La inyección de gas natural

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se uso inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento.

Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer señala como las más importantes: las propiedades de los fluidos en el yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento.

El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas, como este es más liviano que el petróleo, tiende a formar una capa superficial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como resultado una formación de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente elevadas, recobrando en un tiempo más corto lo que por medio natural requeriría un periodo más largo. Además, el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presión y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo.

Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable conservarlo para futuros mercados, y en ese caso, se inyecta en un yacimiento para almacenarlo. Además, como se dispone de gas en algunas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificultades.

Tipos de inyección.

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyección de gas interna e inyección de gas externa.

Inyección de gas interna o dispersa.

Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco tiempo de haber sido inyectado.

Características:

1. Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.2. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento.3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

Ventajas:

1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas.2. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas.

Desventajas:

1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy pozo o nada como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. Sin embargo, la experiencia de la inyección de gas en yacimientos del Campo Oveja en Venezuela, ha mostrado que la segregación gravitacional ha sido el principal mecanismo de recobro.2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa.3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa.4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción.

Inyeccion de gas externa:

Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.

Características:

1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo.2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md.3. Los `pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribución areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requieran.

Ventajas:

En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna.1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior.2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.3. El factor conformación es generalmente mayor.

Desventajas:

1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.2. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo.3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas externa.

CAPITULO 2

INSTALACIONES SUPERFICIALES Y SUBSUPERFICIALES DELPOZOMONTAJE Y COMPONENTES DE UN CABEZALEl montaje de cabezales y arbolito en un pozo se pueden dividir en tressegmentos, Figura 2.1, cada uno de los cuales sirven en una función única ydiferente durante la construcción del pozo.1. EQUIPAMIENTO DE COLGADOR DE CASINGLos cabezales de más abajo del cabezal de tubería del pozo son instalados para elpropósito de colgar y soportar las sartas individuales del casing como estáninstaladas en el pozo. Estos se llaman usualmente un landing base (cabezasoporte de entubación) o cabeza de pozo.Cabezal de T.R. soldable (rebajado) y roscado En una construcción típica de un pozo, la cabeza de casing es soldada oenroscada directamente al tope de la sarta del casing de superficie. La sarta delcasing de superficie sirve como el pilote de la fundación para el pozo,transfiriendo al subsecuente colgador cargas de la tierra a través del cementocortando alrededor del casing de superficie. La cabeza de casing es preparadacon un adaptador hermético dentro del cual un asiento de cuñas puede sernecesario entre la subsecuente sarta de casing y la pared de cabeza de casing.Cuando el casing es anclado, las cuñas son instaladas en el adaptador herméticoy el casing inferior baja suavemente hasta enganchar las cuñas, transfiriendo lacarga desde el equipo perforador al alojamiento de cabeza de casing.La mayoría de las cabezas de casing están equipadas con dos salidas laterales talque las lecturas de presión pueden ser tomadas en el anulo y significa proveerpara liberación de presión o bombeo dentro del anulo si es necesario. El tope dela sarta de casing y debajo el anular son usualmente sellados, unos de otros.Varias técnicas para sellado son usadas, la más común en estos tiempos empiezacon la provisión de un buje RX. Este es un anillo que está instalado sobre el topedel casing hendiendo sobre la cabeza de casing, y anidando dentro la ranura en elfondo de la cabeza superior, el cual puede ser otra cabeza de casing o tubing. Elanillo está provisto con sellos adecuados y parking plásticos pueden serbombeados en comenzando los sellos, packing fuera del tope del casing entre elcasing y la cabeza superior.A medida que se instalan los cabezales, se efectúan las pruebas de presión encada uno, colocando tapones dentro del casing que se quiera probar juntamente con cada cabezal cerrando al mismo tiempo las válvulas laterales de los mismos,las presiones de prueba serán aquellas presiones de diseño de los cabezales. Lasválvulas del casing permiten el acceso al espacio anular, entre el tubing y elcasing. El colgador de casing (conjunto de cuña y empaque) sostiene yempaqueta la cañería de revestimiento dentro del carretel colgador El casing es lacolumna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide lacomunicación de una zona a otra. Todas las juntas con bridas entre carretelescolgadores llevan una empaquetadura metálica de acero consistente en un anillou o’ring. Dichos anillos tienen una numeración API de acuerdo a los diámetros ypresión de las bridas.CARRETES REDUCTORESGeneralmente, los carretes de los colgadores son reductores de diámetros, aveces también se pueden emplear simplemente carretes reductores para pasarde una medida a otra, o también carretes de un solo diámetro con fines dealargar el cabezal en alguna situación.Carrete de T.R. y Colgador2. COLGADOR DE TUBINGEl segundo componente es un colgador de tubería. Múltiples cabezas de casingpueden ser provistas, una para cada sarta total de casing serían asentados en elpozo. La cabeza de tubing es instalado inmediatamente arriba del último colgadorde casing. La cabeza de tubing es generalmente idéntica en diseño a la cabeza decasing, con la excepción que es agujereado para recibir el colgador de tubería.Un colgador común de tubería es del tipo adaptador hermético con empaqueexterno, que enroscaría directamente en el tope del tubing. Después el tubingpuede ser corrido en el pozo y espaciado afuera, este colgador es enroscado altope del tubig, el tubing es bajado en el pácker al fondo del pozo, y el colgador esasentado en el cabezal del tubing.El empaque sobre el colgador provee de un sello tipo presión para el anular entreel tubing y casing. Debido a los cambios en temperatura y presión, el colgador delcabezal del tubing es usualmente ayudado o fijado con un tornillo de cierre.3. ARBOLITO DE NAVIDADEl arbolito de navidad es instalado inmediatamente en el tope del cabezal detubing. Este consiste del montaje de una válvula diseñada para el control del pozoencima la cabeza del tubing, dependiendo del rango de presión del cabezal, soninstaladas una o dos válvulas maestras. Usualmente son provistas dos válvulasmaestras cuando las presiones de cierre del pozo van a exceder las 5000 psi. Unacruz de cuatro

