubulares, fabricadas en longitudes de 10, 20 y 30 pies; y

normalmente se ubican frente al intervalo cañoneado, entre empacaduras y

en completaciones selectivas. ofrecen una protección adicional contra la

erosión por el efecto de flujo del intervalo cañoneado abierto a producción.



EQUIPOS DE SUBSUELO

MANGAS DE FLUJO.

Sección tubular que permite la comunicación anular -tubería de producción

(producción), y tubería de producción - anular (inyección). son dispositivos

todo abierto o todo cerrado, y de gran utilidad en completaciones selectivas.


EQUIPOS DE SUBSUELO

MANGAS DE FLUJO.


EQUIPOS DE SUBSUELO

MANDRILES DE BOLSILLO LATERAL.

Dispositivos tubulares de longitud entre 10 y 12 pies, diseñados para instalar

en ellos controles de flujo, tales como válvulas de gas Lift, válvulas ciegas,

etc; de diámetros de 1” o 1-1/2”.


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