INTRODUCCION AL PETROLEO

OSCAR ARMANDO GALINDO BRAVO

5 METODOS DE PRODUCCION

5.1 CONCEPTOS BÁSICOS

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.

Introducción

Los fluidos de un yacimiento (petróleo, gas y agua) entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente", es decir, produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir, que es cuando se dice que, el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.

En la recuperación primaria, por el efecto de la presión, el petróleo sube por sí mismo a la superficie: la emanación se debe al drenaje por gravedad o al reemplazamiento del aceite sea por una subida del agua bajo presión (water-drive), sea por la expansión del gas disuelto (depletion-drive), o incluso por la dilatación del gas comprimido que sobrenada el aceite (gas capdrive) o una combinación de estos mecanismos.

Por consiguiente, la presión natural que tiene tendencia a bajar con rapidez se intenta restablecer por medio de una inyección de gas comprimido (gas-lift) antes de disolverle en el bombeo con bombas de balancín (“machín”) cuyo lento movimiento alternativo es transmitido por un juego de tubos al pistón situado en el fondo del pozo. Llegado a la superficie, el petróleo bruto pasa a una estación de "limpiado", donde se le extrae primero el metano y los gases licuados.

DENSIDAD DE UN FLUIDO: La densidad de una sustancia se define como la relación entre su masa y su respectivo volumen, es decir, por unidad de volumen. La unidad de medida en el sistema internacional de unidades que se maneja en Colombia es, kg/m3, pero en la industria petrolera se trabaja en unidades inglesas, es decir, en unidades de ppg (libras por galón).

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS

Vm

PESO ESPECÍFICO: Se define como su peso por unidad de volumen, se encuentra relacionado con la densidad por:

Donde: = Gravedad terrestre (32.174 ft/seg2) En los líquidos puede considerarse

constante para las variaciones ordinarias de presión. Se pueden calcular a través de la ecuación de estado de los gases

g*

g

TRnPV **

Como

Entonces:

VOLUMEN ESPECÍFICO: Se define como el volumen por unidad de masa y es por lo tanto el recíproco de la densidad, es decir:

TRP **

RTgP*

1

VISCOSIDAD: Es aquella propiedad que determina la

cantidad de resistencia opuesta a las fuerzas cortantes. La viscosidad se debe primordialmente a las interacciones entre las moléculas del fluido. En otras palabras la viscosidad se podría definir como propiedad de un fluido que tiende a oponerse a su flujo cuando se le aplica una fuerza.

Los fluidos de alta viscosidad presentan una cierta resistencia a fluir; los fluidos de baja viscosidad fluyen con facilidad. La fuerza con la que una capa de fluido en movimiento arrastra consigo a las capas adyacentes de fluido determina su viscosidad.

Viscosidad Absoluta (cp): Representa la viscosidad dinámica del líquido y es medida por el tiempo en que tarda en fluir a través de un tubo capilar a una determinada temperatura. Sus unidades son el poise o centipoise (gr/(seg*cm)), siendo muy utilizada en la industria petrolera.

Viscosidad Cinemática (stk): Representa la característica propia del líquido desechando las fuerzas que genera su movimiento, obteniéndose a través del cociente entre la viscosidad absoluta y la densidad del fluido estudiado. Su unidad es el stoke o centistoke (cm2/seg).

fluido

absolutacinematica

GRAVEDAD ESPECÍFICA: Se suele designar como SG y se define

como la relación de la densidad del fluido entre la densidad del fluido base (para líquidos, el fluido base es el agua y para gases el fluido base es el aire) a una temperatura dada. Normalmente esa temperatura es 4 ºC (39.2 ºF), ya que a esta temperatura la densidad del agua es 1 g/cm3 (62.43 lb/ft3), pero para los fluidos producidos en un pozo se debe hacer la corrección de esta propiedad por temperatura, llevándola a la temperatura estándar petrolera (60 ºF).