lados como accesorio de flujo es provisto por encima de la válvula maestra. Una válvula lateral es provista sobre cada lado si es un árbol de doblelado, seguido por un choke al cual está conectada la línea de flujo. El arbolito deNavidad es en general, el elemento final que se instala en el pozo para poner enproducción el mismo. En términos simples el árbol consta de una serie deválvulas, bridas y conectores que permiten la circulación controlada de los fluidosproducidos. Existe una gran variedad de diseños y complejidades. Pueden irdesde unidades simples como las usadas con aparatos en bombeo mecánico, queconsisten en una simple caja prensa-empaquetaduras sin válvulas, a arbolitosmuy complejos con inclusión de numerosas válvulas maestras y válvulaslaterales. Dependiendo de su uso y de los niveles a producir en el pozo, se tienenarbolitos simples, dobles, triples y cuádruples. Existen arbolitos roscados ybridados. Los arbolitos roscados son para bajas presiones de operación como serde 2000 psi y los arbolitos bridados tienen un rango de presión de trabajo mayor,existen de 2000, 3000, 5000, 10000 y 20000 psi y altas temperaturas de trabajohasta de 650 °F. usados especialmente en pozos de inyección de vapor. También existen arbolitos tipo “compactos”, que vienen construidos en una solapieza, diseñados para altas presiones de trabajo. La dificultad es su alto costo, sureparación y mantenimiento. El arbolito deberá lubricarse regularmente. Un buenmantenimiento reduce los problemas que pudieran surgir durante el periodo devida útil y cuando debe ser reemplazado. Los componentes de un arbolito deproducción son:Manómetro:Son indicadores de presión que permiten controlar las presiones delpozo. Las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden conmanómetros.Brida de medición (tapa):La brida de medición sella la parte superior delarbolito y está adaptada para la instalación de un manómetro. Retirando estabrida se tiene el acceso al tubing.Válvula de maniobra o pistoneo:Se utiliza para cerrar la presión y permitir elacceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje,tuberías contínuas (coil tubing) y reparación, etc.Te de flujo o cruz: Es un elemento que se utiliza para permitir que lasherramientas puedan correrse en el pozo, mientras continúa la producción por lalínea de flujo.Válvulas laterales:Las válvulas laterales se utilizan para cerrar el pozo en lamayor parte de las operaciones de rutina. Son las más fáciles de reemplazar encaso de deterioro o lavadura de las mismas.Estrangulador o choke:Este elemento permite controlar la cantidad de flujoque el pozo produce. Válvulas maestras: Son las válvulas principales de cierre. Se encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizanlo menos posible, en especial la válvula maestra inferior.Colgador de tubing:El colgador o trompo sostiene la columna de tubing, cierrael espacio anular del casing y permite la circulación hacia el arbolito deproducción.Tubing:Es una columna de tubería que contiene y permite el flujo del fluido queproduce la formación.Válvulas de seguridad:Se instalan en el arbolito de producción, al lado de lasválvulas laterales o también sobre las válvulas maestras, dependiendo del tipo depresión que se manejará en el pozo. Su función es la de cerrar automáticamenteel pozo cuando se presente una caída de presión aguas abajo del flujo, ya seadebido a algún taponamiento o rotura en la línea de flujo que va al separador. Loscarretes de los colgadores de cañería y las bridas del arbolito de producciónllevan también empaquetaduras metálicas de acero. Los factores a tomar encuenta para el diseño de un árbol de producción son los siguientes: La presión. Latemperatura del fluido. El medio ambiente y temperatura en superficie. Los tiposde fluidos en producción. Las condiciones ambientales dentro del pozo. Laeconomía.RANGOS DE CABEZALES1. Rangos API Actualmente, hay siete rangos nominales de cabezalesdisponibles: 2000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000, y 30000 psi de presión detrabajo. Estos rangos de presión son aplicables a temperaturas desde 50 °F a +250 °F. Porque las altas presiones y altas temperaturas involucradas, preveen eluso de empaquetaduras de sello tipo anillo. Estos anillos están disponibles en dostipos básicos. La de rango de

baja presión 2000 hasta 5000 psi son equipados conuna junta circular tipo 6B. Una junta circular 6B puede ser provisto con unaempaquetadura anillo tipo R o tipo RX. El tipo de empaque de junta circular tipo Restán disponibles en forma octogonal u forma oval. La empaquetadura tipo RX esuna empaquetadura de presión-energizada.Bridas desde 5000 hasta 15000 psi están disponibles en juntas de anillo tipo 6 BX.Los anillos de juntas API usan empaques de junta circular tipo BX. 2. Tipos deacero Aunque los anillos de juntas API y USASI son dimensionalmente los mismos,existe una diferencia significante en el rango como está indicado en la Tabla 1. Elrango de resistencia del material API es de 36000 hasta 75000 psi, dependiendosobre el tipo de acero especificado, siendo que el material USASI no excede los30000 psi de resistencia.INSTALACIÓN

