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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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