Para los gases la gravedad específica es la relación entre la densidad másica de la mezcla (sistema de gas) y la densidad másica del aire que es la sustancia de referencia para este tipo de fluidos a condiciones estándar de presión y temperatura (14.7 psi y 60 ºF) y asumiendo comportamiento ideal del gas y del aire se tiene:

33.8fluido

basefluido

fluidoSG

9625.28fluido

basefluido

fluido MMM

SG

También por medio de la gravedad API se puede determinar la gravedad específica así:

GRAVEDAD API (ºAPI): Una clasificación de la  calidad de los crudos se

fundamenta en su densidad relativa, la cual se mide según sean más livianos o más pesados que el agua.  La mayoría de los crudos tienen densidades menores de 1 g/cm3, es decir que son menos densos que el agua, por tal razón los encontramos en los yacimientos por encima del acuífero asociado al yacimiento.

5.131º5.141

API

SG

GRAVEDAD API (ºAPI): Mientras más liviano es un crudo, mejor es

su calidad y mayor es su precio. En la industria petrolera es muy común expresar la densidad relativa de un crudo o su gravedad específica en grados API o °API, unidad creada por el  "American Petroleum Institute". En esta escala, cuanto más ligero es un petróleo,  mayor es su gravedad API y cuanto más pesado es el crudo,  menor será su gravedad  API.

El agua tiene  una gravedad específica de 10 °API, pero esto no es un indicativo comercial ya que la escala API ha sido diseñada solo para hidrocarburos líquidos, es decir que se incluyen los gases condensados. Los crudos en Colombia varian en densidad, por ejemplo, los de castilla pueden estar entre 10 – 14 °API, los de Dina y San Francisco en el Huila varían desde 22 – 26 y en Cusiana encontramos crudos de 36 hasta 40 °API.

TIPO DE CRUDO GRAVEDADCONDENSADO a partir de 42

LIVIANO más de 30

MEDIANO de 22,0 hasta 29,9

PESADO de 10,0 hasta 21,9

EXTRAPESADO hasta 9,9

BITUMEN promedio 8,2

La gravedad API la podemos determinar en campo o en laboratorio mediante la siguiente fórmula, siempre y cuando se conozca la gravedad específica del fluido analizado:

5.1315.141º SG

API

La producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural de este y normalmente se conoce como Producción Primaria. El petróleo y el gas son desplazados hacia los pozos productores bajo producción primaria mediante a) Gas en Solución, b) Empuje Hidráulico, c) drenaje gravitacional y d) expulsión capilar.

MECANISMOS DE EMPUJE

El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado empuje por gas interno, empuje por gas disuelto, empuje por depletamiento, empuje volumétrico o empuje por expansión de fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los yacimiento de petróleo del mundo.

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

En un yacimiento de empuje por gas en solución se tienen las siguientes características:

No existe capa de gas o empuje por agua.

La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible.

La presión inicial del yacimiento 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, tiempo en el cual, todo el gas en el yacimiento permanece en solución; este proceso es a menudo definido como empuje por expansión de fluidos.

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 yacimiento. 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 yacimiento y permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos.

El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente expansible. 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 esta en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio y 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.

YACIMIENTOS DE GAS EN SOLUCIÓNCARACTERÍSTICAS TENDENCIA

PRESIÓN DEL YACIMIENTO Declina rápida y continuamente.

GOR DE SUPERFICIE Primero es bajo, luego se eleva hasta un máximo y después cae.

PRODUCCIÓN DE AGUA Ninguna.

COMPORTAMIENTO DEL POZO Requiere bombeo desde etapa inicial

RECUPERACIÓN ESPERADA 5 al 30 %

También conocido como empuje por agua, en este tipo de yacimiento 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.

EMPUJE HIDRÁULICO

De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al yacimiento de petróleo originando intrusión o influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a:

Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del yacimiento.

El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al yacimiento de petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie.

Dependiendo de la forma como ingresa el agua al yacimiento de petróleo, los yacimientos por empuje de agua se denominan:

Yacimientos 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 yacimientos la conificación puede convertirse en un gran problema.