A causa de que los cabezales y juntas anilladas son instalados básicamente paraproveer control de la presión, debiendo tener extremo cuidado en la instalación ycolocado de las juntas anilladas. Es absolutamente esencial que los anillos esténbien limpios, lisos, y libres de reventones y que la junta sea nueva. Picos ohendiduras sobre un empaque anillado pueden causar grietas cuando la juntaanillada es probada.PROBLEMAS ESPECIALESLa provisión de cabezales para terminaciones múltiples introduce problemasespeciales en el asentamiento de las sartas de tubing separadas. Esto esusualmente resuelto por segmentación de la brida colgadora, o asentamiento delbuje, o proveyendo cada sarta con separación de los segmentos sellantes queasentarán en la brida de cabeza múltiple. Similarmente, las válvulas maestrasindividuales deben tener conductos separados para cada corriente, lo queinvolucra simultáneamente sellado de dos o más anillos de empaques. Estosproblemas tienen solución acertadamente con equipamiento disponiblecomercialmente que operan confiable y satisfactoriamente. La mayor cantidad defluidos producidos son corrosivos, y en algunos medio ambientes, particularmentedonde el CO2 es producido en el gas, puede ocurrir el rápido deterioro delcolgador de tubing y de la válvula maestra. En esta situación, son usadosfrecuentemente materiales especiales, los más comunes serían acero inoxidable410, aunque para servicios corrosivos puede ser requerido el acero inoxidable316 o k monel.TUBERIA DE PRODUCCIONConocida como tubing, permite la comunicación de los fluidos del fondo del pozocon la superficie. Es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo.Protege el casing de la presión y la corrosión. En general, el tubing se extiendedesde la boca del pozo hasta la zona de producción. Son manufacturados deacero altamente resistente, ya que deben soportar las presiones, esfuerzosconstantes de tensión y compresión, las velocidades y la corrosión que provocanlos fluidos del pozo. Pueden aplicarse revestimientos internos como protectorescontra la corrosión. En el amplio mercado de la fabricación de tuberías, existen lascromadas de alta presión que son usadas para pozos con presiones de 10000 –20000 psi y con fluidos bastante corrosivos. El costo de las tuberías depende delmaterial de construcción, tipo de rosca, peso de la misma, temperatura y presiónde trabajo a soportar. 1 Clasificación.- Las tuberías se pueden clasificar: Según eltamaño: Diámetro externo OD, diámetro interno ID. El tamaño varía de varias auna fracción de pulgada. Los tamaños más comunes son 2.3/8 pulgadas (60.32mm) OD; y 2.7/8 pulgadas (73.02 mm) OD. Según el grado: Los grados de aceroAPI estándar para tubing son J-55, C-75, C-95, N-80, y P-110. Los grados C-75 al C- 95 son prometidos para servicios con sulfuro de hidrógeno donde las altasresistencias mayores que el J-55 son requeridos. El acero grado C es tratadocaliente para remover estructura tipo cristales y producir dureza.Los números en las designaciones de grados indican resistencias mínimasnominales en 1000 psi Los grados en las tuberías nuevas pueden ser identificadospor las bandas de colores en uno de los extremos del cuerpo del tubo, como ser: J– 55 : una banda de color verde K – 55 : dos bandas de color verde C – 75 : unabanda de color azul N – 80 : una banda de color rojo C – 95 : una banda de colormarrón P – 110 : una banda de color blancoSegún el peso: en libras/pie (Kg/m); para cada grado existen diferentes pesos, porejemplo para grado N-80 existen tuberías de pesos 4.00, 4.60 y 5.80 Lbs/pie cadauna, ver Tablas. Según los tipos de roscas: entre los más usuales están las 8RD,Hyd A95, Hyd cs, Seal Lock, NKL, etc., ver Tablas. Según el Upset: hay tuberíascon y sin Upset externo, (el Upset significa mayor OD en la cupla integrada altubing o extremo Box de la rosca) lo que le da mayor seguridad para el agarre deltubing durante las operaciones en el pozo. Con upset externo, mantienen laspresiones de trabajo. (con cupla). Sin upset o sin reborde, este lugar representaun punto débil. (con cupla). Extremo con upset

y cupla incorporada, para altaspresiones.El American Petroleum Institute ha publicado en el API Standard 5A lasespecificaciones desarrolladas para el tubing, reuniendo las mayorescaracterísticas para su uso en la industria petrolera.COILED TUBINGEl coil tubing es una tubería contínua flexible utilizada paraefectuar diferentes tipos de trabajos en el pozo.Componentes de una unidad Coiled Tubing.- Los componentes son:Un sistema hidráulico de control de pozos o BOP con cuatro unidades ram encabeza de pozo. Una cabeza limpiadora o caja prensa-estopa. Cabeza deinyección al tubing. Indicador de carga o Martin Decker. Estructura de soporte.Carrete y tubing. Consola o cabina de control. Unidad de potencia hidráulica adiesel. El coil tubing tiene aplicaciones en los siguientes trabajos en pozo:Limpieza de sólidos abrasivos (arena) en el pozo. Remoción de sólidos parafínicos. Tratamiento ácido en pozos con daño. Cementación a presión o squeeze enpozos. Perforación de cemento en cementaciones a presión. Tratamiento conespuma de nitrógeno en pozos de baja presión. La ventaja de esta tuberíaflexible, es que para hacer uso de ella no es necesario sacar el arreglo del pozo,es decir que se pueden efectuar muchos de estos trabajos sin hacer un work overde pozo. Es económicamente mejor que una intervención convencional. La únicalimitante sería que no tiene capacidad para presiones muy altas.

