1.
INTRODUCIÓN EN LOS PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE
HIDROCARBUROS
•
El nacimiento de un pozo se gesta con la proposición,
recomendación, locación, plano y programa de perforación además
de la recaudación de permisos pertinentes y autorización legal
necesaria para llevar a cabo el proyecto
Una vez realizado esto, se cubre todo lo referente a la perforación
como tal del pozo, tomando en cuenta cada detalle operacional, la
profundidad perforada y los intervalos estructurales seleccionados
para la terminación del mismo. De este modo el pozo queda registrado
numéricamente adquiriendo algo parecido a su cédula de identidad.
El tercer paso o capítulo en la historia de un pozo se refiere a su vida
productiva, el tiempo de producción del mismo por flujo natural,
relaciones de fluidos producidos, presiones de cabezal, mecanismos
de recuperación secundaria utilizados e importancia del pozo como
productor de un yacimiento particular.
El último capítulo de la historia del pozo puede ser tomado como un
nuevo comienzo puesto que se debe decidir, una vez completada la
etapa de producción, qué hacer con el pozo, entre las opciones
presentes se encuentra la de convertirlo en un pozo inyector y de
este modo comienza un nuevo capítulo en la vida activa de este
medio.
1.1 Definición de producción petrolera.
•
El Sistema de producción y sus componentes
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.
•
•
La mayoría de los pozos petroleros en las primeras etapas de su vida
fluyen naturalmente a la superficie. El pre-requisito básico para asegurar
la producción de un pozo es que la presión de fondo sea suficiente como
para superar la suma de las pérdidas de presión que ocurren en la
trayectoria del flujo hasta la superficie. Cuando no se cumple este criterio
el pozo deja de fluir naturalmente y muere.
Existen dos causas principales para la extinción de un pozo: ya sea
porque la presión de fondo cae a un nivel en el cual no hay suficiente
energía para superar las pérdidas de presión dentro del pozo o porque las
pérdidas de presión son más grandes que la presión de fondo necesaria
para que el pozo comience a producir.
El primer caso sucede por la remoción de fluidos en el subsuelo del
yacimiento, lo cual ocasiona una disminución gradual de la presión. En el
segundo caso, los problemas mecánicos (tubería demasiado pequeña,
restricciones en el fondo del pozo, etc) o un cambio en la composición del
flujo de líquido (usualmente una disminución en la producción de gas)
tienden a incrementar la resistencia al flujo en el pozo. Las condiciones
de superficie, como por ejemplo la presión del separador o el tamaño de
la línea de flujo, también tienen un efecto directo sobre las pérdidas totales
de presión y pueden evitar la producción de un pozo.
Para poner a producir pozos que ya están muertos o para incrementar la
producción de los pozos productores, se requiere de algún tipo de equipo
para el levantamiento artificial que al transferir energía al pozo permitan
alcanzar los niveles óptimos de producción.
Todos los sistemas de levantamiento artificial trabajan sobre el principio
de suministrar desde la superficie, la fuerza necesaria para permitir que
los fluidos del yacimiento lleguen hasta la estación de recolección y
tratamiento.
1.3 Comportamiento de la producción en el yacimiento.
b.
Comportamiento de los Yacimientos: el yacimiento es el ambiente mas
importante en la etapa de producción de hidrocarburos y por ende debe
ser estudiado detalladamente. Para esto se hace uso de diversos
análisis de datos que arrojan los elementos antes estudiados (los
pozos), las uniones de todos los registros proporcionados por los
mismos ayudan a tener control sobre el yacimiento. En general existen
seis parámetros que se obtendrán a partir de los informes presentados
a través del estudio de pozos:
•
Geográficos: relaciones regionales de localización, mapas del
yacimiento y cercanía con otros campos.
•
Geológicos: relaciones estructurales e isópacas del subsuelo,
estratos prospectivos, delimitación de los elementos del sistema
petrolero y estimación de volumen de petróleo en sitio.
•
Petrofísicos: estudio de las características de los fluidos y de los
estratos productores, a través de diversas herramientas y registros
se obtienen datos de presión, temperatura, porosidad,
permeabilidad, saturaciones y contactos entre fluidos.
•
Producción: correlaciones de la relación volumen-presióntemperatura de los fluidos a través del tiempo, interpretación de los
gráficos de producción, análisis del yacimiento mientras produce
naturalmente, selección de mecanismos de recuperación
secundaria y vigorización de la producción y estimaciones de
reservas.
