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La producción de hidrocarburos

Enviado por Carla Santaella



Partes: 1, 2

  1. Introducción
  2. Marco teórico
  3. Conclusión
  4. Referencias bibliográficas

Introducción

La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo.

Esta se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica.

Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen.

La producción por ser un sistema que implica realizar acciones en etapas para buscar un resultado, posee también componentes, los cuales en modo de ejemplos pueden estar determinados cómo se distribuye la mano de obra entre los diferentes rubros y actividades del predio; cómo se distribuyen los ingresos entre consumo, producción y ahorro; cómo la producción de un rubro contribuye a la generación de productos para el autoconsumo y para la venta, entre otras.

También es importante recalcar la capacidad productiva que se tiene, es decir con qué materia de hidrocarburo se cuenta para ser explotado, y qué mecanismos serán utilizados para poder extraer dicha materia ya sean naturales o artificiales, el último mecanismo se da cuando ya el pozo está muerto y el hidrocarburo no se extrae naturalmente.

Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos fluirán a través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y estimación del comportamiento del pozo.

A su vez en pozos de gas se realizan pruebas de inyecciones que permitan saber cómo se trabajarán los fluidos a inyectarse cuando el pozo se maneje de una forma artificial; aquí se toma en cuenta las condiciones de fluido continuo, las cuales consisten en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo.

Cuando tenemos un pozo productor de gas, se realizan análisis los cuales conlleven a determinar cómo será su producción dependiendo de sus presiones. Se pueden dividir pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Para realizar estos análisis se va a métodos y pruebas convencionales, los cuales arrojen los resultados que se quieren obtener.

Las pruebas convencionales se engloban en tres tipos de pruebas como la potencial, isocronales, e isocronales modificadas. El tipo de prueba a seleccionar dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento.

Marco teórico

Proceso de Producción de HC

La producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos. Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo, mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

También se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica.

Según la (EIA) Administración de Información Energética de los EEUU, las operaciones productivas costa afuera comienzan luego de que toda la construcción incluyendo plataforma y pozo están listos. La producción dependerá del tamaño del yacimiento, la profundidad del agua y la estrategia de extracción de los fluidos.

También existen ciertos lineamientos importantes que deben cumplirse en todo proceso de producción, tales como:

  • Gerencia de yacimientos

  • Extracción de fluidos

  • Manejo y disposición

  • Almacenamiento y Transporte

En lo que respecta a Gerencia de yacimientos es el plan de extracción o producción al que se someterá al yacimiento gracias a un conjunto de información recolectada desde que se descubrió hasta ese momento. La Gerencia de yacimientos nunca deja de participar en la vida productiva del pozo cubriendo con las siguientes tareas:

  • Conocer características y propiedades muy importantes del yacimiento como profundidades, espesores, porosidad, permeabilidad y las direcciones preferenciales de flujo de los fluidos en el yacimiento.

  • Monitorear continuamente el comportamiento de los pozos en comparación al yacimiento lo que permite verificar los límites establecidos y la caracterización del mismo.

  • Calcular predicciones debido a la información recolectada para estimar el potencial inicial de producción que puede tener el yacimiento así como su comportamiento futuro.

La etapa productiva perteneciente a la extracción de fluidos reúne el conjunto de actividades que se llevan a cabo para extraer de manera eficiente, rentable y segura los fluidos que se encuentran en los yacimientos.

Se decide la manera en que se va a poner a producir el pozo. Un pozo produce por flujo natural cuando el yacimiento tiene la suficiente energía como para llevar el fluido desde la roca hasta el cabezal de pozo, esto se da por la magnitud de la caída de presión existente entre el pozo y el yacimiento. Existen diferentes métodos de flujo natural, que se les conoce también como mecanismo de recuperación primarios, entre los cuales destacan:

  • Empuje por gas disuelto: la fuerza la provee el gas disuelto en el petróleo, el gas tiende a expandirse y a escaparse por la disminución de presión. La recuperación final es de alrededor 20%.