HERRAMIENTAS MÁS UTILIZADAS EN TERMINACIÓNExisten muchas herramientas especialmente diseñadas para realizar tareas en elpozo durante la terminación original y la reparación. Algunas de esasherramientas van a permanecer en el pozo durante el período productivo delmismo o hasta una nueva terminación. Otras son funcionales sólo durante elperíodo de reparación. Antes de entrar a operaciones propiamente de producción,es necesario conocer el funcionamiento, uso y ubicación de estas herramientasque conforman la columna de producción, para realizar un diseño adecuado de laterminación del pozo. A continuación mencionamos las más utilizadas: Packer oempaquetador Es una herramienta que permite sellar el espacio anular entre eltubing y casing, se baja al pozo con la finalidad de mantener confinada la presiónen el fondo, sirve para soportar el peso de la columna de producción, seleccionarhorizontes productores en zonas de elevada presión y aislar niveles quepresentan posibilidades de producción de agua. Sirven también para aislar latubería de revestimiento de las altas presiones de producción o de estimulación ylos fluidos corrosivos. Por eso, en general se lo coloca apenas por encima de laformación en producción deben ser anclados 10 metros por encima del baleosuperior, dependiendo de las condiciones del pozo. Existen también ciertospackers que permiten realizar trabajos especiales, tales como inyección decemento, tratamiento ácido y fracturamiento.Esto ayuda a asegurar que el obturador pueda bajarse y no se atasque o fije enforma prematura al punto programado.El uso de esta herramienta está ligado a las características y especificaciones dela cañería de producción, como ser el diámetro, el peso y la presión de trabajo. Encaso de falla del obturador o cuando se va a reparar un pozo, el obturador esliberado y sacado del pozo (tipo recuperable) o fresado (tipo permanente). Lamayoría de los obturadores recuperables se pueden reparar, en el lugar detrabajo, cambiando sellos y mordazas.Niple asiento de anclaje Son herramientas que tienen una configuración internaque les permite alojar en su interior herramientas compatibles con cada uno delos diferentes tipos de niples existentes. Dicho asentamiento deberá ocasionar unsello hermético para su aplicación en el anclaje de un packer hidráulico o unaprueba hidráulica de la sarta de tubería. Ahora, un operario puede colocar tantosniples del mismo diámetro interno (selectivos), como desee en la sarta deproducción, sin importar la secuencia específica a fin de proporcionar un númeroilimitado de posiciones para ubicar y trabar los controles de flujo de subsuelo.Luego puede seleccionar el niple que ofrezca la mejor ubicación para su controlde flujo. Si esa ubicación no es satisfactoria o si las condiciones del pozo cambian,puede mover el control de flujo arriba o abajo, hasta ubicar otro niple todo

mediante cable, bajo presión y sin matar el pozo. Como se indicó, los niplestienen el mismo ID para tubería de producción de un peso particular. En la marcaOtis los niples tipos X y XN están disponibles para usarse con tubería deproducción de peso estándar, los niples tipos R y RN son para tubería deproducción pesada. La designación N indica niples No-Go. Niples de anclaje tiposX y R Las ventajas del principio de diseño son: Máxima adaptabilidad para reducirlos costos de terminación del pozo y de mantenimiento de la producción.Diámetro interior

grande para permitir la máxima capacidad de flujo. Cuando seusan los niples tipos X o R se dispone de un niple de diámetro interior compatiblecon el diámetro y peso de la tubería de producción. Inigualados ensencillez/selectividad al bajar, anclar o recuperar equipo de flujo de subsuelo.Niples universales con un perfil interior (en cada tipo: X = tubería de producciónde peso estándar; R = tubería de producción pesada) para servir de ubicaciónpreseleccionada de anclaje para el equipo de control de flujo de subsuelo.Los niples asiento más usuales son el tipo A, N y el XN. Niples Asiento N noselectivos (Tipo No – Go) Los niples asiento permiten asentar tapones, según lanecesidad pueden o no estar provistos de un receptáculo en la parte inferior paraasegurar el tapón (locking dogs). Tiene un perfil No-Go ligeramente restringido,diseñado para evitar que algunas herramientas de cable se bajen por debajo de latubería de producción y se pierdan.Están equipados con perfiles para localizar estranguladores y otros dispositivos decontrol. Entre los más usados se tienen los niples no selectivos “N”, “XN” y “RN”.Niple Asiento A Este niple permite asentar herramientas tales como tapones oválvulas de pie, además sirve para asentar Bombas Insertables en BombeoMecánico. Mandriles o Tapones de anclaje para tuberías Son los elementos desello que permiten probar la hermeticidad de la tubería de producción, anclar elobturador y realizar otras maniobras. Son manipulados con wire line. a. Tapón NEstos tapones evitan el flujo de fluidos desde el interior de la tubería hacia laformación, están diseñados para soportar presiones en un solo sentido (de arribahacia abajo), hasta de 10000 psi. Tapón “N” b. Tapón PN Tapón “PN”Este tipo de tapón es usado generalmente para operaciones de ahogado de pozoy para seleccionar dos zonas productoras. El tapón puede resistir hasta 15000 pside presión de abajo hacia arriba y hasta 10000 psi de arriba hacia abajo. Para serdesanclado, debe ser accionado el mecanismo de nivelación de presiones, paraluego recuperar el tapón. Niples o Unidades de Sello Estas unidades de sello seusan para obtener un sello entre la tubería de producción y el obturador.