Yacimientos por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el yacimiento desde los lados.

Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:

El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua.

Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua.

A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.

YACIMIENTOS DE IMPULSION POR AGUACARACTERÍSTICAS TENDENCIA

PRESIÓN DEL

YACIMIENTOPermanece alta

GOR DE SUPERFICIE Permanece bajo.

PRODUCCIÓN DE

AGUA

Inicia muy temprano e incrementa a cantidades

apreciables.

COMPORTAMIENTO

DEL POZO

Fluye hasta que la producción de agua es

excesiva.

RECUPERACIÓN

ESPERADA10 al 70 % del OOIP

Para este tipo de yacimientos se considera que la presión inicial del yacimiento 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 la capa de gas, el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del yacimiento se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.

EMPUJE POR CAPA DE GAS

La eficiencia de recuperación promedio para un yacimiento con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Las características de yacimiento que originan que la expansión de una capa de gas recupere mas petróleo son:

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.

En un yacimiento de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento mientras que el petróleo, lo hace hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del yacimiento.

EMPUJE POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el yacimiento tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo.

TIPOS DE FLUJO La clasificación de los flujos obedece a la

variable que sea de interés en una situación dada.  Esas variables pueden referirse al fluido o al flujo mismo, y entre ellas se pueden mencionar la viscosidad y la densidad del fluido, o la permanencia, el orden, la región, la vorticidad y el comportamiento espacial del flujo.  Cada característica del fluido o del flujo originará una clasificación particular y existen muchas otras propiedades y características que se pueden agregar a las enunciadas.

FLUJO DE FLUIDOS

VISCOSIDAD DEL FLUIDO: Si el fluido que forma el flujo es real su viscosidad es positiva y se tratará de un flujo real.  Para ciertas aproximaciones se ignorará el efecto de la viscosidad y se le asignará un valor nulo a la resistencia viscosa.  En ese caso el fluido es ideal y el flujo así formado también lo será.

DENSIDAD DEL FLUIDO: Si el flujo se da para un fluido de densidad constante, el fluido y el flujo se denominarán incompresibles.  El flujo será compresible si el fluido que lo origina lo es (gases).

PERMANENCIA DEL FLUJO: Si las características del flujo son

invariantes en el tiempo, esto es, permanecen constantes, se dirá que el flujo es permanente, de lo contrario se clasificará  como flujo no permanente.  Una característica particularmente importante desde este punto vista es la velocidad.  Así se tendrán campos de velocidad para flujos permanentes o para flujos no permanentes.

ORDEN DEL FLUJO: El orden del flujo dará origen a los flujos laminares o turbulentos.  Esta característica depende de la combinación de las propiedades del flujo, del fluido y de la región de flujo.

En el flujo laminar las partículas viajan siguiendo trayectorias muy definidas, sean rectilíneas o curvilíneas, sin variaciones macroscópicas de la velocidad, de manera que unas capas o láminas de flujo se deslizan o escurren las unas sobre las otras.

En el flujo turbulento ocurren fluctuaciones irregulares del flujo, las partículas intercambian cantidad de movimiento lineal y angular.  El asunto fue abordado por Osborne Reynolds quien en la Inglaterra de 1883 logró establecer los criterios para la clasificación de los flujos desde este punto de vista. Este criterio es el número de Reynolds:

Dicho número adimensional (sin unidades), indica flujo laminar para valores bajos y flujo turbulento para valores altos y muestra la influencia que tienen las variables del fluido (, ), las del flujo (v) y las de la región del flujo (d) en el orden del movimiento de las partículas fluidas.

dv

N**

Re

Al pasar el petróleo del yacimiento a superficie las condiciones de presión varían de un valor generalmente alto de presión a presión atmosférica, esto hace que algunos componentes se liberen del estado líquido pasando al estado gaseoso trayendo como consecuencia que la composición del petróleo sea diferente en el yacimiento y en superficie y el volumen que ocupa el líquido en el yacimiento es diferente al que ocupa en superficie. Es por ello que se determinan diferentes propiedades del petróleo tanto en yacimiento como en superficie, estas propiedades físicas son:

PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO

PRESIÓN DE BURBUJEO, Pb: La presión de burbujeo o presión en el punto de burbuja, se designó con el símbolo Pb, y se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja al pasar de un sistema del estado líquido al estado de dos fases, donde la fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas libre.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, Bo: El factor volumétrico del petróleo, se designa por el símbolo Bo, y se define como el cambio en volumen que experimenta la fase líquida al pasar de las condiciones de yacimiento a las condiciones de superficie como consecuencia de la expansión líquida y/o liberación del gas en solución. Las unidades del Bo, serán BY(petróleo + gas disuelto)/BS(petróleo).

Generalmente, cuando la perforación ha terminado se retira la sarta de perforación y el pozo se tapa con una estructura de válvulas y conexiones llamada "árbol de navidad", cuya función principal es la de regular la proporción de flujo y de canalizar el petróleo hacia las estaciones de recolección.

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN

Entonces se podría decir, que un pozo completado consiste esencialmente de:

Una serie de tuberías de revestimiento en forma telescópica con un origen común en la superficie

Un linner rasurado o tubería ranurada en frente de la arena productora

Una tubería de producción desde la arena productora hasta la superficie

Un cabezal de producción llamado "árbol de navidad".

Un pozo perforado hasta una formación productora constituye una puerta de escape para el petróleo y el gas que se encuentran confinados en el yacimiento. En la mayoría de los casos la presión de la formación y la del gas que se encuentra disuelto en el petróleo, por efectos de esa misma presión, son suficientes para elevar el líquido hasta la superficie, en cuyo caso se dice que el pozo produce por flujo natural.

PRODUCCIÓN POR FLUJO NATURAL

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

Este tipo de pozos necesita de muy poco equipo, el cual consiste de la tubería de producción, que es de poco diámetro, entre 3.2 y 4 pulgadas, y a veces menos, que es introducida en el interior del pozo con un sello para impedir que el petróleo fluya por el espacio anular que está entre el diámetro interno del casing y el diámetro externo del tubing. Este sistema permite además explotar formaciones subyacentes desde el mismo pozo, mediante la introducción de otra tubería de producción, que será colocada en la profundidad requerida.

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento.

Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de aproximadamente 30 pies de longitud, unidos por pin y caja, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

El método más antiguo es el de bombeo sumergido, que opera en forma parecida a la de los pozos de agua, donde una bomba es sumergida por el interior de la tubería y por debajo del nivel del petróleo y accionada longitudinalmente desde la superficie. Otras bombas sumergibles más modernas llevan el motor dentro del pozo, al final de la línea de succión; a través de la fuerza centrífuga impulsan el crudo hacia la superficie.

Un tercer método de explotación asistida es por medio de gas, el cual es inyectado por la abertura anular entre el tubo de succión y la cubierta del pozo. Al final de la tubería hay varias válvulas que permiten la entrada del gas al interior de ésta, por donde asciende el crudo. Las burbujas del gas se mezclan con el petróleo, haciéndolo mucho más ligero y facilitando su ascenso hacia la superficie, donde el gas es recuperado. Existe también el bombeo hidráulico, muy similar en funcionamiento a la inyección de gas.

Para la evaluación del sistema de levantamiento artificial que mejor se ajusta a las condiciones de un pozo en particular se deben tener en cuenta los siguientes parámetros:

Profundidad de operación de los equipos Profundidad a la que se encuentra el nivel

del fluido Tasas óptimas de producción Temperatura a la que funcionarán los

equipos Niveles y tipos de corrosión que pueden

presentarse

Volumen de gas a manejar Propiedades de los fluidos Aspectos económicos (inversión, costos del

servicio) Desviación de los pozos Ubicación de los pozos (en tierra – costa

afuera) Disponibilidad de fuentes de energía

A continuación se hace una descripción general de las características de las opciones de levantamiento artificial disponibles en el mercado en la actualidad con el objeto de evaluar su implementación bajo las condiciones de los pozos candidatos del campo en el cual se esté trabajando.

Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:

EL BOMBEO MECÁNICO EXTRACCIÓN CON GAS O GAS LIFT ESP BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA BOMBEO HIDRAULICO

Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.

EXTRACCIÓN CON GAS O GAS LIFT

El principio de funcionamiento de este sistema consiste en la inyección de gas a alta presión (mínimo 250 psi) en el pozo con el fin aliviar el peso de la columna hidrostática. Esta reducción de la densidad de los fluidos contenidos dentro de la tubería de producción contribuye a disminuir las pérdidas de presión por fricción, debido a la reducción de la viscosidad de la mezcla multifásica. Como resultado de lo anterior, la presión con la que los fluidos llegan a la cara del pozo puede ser suficiente para llevarlos hasta superficie con los requerimientos energéticos en cabeza (Pwh).

El gas puede inyectarse desde superficie mediante el suministro de grandes compresores ó utilizando pozos cercanos de gas a alta presión. La implementación de este sistema de levantamiento requiere, por tanto, disponibilidad de espacio en superficie y un espaciamiento entre pozos bajo con el fin de aminorar el trabajo de los compresores a través de las líneas de flujo lo que se traduce en reducción de costos de inversión y operación de los equipos.

Debido a las características de operación y ensamblaje, éste sistema proporciona una amplia flexibilidad permitiendo aplicarlo a pozos altamente desviados que producen arena y tienen alto GOR, proporcionando comunicación entre la tubería de producción y la de revestimiento a través de los mandriles (secciones de tubería en donde se alojan las válvulas) y facilitando el reemplazo de las válvulas de suministro/alivio de gas sin necesidad de “matar” el pozo y/o sacar la tubería de producción.

Además de los mandriles de bolsillo lateral* (side pocket mandrel), también pueden utilizarse las camisas deslizantes (sliding sleeves) para proveer comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción. Estos dispositivos se fabrican en aleaciones de acero y cromo.

Para lograr una inyección controlada de fluidos anular-tubing se utilizan válvulas reguladoras que responden a la presión de inyección o a la presión diferencial establecida a través de su sistema interno de operación. Estos dispositivos de control de flujo cumplen, además, la función de mantener en buen estado la integridad de los orificios de comunicación, evitando la erosión producida como consecuencia de las altas velocidades de flujo.

1 – Asiento del checke 2 – Cavidad para el

checke 3 – Sello del checke 4 – Retenedor o sello

del checke 5– Dardo del checke 6 – Nariz 7 – Anillos 8 – Empaque

intermedio 9 – Empaques extremos

VÁLVULA REGULADORA

Aparte de las consideraciones sobre operación de los equipos y sus características de diseño y fabricación, pueden presentarse otros factores que afectan el desempeño de los equipos de comunicación entre el anular y la tubería de producción:

Altas temperaturas: las altas temperaturas pueden producir deformación de los sellos de las válvulas, ya que estos dispositivos son de composición elastomérica, generando fugas y consecuentemente problemas mecánicos tales como influjo de salmuera del anular en el tubing desestabilizando la presión interna del anular; además, de influjo de fluidos de producción en el anular en zonas de composición poco resistente, generando de esta manera problemas de integridad y focos de corrosión.

Precipitación de sólidos y formación de escamas: si hay precipitación de partículas sólidas indeseables o formación de escamas en el bolsillo del mandril o a través de los mecanismos de las camisas deslizantes, se pueden generar pegas en dichos dispositivos (válvulas/camisas).

Para evitar estas contingencias se recomienda reparar los sellos cada tres (3) años o en cada intervención de pozo en la que se involucren estos dispositivos, al igual que una limpieza y remoción de partículas indeseables cada vez que sea necesario o en su defecto, cada tres (3) años como mínimo.