  • Empuje de una capa de gas: cuando el gas está por encima del petróleo y debajo del techo de la trampa este realiza un empuje sobre el petróleo. La recuperación varía entre el (40-50) %.

  • Empuje hidrostático: es la fuerza más eficiente para provocar la expulsión del petróleo de manera natural, en este caso el agua se encuentra por debajo del petróleo, la recuperación es alrededor del 60%.

También existen mecanismos que al aplicárselos al yacimiento estos pueden producir por flujo natural como son inyección de gas, inyección de agua siendo los mecanismos de producción secundarios. Los terciarios vienen siendo inyección de vapor, polímeros, etc.

Cuando un pozo produce por el flujo natural del yacimiento, este mecanismo no se mantiene hasta agotarse las reservas de hidrocarburos en el yacimiento, sino que llega un momento en que la presión del yacimiento ha descendido lo suficiente como para que la caída de presión sea menor, lo cual va a hacer que el yacimiento suba los fluidos hasta cierta parte del pozo y a partir de allí haya que aplicar un mecanismo para llevarlos hasta el cabezal de pozo y en este caso a la plataforma o al respectivo equipo usado para la producción costa afuera.

Aquí se presentan los métodos artificiales de producción, los cuales buscan recuperar el máximo posible del remanente que ha quedado en el yacimiento luego de que parara la producción por flujo natural, en ciertos casos desde el comienzo de la extracción de fluidos se aplican métodos artificiales de producción. Los más comunes son:

  • Bombeo Mecánico (Balancín): Se usa más que todo en aguas poco profundas y suele verse en el Lago de Maracaibo

  • BCP (Bomba de cavidad progresiva): el fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo (rotor) de geometría helicoidal dentro de un alojamiento semiplástico de igual geometría (estator). El resultado es el desplazamiento positivo de los fluidos (hacia el cabezal de pozo) que se desplazaron llenando las cavidades existentes entre el rotor y el estator. Es un método artificial con muchas ventajas debido a que ocupa muy poco espacio en las plataformas y es muy usado en Venezuela específicamente en el Lago de Maracaibo

  • Bombeo eléctrico sumergible: los fluidos se producen por impulsores instalados en el suelo, giran a gran velocidad y son alimentados desde la superficie por un cable eléctrico. Este sistema funciona particularmente para bombear altos volúmenes de crudos. En la producción costa afuera es muy útil debido a que puede ser utilizado en aguas poco profundas hasta ultra profundas ya que puede estar sumergido en el fondo del mar y bombear desde allí y no desde la plataforma, facilitando aun más el trabajo. Este método es parte de la apuesta de Petrobras para su futuro desarrollo en producción costa afuera en aguas ultra profundas, según Ricardo Savini (Gerente de Desarrollo de Negocios) de la reconocida empresa, lo dio a conocer en una conferencia hecha el año pasado (2006).

  • Gas-lift controlado por satélite: este mecanismo de levantamiento artificial pudo ser adaptado a la producción en aguas profundas gracias al avance tecnológico que está aplicando el hombre para la producción de hidrocarburos costa afuera y específicamente para aguas ultra profundas que es el mayor reto del negocio. Este método también es una apuesta para el desarrollo de la producción costa afuera en Brasil según el Gerente de Desarrollo de Negocios mencionado anteriormente.

La necesidad de producción de hidrocarburos es tan grande que el hombre se ve en la necesidad de ir desarrollando nuevas tecnologías que le permitan extraer hidrocarburos de sitios muy particulares, especialmente en costa afuera donde la profundidad del agua puede ser mayor a los 10.000 pies (3048 metros).

Exploración

Implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen.

Explotación o producción del crudo 

Es la fase que permite obtener el petróleo crudo, es decir, sin procesar. Abarca la operación de los campos localizados, la perforación de los pozos, la preparación de tuberías y centros de acopio y el manejo de oleoductos, entre otros procesos.