Los tipos más importantes de niples sellos son: Niple sello Straight Slot o deranura recta, usado para anclar la sarta de producción en un obturador sin trabamecánica directa. Niple sello J Slot: o de ranura tipo “J”, usado para anclar unasarta de producción al obturador para aplicar tensión a la tubería o para ayudar aevitar el movimiento ascendente de la tubería como resultado de la presión o lacontracción. Niple sello Snap-Latch: El mecanismo de rosca que tiene no deja queel niple sello salga del bore del pácker. Cada unidad de sello consta de trescomponentes principales: 1. Cuerpo con ranura recta o en J2. Elementos sellantes3. Una guía, o mitad pata de mula (half mule shoe)Los elementos sellantes constituyen la parte más importante del niple, se puedeusar más de un elemento. Estos elementos sellantes externos están diseñadoscon un compuesto de caucho de módulo alto, ligado a dos zapatas metálicas derespaldo específicamente diseñadas que hacen que el sello sea energizado por lapresión. Un aumento de la presión diferencial fuerza a los elementos a formar unsello más hermético. Tales sellos han demostrado ser efectivos en pozos confluidos altamente abrasivos y/o cuando la acción de la unidad de sello debeestablecerse e interrumpirse muchas veces. Existen elementos sellantesdiseñados para ambientes con H2S o de alta temperatura. Diseñados y probadospara servicio de gas agrio a temperaturas de hasta 300 °F y presiones de hasta10000 psi. Pruebas estáticas han clasificado estos sellos a temperaturas ypresiones de trabajo de hasta 400 °F y hasta 15000 psi. Para ser anclados losniples sello solo necesitan de peso, para ser desanclados se levanta laherramienta tensionando directamente. En algunos tipos de niples como el Snap-Latch se requieren inicialmente de 8000 a 12000 lbs. de tensión girando hacia laderecha, el número de giros dependerá de la profundidad y del número de hilosque tenga el niple. Niple Tapón de asiento expandible Son elementos usados enforma de puente temporal para anclar el obturador, es ubicado en el extremoinferior de la tubería. Una vez anclado el obturador se presuriza la tubería hastaromper los tornillos de corte diseñados para esto, cayendo al fondo tanto elasiento y la bola, dejando el espacio libre para circular el fluido. Sustituto deasiento expandible Herramienta ubicada en cualquier parte de la tubería paraformar un puente temporal bajo el obturador hidráulico. Está provisto de un anilloC metálico que es la base del asiento. Se opera dejando caer una bola que seasentará en el anillo, luego de anclar el obturador, se presuriza, entonces el anillose expande y entra al orificio que posee el niple, dejando caer la bola al fondo. Juntas de expansión Estas juntas permiten resolver los problemas asociadoscon la contracción y/o elongación de la tubería en pozos productores y de

 i n y e c c i ó n .   S u   d i s e ñ o   p e r m i t e   c o n t r a e r   o   e l o n g a r   l a   t u b e r í a   c o m o   m á x i m o l a longitud de viaje de la unión. Tenemos dos tipos principales: Juntas de expansión de Liberación por cable, su acción se inicia por cable,d e s p u é s   d e   b a j a r s e ,   a n c l a r s e   y   p r o b a r s e   e l   o b t u r a d o r .  P u e d e n   u s a r s e   e n t r e o b t u r a d o r e s , a s í c o m o a r r i b a d e l o b t u r a d o r s u p e r i o r e n p o z o s d e i n y e c c i ó n o productores con zonas múltiples. Juntas de expansiónd e L i b e r a c i ó n p o r p a s a d o r d e c o r t e , s u a c c i ó n s e i n i c i a asentando el peso de la tubería de producción sobre pasadores de corte. Juntas giratorias extensiblesSe usan para facilitar la separación, enrosque,etc., de la tubería de producción entre dos obturadores en instalaciones de sartasmúltiples.S o n u s a d a s p a r a r e d u c i r o a b s o r b e r l o s e s f u e r z o s d e l a t u b e r í a c u a n d o e s t á n sometidas a cambios de presión, temperatura y densidad del fluido. Se ubicansobre el obturador y son bajadas en posición cerrada o parcialmente extendida.Según el tipo tiene una longitud de carrera que varía de 2 hasta 25 pies. Estas  juntas son también usadas en arreglos de pozos geotérmicos, inyección de gas,agua y otros. Camisa Deslizable Llamada también Sliding Side Door (puerta laterald e s l i z a b l e )   s o n   a c t u a l m e n t e   l a s   h e r r a m i e n t a s   d e   c i r c u l a c i ó n  s e l e c t i v a   m á s ampliamente usadas en la industria del gas y del petróleo y son universalmenteaceptadas con su diseño rigurosamente comprobado a través de muchos años deuso.Perfil de la ranura. Área de empaque.Camisa interior deslizable.Candado 3 posiciones. Candado de igualación. Candado posición abierta Candadode sello pulida.Las herramientas SSD son esencialmente dispositivos de plena abertura con unacamisa interna que puede abrirse o cerrarse, mediante métodos corrientes decable, para establecer comunicación entre la tubería de producción y el espacioanular entre las tuberías de producción y revestimiento.Presentan como parte integral del conjunto, un perfil de niple (Otis tipo X o R)arriba de la camisa deslizable interna y una superficie de sello pulida debajo de lacamisa. Eso proporciona la ubicación para un niple adicional de anclaje y para unav a r i e d a d d e e q u i p o s d e c o n t r o l d e f l u j o . L a s c a m i s a s S S D , s o n m o d e l o s q u e pueden abrirse con percusión hacia arriba y cerrarse por percusión hacia abajo oviceversa, mediante una herramienta posicionadora. Al bajar esta herramienta enu n a   t e r m i n a c i ó n   p r e l i m i n a r   o   f i n a l ,   s e   d e b e   v e r i f i c a r   l a  p o s i c i ó n   d e   c i e r r e   o a p e r t u r a d e l a m i s m a . L a c a m i s a S S D e n l a s a r t a d e p r o d u c c i ó n d e b e r á e s t a r