Existen dos procedimientos para suministrar gas en el pozo:

Flujo continuo: en el que se utiliza una válvula de flujo a la mayor profundidad posible para inyectar continuamente un volumen de gas a alta presión en conjunto con otra válvula que actúa como reguladora del tamaño del orificio para controlar el gas inyectado desde superficie dependiendo de la presión en la tubería de producción. En este caso, la producción oscila entre 200 y 20.000 BFPD a través de tuberías de producción de tamaño normal. Cuando se produce a través de la tubería de revestimiento es posible levantar hasta 80.000 BFPD.

Flujo intermitente: que involucra la expansión de un gas a alta presión ascendiendo hacia una zona de baja presión. Se utiliza una válvula de puerto grande para controlar el volumen y la presión de expansión del gas que está entrando en la tubería; además de regular el levantamiento de la columna de fluidos que se encuentran por encima de la válvula minimizando así el efecto de las velocidades de deslizamiento (lo que puede provocar reversión del líquido). El uso del flujo intermitente en combinación con un controlador de tiempo en superficie se usa para caudales de producción bajos o en pozos que tienen: a) alto índice de productividad (IP) y baja presión de fondo (BHP) ó b) bajos IP y BHP.

Hasta aquí se ha tratado la extracción de petróleo en su fase de "recuperación primaria", es decir, aquella que se efectúa en función de la energía existente en el yacimiento, acudiendo en algunos casos a métodos artificiales. Dicha fase permite obtener entre un 15% y un 35% del petróleo in situ. Si se trata de petróleos viscosos, la extracción puede ser inferior al 10%.

MÉTODOS PARA MEJORAR LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO

Es común aplicar algunos medios para mejorar los valores de recuperación, por ejemplo la inyección de gas o agua en determinados pozos denominados "inyectores", con el objeto de desplazar volúmenes adicionales de petróleo hacia el resto de los pozos del yacimiento que conservan el carácter de "productores". Esto se llama "recuperación secundaria".

Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria:

Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento;

Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias;

Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.

En la recuperación secundaria los métodos procedentes, no permiten, por sí solos, llevar a la superficie más que el 20% aproximadamente del petróleo contenido en el yacimiento; de aquí viene la idea de extraer una gran parte del 80% restante gracias a uno de los artífices siguientes:

El drenaje con agua (water-drive) por inyección de agua por debajo o alrededor del petróleo;

Reinyección del gas (gas-drive) por encima o atrás del petróleo;

Drenaje con agua caliente o con vapor, más costoso, pero permite recuperar el 90% del yacimiento.

Después de la aplicación de los métodos de recuperación, el petróleo tiene que ser tratado antes de ser enviado a la refinería. El tratamiento consiste en la remoción, por medios físicos, del agua de formación, del gas y de sedimentos que fluyen conjuntamente. Los métodos más empleados son el calor, la sedimentación y la mayoría de las veces una combinación de ambas técnicas.

Para luchar contra el colmatado progresivo de los poros de la roca petrolífera y restablecer la actividad del yacimiento, es necesario "estimular" periódicamente los pozos por acidificación (inyección de ácido clorhídrico), por torpedeo (perforación con la ayuda de balas tiradas con un fusil especial cuyos explosivos descienden a la altura de la formación o por fracturación hidráulica (potentes bombas de superficie hasta la ruptura brutal de la roca colmatada).

ESTIMULACIÓN Y FRACTURAMIENTO

El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos hasta baterías o estaciones colectoras a través de tuberías enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro. El material más común para estas líneas de conducción es el acero, aunque se utilizan cada vez más tuberías de PVC reforzado con fibra de vidrio, resistentes a la corrosión.

CONDUCCIÓN DEL PETRÓLEO CRUDO

La batería recibe la producción de un determinado número de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso de petróleos viscosos, también se efectúa su calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de tratamiento.

SEPARACIÓN DE GASES: Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con facilidad.

DESHIDRATACIÓN: Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el agua que producen otras capas. El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y gas asociados, se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.