Refinación

Comprende los procesos físico-químicos que permiten obtener los productos derivados del petróleo, como la gasolina, el gasoil y el querosén. En Venezuela existen varias refinerías, como el complejo de Paraguaná (Falcón), la de Bajo Grande (Zulia) y la de El Palito (Carabobo).

Mercadeo

Es la colocación del petróleo en el mercado consumidor, tanto a nivel del mercado interno, para satisfacer la demanda del país en materia petrolera, como en los mercados internacionales, que constituyen la base de la economía venezolana, ya que 80% de los ingresos provienen de esta actividad. Para ello Venezuela depende de la fijación de precios que realiza la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), institución de la cual el país es miembro fundador.

Componentes del Sistema de Producción

Para conocer un sistema de producción, se debería partir de la observación de sus componentes, las actividades que allí se realizan, los medios y recursos con que cuenta, las cantidades y características de las personas que en él viven o trabajan, las propiedades del suelo o clima, etc.

Como en el sistema hay organización y hay relaciones, se debería además tratar de entender las propiedades o proporciones en que estos componentes están presentes; el rol o función que cada uno cumple y las interacciones que suceden entre los componentes. Por ejemplo, cómo se distribuye la mano de obra entre los diferentes rubros y actividades del predio; cómo se distribuyen los ingresos entre consumo, producción y ahorro; cómo la producción de un rubro contribuye a la generación de productos para el autoconsumo y para la venta, etc.

Finalmente, se necesitará comprender la dinámica del sistema de producción, es decir, su comportamiento a través del tiempo. Por ejemplo, cómo se distribuye la mano de obra a través del año; cuáles son los meses de mayor actividad y cuáles los de mayor escasez.

En el sistema producción cada componente es un sistema por sí mismo, es decir tiene objetivos y componentes.

En el caso del sistema producción se acepta que sus subsistemas son los siguientes:

  • Ingeniería Industrial

  • Planificación y control de la Producción

  • Control de calidad

  • Ingeniería de servicios.

Todos estos componentes están al servicio del componente central que es la denominada transformación de recursos.

Es en este momento que se encuentra la función de planificación y control de la producción.

Como se observa es un sistema cuaternario, es decir que está ubicado en un cuarto nivel Jerárquico estructural dentro de la empresa, lo cual, por cierto, no desmerece su importancia en ningún momento, puesto que éste, al igual que cualquier componente del sistema, es un engranaje vital para la marcha del todo.

En general, la planificación es un proceso que define los objetivos de la empresa y determina los medios idóneos para alcanzarlos. Por su parte, la planificación de la producción es el conjunto de actividades que hay que realizar en el futuro, tendientes a la dotación oportuna de los recursos necesarios para la producción de los bienes y servicios especificados por la planeación estratégica y el control de la producción es la técnica que verifica el cumplimiento de los planes correspondientes.

Desde un punto de vista panorámico, la planificación empresarial es un proceso jerárquico que comprende las siguientes fases:

  • Fase de Planeación estratégica

  • Fase de planeación táctica

  • Fase de planeación operativa

  • Fase de programación operativa

  • Fase de ejecución y control de la producción.

Clasificación de Sistemas Productivos

  • Sistemas Tradicionales de Producción

  • a. Sistema de producción por encargo: Este se basa en el encargo o pedido de uno o más productos o servicios. La empresa que lo utiliza sólo produce después de haber recibido el contrato o encargo de un determinado producto o servicio, aquí se llevan a cabo tres actividades:

  • Plan de producción: Relación de materia prima, mano de obra y proceso de producción.

  • Arreglo físico: Se concentra en el producto.

  • Previsibilidad de la producción: Cada producto exige un plan de producción específico.