ubicada encima o por arriba de un “pup joint” (luego del pácker u obturador) quet e n g a u n m í n i m o d e 1 . 0 m t s . d e l a r g o ( g e n e r a l m e n t e s e u t i l i z a u n a p i e z a d e tubería de 9.25 mts.). Las funciones más importantes de una camisa deslizableS S D s o n : C a m b i o d e F l u i d o : E l u s o p r i n c i p a l d e l a c a m i s a a p a r t e d e p o n e r e n comunicación el casing con la tubería, es el de “cambio de fluido” en el pozo, estao p e r a c i ó n s e e f e c t ú a c u a n d o u n t a p ó n e s c o l o c a d o e n e l n i p l e a s i e n t o i n f e r i o r debajo de la camisa y la camisa es abierta mediante una herramienta de wire lineespecial para este fin, se bombea el fluido por directa y se cierra la camisa. Antesd e   r e c u p e r a r   e l   t a p ó n   i n f e r i o r   s e   d e b e   p r e s u r i z a r   l a  t u b e r í a   y   v e r i f i c a r   l a hermeticidad del cierre de la camisa. Selectividad de Producción: Se utiliza en elcaso de seleccionar el nivel productor A o B. Junta de Seguridad (JS) Son piezascompuestas de dos partes, que permiten el desprendimiento de la parte superiorde una sarta de tubería, en caso que la parte inferior no sea posible de sacar delpozo. Ambas mitades de la pieza están unidas por pasadores calibrados a unacierta tensión de corte. Este esfuerzo de corte puede ser ajustado por adición os u s t r a c c i ó n d e l o s p a s a d o r e s p a r a m a n e j a r l a t e n s i ó n d u r a n t e l o s v i a j e s d e l a tubería. Es del tipo de ranura recta, bajada con la tubería y colocada normalmentepor encima de un empaquetador. Si no existiera esta

herramienta en el arreglodel pozo, se deberá efectuar un corte químico.El diseño de ruptura de esta JS deberá ser menor a la tensión máxima permisiblede la tubería y otros accesorios ocupados en el pozo. Si el valor de los pines es de5000 psi, y la JS tiene 8 pines, esta deberá soportar una tensión de hasta 40000psi.  J u n t a   d e   a b r a s i ó n   ( B l a s t   J o i n t )   S o n   t u b e r í a s   d e   p a r e d  r e f o r z a d a   u s a d a s   e n terminación múltiple para proteger el área de tubería de producción que debepermanecer frente a los baleos superiores, expuesta a la acción de los fluidosa b r a s i v o s , c o r r o s i v o s o c a r g a d o s d e a r e n a y / o p r e s i o n e s e l e v a d a s . L a j u n t a d e abrasión es una sección de tubería que es recubierta exteriormente con caucho,carburo de tungsteno, material cerámico o que está hecha directamente de unaa l e a c i ó n   e s p e c i a l .   E s t o s   r e c u b r i m i e n t o s   s e   u t i l i z a n   p a r a  r e d u c i r   l a   a b r a s i ó n provocada por el flujo del fluido producido. Su longitud varía entre 10, 15 y 20pies.C r o s s   o v e r   ( a d a p t a d o r e s )   S o n   i n s t a l a d a s   s o b r e   y   d e b a j o   d e  e l e m e n t o s   q u e p r e s e n t a n   c a m b i o s   d e   d i á m e t r o   i n t e r n o ,   s i r v e n   d e  p r o t e c c i ó n   d e   l a   e r o s i ó n causada por el flujo turbulento. Se construyen de pared de tubería densa de modoque resista la erosión, su longitud varía de 3 a 8 pies.Pup Joint Son tuberías cortas fabricadas en distintos diámetros y longitudes, y tipos de roscas, existen desde 0.30 hasta 3.6 mts. También sirven como niples demaniobra. Permiten acomodar los diferentes elementos dentro de la columna, de

modo que éstas queden ubicadas en el lugar preciso, permitiendo de esta manerael dimensionamiento exacto de la tubería de producción.Válvulas de seguridad subsuperficialesEstas válvulas satisfacen o excedenlas especificaciones API 14A. Cuando están debidamente instaladas, como parted e   l o s   s i s t e m a s   d e   s e g u r i d a d   d e   s u b s u e l o ,   c i e r r a n   a u t o m á t i c a m e n t e e l   p o z o debajo de la superficie en caso de cambios erráticos de la presión en la línea deflujo, daños del cabezal del pozo o mal funcionamiento del equipo de superficie.Las válvulas están diseñadas para bajarse y sacarse del pozo mediante métodosde cable sin matar el pozo. Se controlan desde la superficie y están diseñadaspara cerrarse cuando el operario lo requiera para proporcionar abertura y cierrecompleto de la válvula de control.