Para el caso de captación de gas de pozos exclusivamente gasíferos, gas libre pero no necesariamente seco, es necesario contar con instalaciones que permitan la separación primaria de líquidos y el manejo y control de la producción de gas, normalmente a mayor presión que el petróleo. A continuación seguirá el mismo proceso que el gas asociado ya separado.

GAS

El movimiento del gas a plantas y/o refinerías se realiza a través de gasoductos, bombeándolo mediante compresores.

Métodos de extracción artificial y recuperación secundaria en el área Entre Lomas. El área Entre Lomas se localiza en la Cuenca Neuquina (Provincia de Neuquén y Río Negro) abarcando una superficie de 74.057 hectáreas. Dentro de sus límites, existen varios yacimientos de petróleo y gas.

La gran profundidad a que se encuentran los reservorios, la abundante presencia de gas asociado y la existencia de arena de fractura en los fluidos producidos, llevó a elegir como sistema de extracción al denominado Gas-Lift, motivo por el cual, oportunamente se debieron diseñar, montar y poner en marcha 29 motocompresoras que totalizan 29.000 HP de potencia, asegurando así los 2.000.000 de metros cúbicos diarios de gas de alta presión, requeridos por el yacimiento. En su momento, este sistema se constituyó en el más grande de la República Argentina y uno de los más importantes de Sudamérica.

Así como en condiciones originales favorecían la instalación del sistema Gas-Lift, con el correr del tiempo se fueron produciendo situaciones condicionadas por grandes caudales de agua, por zonas alejadas y por el progresivo agotamiento del reservorio. De allí entonces que se debieron implementar sistemas más tradicionales de extracción como el Bombeo Mecánico y el Bombeo Electrosumergible.

La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores.

Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores.

ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO Y EL GAS

Los Tanques de Producción y AlmacenamientoLos tanques pueden ser clasificados según su forma de construcción, o su uso –para producción o almacenamiento-, y finalmente por el tipo de líquido que van a contener.En los tanques de producción se produce la primera recolección y el primer procesamiento de separación. Este primer paso en la manipulación, previo al envío a la refinería o a un sistema de procesamiento de gas, se da en una batería de tanques o batería colectora localizada cerca del cabezal del pozo, o en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos a la vez.

Una batería tipo cuenta con: colector para la entrada de 30 pozos, separador de gas, calentadores, tanques de producción general (160 m3) y de control (40 m3), bombas, caudalímetros, separadores de líquidos, etc. En este primer juego de tanques y separadores, el petróleo crudo, el agua y el gas natural fluyen y son separados.

Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo.

El almacenaje de líquidos tales como petróleo, nafta, fuel oil, diesel oil, kerosene u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura ambiente, se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fín de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción.

Para la construcción de los mismos se emplean láminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenaje.

Los tanques soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de 0,175ª 0,350 Kg/cm2 y se han construido de hasta 240000 m3 de capacidad. A efectos de prever el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los mismos, se construye un dique de contención alrededor de cada tanque instalado en el sitio.

Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben conservarse a presión y temperatura distintas a la atmosférica normal, la construcción, como así también los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio técnico. Por ejemplo el almacenaje de gas natural licuado (GNL) requiere una temperatura de –160ºC y el de gas licuado de petróleo (GLP-propano/butano), una temperatura que debe mantenerse dentro de los –42ºC a –12ºC.

Para el caso en que se pueda almacenar el producto a presión atmosférica (propano/butano) pero de baja temperatura de burbujeo (-42ºC) se utilizan tanques cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con una doble envolvente (pared), doble fondo (en algunos casos), aislamiento externa, y deben estar soportados por una estructura flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas por llenado, vaciado y eventuales cambios de la temperatura. Además del dique de contención mencionado para los tanques en general, en algunos casos también se rodea el tanque de una pared de concreto de similar altura.

El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para abastecer el consumo en días de carga máxima. El gas es almacenado durante los meses de verano cuando la demanda es baja, y luego extraído durante los meses de invierno.La infraestructura de los almacenamientos exige elevadas inversiones económicas.