  • b. Sistema de producción por lotes: Lo utilizan las empresas que producen una cantidad limitada de un tipo de producto o servicio por vez. También se llevan a cabo las tres actividades que el sistema anterior:

  • Plan de producción: Se realiza anticipadamente en relación a las ventas.

  • Arreglo físico: se caracterizan por máquinas agrupadas en baterías del mismo tipo.

  • Previsibilidad de la producción: Debe ser constantemente replanteado y actualizado.

  • c. Sistema de producción continua: Lo utilizan las empresas que producen un determinado producto sin modificaciones por un largo período, el ritmo de producción es rápido y las operaciones se ejecutan sin interrupciones. Dentro de este sistema se realizan los tres pasos:

  • Plan de producción: Se elabora generalmente para períodos de un año, con subdivisiones mensuales. Este sistema lo utilizan fabricantes de papel, celulosa, de automóviles, electrodomésticos.

  • Arreglo físico: Se caracteriza por máquinas y herramientas altamente especializadas, dispuestas en formación lineal y secuencial.

  • Previsibilidad de la producción: El éxito de este sistema depende totalmente del plan detallado de producción, el que debe realizarse antes que se inicie la producción de un nuevo producto.

Capacidad de Producción

El proceso de producción de un pozo de petróleo se inicia desde el instante en que los fluidos comienzan a moverse desde el radio externo de drenaje del yacimiento y termina cuando son recolectados en la estación de flujo. Los fluidos transportados pierden energía en el yacimiento, en el pozo y en la línea de flujo que los lleva a la estación recolectora.

Cuando la energía del yacimiento es suficiente para completar el proceso de producción, se dice que el pozo produce por flujo natural, y cuando es necesario utilizar alguna fuente externa de energía para el levantamiento de fluidos, desde el fondo del pozo hasta la estación, se dice que el pozo produce mediante levantamiento artificial.

Flujo Natural

La tasa de producción de un pozo es producto de un perfecto balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda de energía del pozo, incluyendo sus facilidades de transporte en la superficie.

Para realizar este balance, es necesario cuantificar el consumo de energía en los distintos componentes del sistema de producción. Inicialmente, la energía del yacimiento es, por lo general muy alta y el pozo producirá por flujo natural altos caudales de líquido. No obstante, para explotarlo eficientemente es necesario controlar la tasa de producción de los pozos.

Con el tiempo, la energía del yacimiento será insuficiente para levantar los fluidos desde el fondo hasta la superficie y el pozo dejará de producir por flujo natural.

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Sistema De Producción

El proceso de producción en un pozo de petróleo comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. El sistema de producción está compuesto por cuatro módulos principales: Yacimiento, Completación, Pozo y Línea de Flujo en la superficie.

Existe una presión de partida de los fluidos en ese proceso de producción que es la presión estática del yacimiento, y una presión final de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo. La perdida de energía a través de cada componente es función de las características de los fluidos producidos, y especialmente, del caudal de flujo transportado.

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De tal manera, que la capacidad de producción del sistema responde a un balance de energía, donde la suma de las pérdidas de energía, expresada en forma de presión de cada componente, es igual a la pérdida total. Tradicionalmente, el balance de energía se realizaba en el fondo del pozo; pero la disponibilidad actual de simuladores en el proceso de producción permite establecer ese balance en otros puntos de la trayectoria del proceso que se conocen con el nombre de nodos. Para realizar el balance de energía en los nodos, se toman varias tasas de flujo con las cuales se determina la presión con la cual el fluido entra al nodo y la presión requerida para salir del mismo. La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo, en función del caudal o tasa de producción, se denomina curva de oferta de energía del yacimiento ("inflow curve"). Asimismo, la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo, en función del caudal de producción, se denomina curva de demanda de energía del pozo ("outflow curve"). La intersección de ambas curvas establece la capacidad de producción del sistema. La capacidad de producción del sistema puede calcularse de dos maneras: analíticamente, mediante ensayo y error, donde se asumen valores de tasa de producción hasta conciliar la oferta y la demanda, y gráficamente, interceptando las curvas de oferta y demanda.