1. Producción PetroleraLuego 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.Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, 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": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en

el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.

b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.

c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

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.

Fig. 1- Esquema de pozo surgenteCuando 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 apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción.Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:a. El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y

que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente.

b. Extracción con gas o Gas Lift. 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.

c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.

d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.

e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.

f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que

permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.

Fig. 2- El bombeo mecánico es el medio de extracción artificial más usado en Argentina. 

Fig. 3- Bombeo electrosumergible

 

Fig. 4.- Gas Lift consiste en inyectar gas dentro del pozo en el espacio entre el casing y el tubing 

Leer más: http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml#ixzz2lKRgmUC4

PRODUCCION DE PETROLEO

El petróleo crudo entrampado en el subsuelo está asociado a gas y agua, y se mantiene allí bajo presión. Cuando después de realizada la perforación se pone el pozo en producción, el nivel de presión en el reservorio determina según los caudales de petróleo extraído- hasta cuando el petróleo llegará sin ayuda alguna a la superficie. Si las presiones son altas, el petróleo es forzado a desplazarse hacia el fondo del pozo y fluye hacia arriba. Lo hace a través de una cañería de producción ("tubing"), de 5 a 10 centímetros de diámetro, que se baja cuando termina la perforación y se instala adecuadamente. La tubería queda unida a la cañería de entubación ("tubing") por empaquetaduras especiales ("packer") que a veces sirven también para aislar distintas capas productoras.

El control de la producción se realiza en superficie por medio del "árbol de Navidad" (ver foto) compuesto por una serie de válvulas que permiten cerrar y abrir el pozo a voluntad, y donde la surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

Cuando llega a la superficie, el petróleo crudo -mezclado con gas en solución- es bombeado hacia una planta de procesamiento, que separa el gas del petróleo, enviando éste hacia tanques de almacenaje.

La producción de distintos pozos tiene enormes variaciones: algunos aportan unos pocos m3, otros más de un millar por día. Esto se debe a diferentes factores, entre ellos el volumen de petróleo almacenado en el espacio poral de rocas reservorio diferentes, la extensión de las capas productoras, su permeabilidad, etc. El período de surgencia natural

resulta lógicamente el de menor costo de producción, dado que toda la energía utilizada para producir el petróleo es aportada por el mismo yacimiento.

Fluidos de reservorio: Características

Un reservorio petrolero es una formación de roca sedimentarla porosa y permeable cubierta por una capa de roca impermeable a través de la cual no pueden pasar líquidos o gases. Originalmente los poros se llenaron con agua, pero el petróleo y el gas, formados en una fuente rocosa contigua, gradualmente se filtraron en ellas entrampándose contra la capa de roca impermeable. La forma del reservorio debe permitir la acumulación del petróleo (o gas), y la capa de roca impermeable es esencial para imposibilitar su migración. Debido a las fuerzas capilares una parte del agua, originalmente en los poros, no pudo ser desplazada por el hidrocarburo. Esta agua inmovilizada se denomina agua intersticial. El volumen de todos los poros en una roca reservorio (porosidad) generalmente se expresa como un porcentaje del volumen total de roca. Cuanto mayor es la porosidad efectiva, mayor es la cantidad almacenada de petróleo.

La porosidad total puede variar del 1 al 35 % del volumen total de roca.

Para que el petróleo fluya a través del reservorio, debe haber una libre conexión entre los poros. La mayor o menor facilidad de pasaje de los fluidos a través de las rocas se llama permeabilidad y depende del tamaño de los canales que interconectan los poros. A este tipo de porosidad en la que los poros están interconectados la llamamos efectiva y por lo general se presenta asociada con buenas permeabilidades.

Tanto la porosidad como la permeabilidad varían a lo largo de una formación rocosa y en consecuencia, pozos en diferentes lugares de un reservorio pueden tener gran diferencia de nivel de producción. Estos factores también varían con la profundidad, siendo afectados por las presiones y temperaturas a que son sometidas las rocas. Por último, es la historia geológica de un yacimiento lo que ha condicionado la evolución del reservorio.

El petróleo contiene gas disuelto, cuya cantidad máxima depende de la presión y la temperatura del reservorio. Si el petróleo no puede disolver más gas bajo las condiciones de presión y temperatura reinantes, se dice que está saturado; el gas excedente entonces se trasladará a la parte superior del reservorio, donde formará un casquete de gas. Si el petróleo puede disolver más gas bajo estas condiciones, se dice que está sub-saturado y no se formará casquete de gas.

El petróleo varía del tipo pesado, muy viscoso (con un peso específico cercano al del agua y con una viscosidad de 10 a 10.000 veces más alta), generalmente hallado en reservorios poco profundos que contienen escaso o nada de gas disuelto. Cuanto menos viscoso sea el petróleo, fluirá más fácilmente a través de los intersticios de la roca reservorio hacia el pozo.

Factores de recuperación

La proporción de petróleo del yacimiento que puede ser producida mediante distintos procedimientos de recuperación, varía ampliamente. Esto se debe a un número de factores, incluyendo la viscosidad del gas y densidad del petróleo; la presencia o ausencia de un casquete de gas; la presencia y fuerza de una base acuosa; la profundidad, presión y grado de complejidad del reservorio; la permeabilidad y porosidad de las rocas.