•
Económicos: relación de inversión y gastos en la etapa de
producción y desarrollo de modelos económicos para costear la
producción primaria y vigorización de la misma.
•
Mercado: estudio de calidad de los productos derivados del
hidrocarburo producido y opciones de venta tanto interna como en
el exterior.
1.2 Comportamiento de la producción en el pozo.
En la industria, es fundamental el conocimiento detallado del
comportamiento de la producción de hidrocarburo que está en curso. Para
ello se consideran los diversos escenarios en los cuales el fluido debe
interactuar.
a.
Comportamiento de los pozos: es un escenario esencial en la etapa
de producción, para conocer mejor este medio se proporciona a
continuación información referente al mismo dividida en 5 partes
principales que facilitan la comprensión y el estudio del primer
escenario descrito en el artículo.
Ing. Julio A. Villamizar
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2.
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
El mecanismo de empuje del yacimiento es el que aporta la energía que
mueve el hidrocarburo localizado en un tanque del yacimiento hacia el
pozo mientras es extraído. Existen cinco mecanismos de empuje
comunes como lo son el empuje de agua el cual se clasifica en fuerte y
parcial, expansión del gas, gas en solución, empuje de roca
(Compactación) y segregación gravitacional.
Un tipo usualmente prevalece, aunque diferentes tipos de empujes
pueden ocurrir en combinación.
Un análisis de las curvas de declinación de producción proporciona una
buena indicación del mecanismo de empuje dominante.
2.1 Empuje De Agua
En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto, la presión
inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se
reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión
a través del contacto agua-petróleo. El agua del acuífero invade al
reservorio originando una intrusión o influjo el cual permite que expande
y desplace el petróleo o gas que se encuentra en la parte invadida desde
el yacimiento hacia el hoyo mientras la presión cae.
•
•
•
Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el
movimiento del agua (por lo menos 50 md).
A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua
incrementa.
El método de balance de materiales es el mejor indicador.
*Características el cual se puede predecir el tipo de empuje:
•
•
•
•
•
•
•
La presión del reservorio permanece alta.
La producción de agua aumenta gradualmente a rápidamente
en la vía del yacimiento.
El comportamiento del pozo fluye hasta que la producción de
agua es excesiva.
El GOR de superficie permanece bajo.
RGP (relación gas-petróleo) es relativamente constante.
Tiene un alto factor de recobro (>=50%).
Declinación de producción y presión plana a gradual.
2.2 Expansión Del Gas o casquete de gas
Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del
reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto
ocurre debido a que, en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el
equilibrio entre el petróleo y el gas. Con este tipo de empuje el petróleo
está manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. En yacimientos
con poco o nulo empuje de agua, la expansión del gas frecuentemente
proporciona la energía necesaria para mover los hidrocarburos al pozo a
medida que se va reduciendo la presión del yacimiento por efecto de la
producción. El gas libre en un yacimiento de gas o en la capa de gas de
un yacimiento de petróleo se expande para reemplazar los hidrocarburos
producidos. La presión cae en proporción al volumen de hidrocarburos
removidos del yacimiento y la calidad del yacimiento. Estos yacimientos
con este tipo de empujes tienen en su mayoría un acuífero limitado y una
eficiencia de recuperación promedio del orden de 20 a 40 % del petróleo
original en sitio.
Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo,
los reservorios por empuje de agua se denominan:
•
•
Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es
usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad
vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este
tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran
problema.
Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve
hacia el reservorio desde los lados.
Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua
son:
•
El hidrocarburo (petróleo o gas) está rodeado por agua.
Ing. Julio A. Villamizar
Las características de reservorio que originan que la expansión de una
capa de gas recupere más petróleo son:
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•
•
•
•
•
•
Baja viscosidad del petróleo.
Alta gravedad API del petróleo.
Alta permeabilidad de la formación.
Alto relieve estructural.
Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
Caída moderada en la presión del yacimiento.
No hay producción de agua o es relativamente baja.
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•
•
•
declinación moderada de producción.
RGP aumenta rápidamente en pozos altos estructuralmente.
factor de recobro moderado (típicamente 30%).