El siguiente cuadro indica el rango de factores de recuperación que se puede esperar para varios tipos de petróleo.

TIPO DE CRUDOPrimaria (% de crudo in-situ)

Secundaria (% extra de crudo in-

situ)

Extra Pesado 1 - 5 -

Pesado 1 - 10 5 - 10

Medio 5 - 30 5 - 15

Liviano 10 - 40 10 - 25

Los valores bajos, para cada tipo de petróleo, se asocian mayormente con petróleo de bajo contenido de gas disuelto en reservorios desfavorables.

Los valores altos se refieren a petróleos con alto contenido de gas disuelto en reservorios favorables. La recuperación primaria puede ser mayor que la indicada cuando se está en presencia de un fuerte acuífero; en tales circunstancias una operación de recuperación secundaria no es atractiva.

Diferentes tipos de Recuperación de Petróleo

Con frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que significan lo siguiente:

Primaria: Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba.

Secundaria: Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.

Terciaria:Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos, como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02, etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.

Recuperación primaria

Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete. Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca.

Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo.

La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua.

Los principales mecanismos de producción natural son entonces, el empuje de agua, el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas.

Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay cinco métodos principales de extracción artificial:

Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial.

Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo.

El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos).

Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.

Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la

Dos equipos de bombeo mecánico operan simultáneamente en el mismo pozo y extraen petróleo de dos formaciones productivas. En el Yacimiento Chíhuido de la Sierra Negra, el más importante de Argentina, al norte de la provincia de Neuquén.

Tubería, a través de válvulas reguladas que abren y cierran el paso del fluido automáticamente.

Pistón accionado a gas ("plunger lift"): Es un pistón viajero, empujado por gas propio del pozo, y lleva a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.

Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible: Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical, unido directamente a un motor eléctrico. El conjunto se baja con una tubería especial que lleva el cable adosado y se baja simultáneamente o no con los tubos. Permite bombear grandes volúmenes.

Recuperación secundaria

A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como

recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones portadoras de petróleo.

Recuperación Secundaria. Planta de Inyección de Agua.

La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo.

Recuperación terciaria (Recuperación asistida)

Recuperación asistida es el término que utiliza la industria petrolera pira describir las técnicas que se utilizan para extraer más petróleo de reservorios subterráneos, que el que se obtendría por mecanismos naturales o por la inyección de gas o agua. Los métodos convencionales de producción dejan en el reservorio una cantidad de petróleo que queda allí por ser demasiado viscoso o difícil de desplazar. El petróleo también podría quedar atrapado por capilaridad en las zonas inundadas del reservorio o podría no ser empujado por el agua y el gas que se inyectan en parte del yacimiento.

En general, el objetivo de las técnicas de recuperación asistida de petróleo es extraer más hidrocarburos mejorando la eficiencia del desplazamiento.

El espectro y los objetivos de los procesos térmicos

Los métodos térmicos son los más usados entre las diferentes técnicas de recuperación asistida. Del petróleo producido mundialmente mediante estas técnicas de recuperación terciaria, alrededor del 75% es obtenido por recuperación térmica. Los usos corrientes de esta tecnología, apuntan a mejorar la recuperación de petróleos pesados, con viscosidad entre 100 a 100.000 veces mayor que la del agua y que naturalmente son difíciles de obtener por los métodos convencionales.

Un incremento en la temperatura disminuye la viscosidad del petróleo y por tanto su velocidad de desplazamiento. Este aumento de calor produce otros efectos positivos en el proceso de recuperación. Por ejemplo, los componentes más livianos tienden a evaporarse y el petróleo residual a aumentar en volumen (y disminuir aún más su densidad). Esos efectos no se producen todos al mismo tiempo ni son igualmente efectivos en todos los reservorios.

 

GAS NATURAL

Como se mencionó previamente, muchas veces se encuentra gas natural asociado al petróleo. Originalmente el gas se formó contemporáneamente con el petróleo, y se lo denomina "natural" para diferenciarlo del manufacturado en el procesamiento del carbón, de otra materia orgánica o del mismo petróleo, cuando se destila.

En el caso de un anticlinal, puede advertirse que el gas forma un casquete por encima del petróleo (porque es más liviano que éste), con el agua por debajo. Tanto el gas como el agua presionan sobre el petróleo. Por eso, cuando la perforación llega a la roca reservorio que aprisiona el petróleo, se rompe el equilibrio vigente y el petróleo es forzado a subir hasta la superficie. En este caso la producción se produce por surgencia.

Durante mucho tiempo, la industria petrolera consideró al gas natural como un estorbo para sus operaciones, salvo cuando en las primeras etapas de la explotación el fluido servía para forzar la surgencia natural del crudo hacia la superficie.

Sucede que para utilizar el gas natural a escala industrial -como se hace actualmente en los países más adelantados- el fluido demanda la

construcción previa de costosas instalaciones, que incluyen desde centrales primarias de separación de gas (para eliminar de éste los componentes que afectan a las cañerías y rescatar subproductos más valiosos, como el propano, el butano y las naftas), hasta los compresores y las extensas tuberías de acero (gasoductos) en condiciones de llevar al producto a los grandes centros de consumo.

 

Planta de Tratamiento de Gas

Actualmente, la industria del gas registra progresos tales, que ya se perfila en algunos países con autonomía propia, parcialmente desvinculado del negocio petrolero.