2.3 Gas En Solución
Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un
tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de
Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua
por lo tanto la energía para empujar al petróleo al hoyo puede ser
proporcionada por la expansión del petróleo debido al gas expandiéndose
en solución. Cuando la presión cae debajo del punto de burbuja en el
yacimiento, se forman pequeñas y dispersas burbujas de gas en los
poros, que también empujan al petróleo hacia el hoyo. A unos 5-10% de
gas libre en el reservorio, las burbujas se unen y el gas se mueve hacia
el hoyo como una fase fluyente separada. Cuando esto ocurre, la
producción de crudo cae y la producción de gas aumenta rápidamente
debido al aumento de la permeabilidad relativa al gas. La presión inicial
del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si
asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja,
entonces la presión como consecuencia de la producción declinará
rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas
en el reservorio permanece en solución. Una vez que la presión ha
declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional
causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la
consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la
saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil. A fin
de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser
pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y
permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos. La eficiencia
de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en el rango
de 3% o menos. La recuperación de petróleo para este mecanismo
usualmente está en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los
factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta
gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y
homogeneidad de la formación.
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Características el cual se puede predecir el tipo de empuje:
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•
•
•
Caída rápida en la presión del yacimiento temprano en la
historia de producción.
Declinación de producción exponencial.
No hay producción de agua, o es relativamente baja.
RGP aumenta tempranamente y luego disminuye cuando el gas
se agota.
Factor de recobro bajo
2.4 Empuje por gravedad
Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento que
de un punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en
grados y puede ser muy pequeño, 2°, o puede ser muy empinado, 45° o
más. Mientras más alto sea el buzamiento, mayor oportunidad tendrá el
petróleo de escurrirse buzamiento abajo.
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3.
PRODUCCIÓN DE POZOS PETROLEROS
La mayoría de los pozos petroleros en las primeras etapas de su vida
fluyen naturalmente a la superficie. El pre-requisito básico para asegurar
la producción de un pozo es que la presión de fondo sea suficiente como
para superar la suma de las pérdidas de presión que ocurren en la
trayectoria del flujo hasta la superficie. Cuando no se cumple este criterio
el pozo deja de fluir naturalmente y muere.
Existen dos causas principales para la extinción de un pozo: ya sea
porque la presión de fondo cae a un nivel en el cual no hay suficiente
energía para superar las perdidas de presión dentro del pozo o porque las
perdidas de presión son mas grandes que la presión de fondo necesaria
para que el pozo comience a producir.
4.
ANÁLISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN
El sistema de producción tiene la capacidad de transportar los fluidos
desde el reservorio hasta la superficie y separarlos en petróleo, gas y
agua
El primer caso sucede por la remoción de fluidos en el subsuelo del
yacimiento, lo cual ocasiona una disminución gradual de la presión. En el
segundo caso, los problemas mecánicos (tubería demasiado pequeña,
restricciones en el fondo del pozo, etc) o un cambio en la composición del
flujo de liquido (usualmente una disminución en la producción de gas)
tienden a incrementar la resistencia al flujo en el pozo. Las condiciones
de superficie, como por ejemplo la presión del separador o el tamaño de
la línea de flujo, también tienen un efecto directo sobre las pérdidas totales
de presión y pueden evitar la producción de un pozo.
Para poner a producir pozos que ya están muertos o para incrementar la
producción de los pozos productores, se requiere de algún tipo de equipo
para el levantamiento artificial que al transferir energía al pozo permitan
alcanzar los niveles óptimos de producción.
Todos los sistemas de levantamiento artificial trabajan sobre el principio
de suministrar desde la superficie, la fuerza necesaria para permitir que
los fluidos del yacimiento lleguen hasta la estación de recolección y
tratamiento
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Los fluidos deben viajar a través de:
• El reservorio
• La terminación
• La tubería de producción y restricciones
• Las facilidades de producción
5.
PROCESO DE PRODUCCIÓN
Este proceso consta en sacar de manera ordenada y planificada el crudo
que la naturaleza ha acumulado en yacimientos. Incluye la protección de
que el pozo sea tapado por arena y esquistos, la protección ambiental de
la superficie y acuíferos cercanos al pozo, mantenimiento de las presiones
y flujos de producción a niveles seguros, la separación de gases, el
bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el mantenimiento del
yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y terciaria.
Ing. Julio A. Villamizar
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