Disminución de la Capacidad de Producción

A través del tiempo, la oferta de energía del yacimiento en el fondo del pozo puede reducir a consecuencia de la disminución de presión estática y del índice de productividad. Adicionalmente, la demanda de energía en el fondo puede aumentar a consecuencia del incremento del porcentaje de agua. En ambos casos, el resultado es que la capacidad de producción del sistema disminuye.

En otras situaciones más críticas puede suceder que la demanda de energía en el nodo sea siempre mayor que la oferta de energía del yacimiento para cualquier tasa de flujo. En estas circunstancias, el pozo "muere", es decir, deja de producir por flujo natural. Cuando esto ocurre, se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda de energía. La utilización de esta fuente es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial.

El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se generen problemas de producción: arenamiento, conificación de agua, entre otros.

Prueba de Pozo de Gas

Son aquellas que se realizan con el fin de determinar la habilidad de la formación para producir fluidos; y en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento, estimación del comportamiento del pozo.

Los parámetros que se calculan con las pruebas de pozo son los siguientes:

  • Área de drenaje.

  • Presión del yacimiento (P).

  • Permeabilidad de la formación (K).

  • Daño o estimulación en la formación (s).

  • Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento.

Objetivos de las pruebas de pozos de gas

Cumplido el proceso de perforación de los pozos, se plantea de inmediato la necesidad de probar los mismos para lograr los siguientes objetivos:

  • Establecer la productividad/inyectabilidad de los pozos al comienzo de la vida productiva comercial.

  • Pronosticar la productividad/inyectabilidad de los pozos a largo plazo.

Las pruebas de pozos se pueden clasificar como simples pruebas de producción o como pruebas más completas de presión/producción.

Las pruebas simples de producción incluyen solamente la medición cuidadosa y controlada de los fluidos producidos durante un periodo de tiempo determinado. En estos casos, el pozo en cuestión fluye a través de sistemas de separadores o trenes de prueba que garabticen que se pueda aislar la producción del pozo, de otros que normalmente pudieran fluir con él a un múltiple común. En este tipo de pruebas, el volumen producido de cualquier fase (gas, petróleo y/o agua) se convierte a tasa por la simple división de los volúmenes producidos entre el lapso de tiempo al cual corresponde la medición. En estos casos, la única presión que generalmente se registra en el pozo es la presión de flujo en el cabezal. No se obtiene información de otro tipo de presiones, ya que generalmente no se han tomado previsiones para hacerlo.

El segundo tipo de pruebas es mucho más completo. Corresponde a pruebas de presión/producción y se registran al mismo tiempo los dos parámetros de la vida de un pozo, así:

Las pruebas de presión/producción se pueden realizar en distintos momento

  • Prueba con tubería en hoyo desnudo previo a la inserción del revestidor.

  • Prueba con tubería de perforación en hoyo revestido.

  • Prueba después de la terminación definitiva de la perforación del pozo, una vez retirado el taladro de la localización.

La prueba con tubería de perforación como su nombre lo indica, se realiza utilizando la tubería de perforación mientras la cabria aún está en sitio. El arreglo de la tubería y de las herramientas de medición permite registrar presiones (estáticas y de flujo) simultáneamente, mientras se registran los volúmenes producidos (a ser luego convertidos a tasas).

El último tipo de prueba de presión/producción corresponde al periodo post-terminación. En estos casos, la medición de volúmenes de producción es físicamente separada, aunque concurrente con la medición de presión. Es decir, mientras el pozo está produciendo a un sistema segregado en la superficie, concurrentemente se registran las presiones por diferentes procedimientos: uno de ellos es simplemente con equipo de guaya y registradores mecánicos de presión (tipo Amerada), guaya/cable conductor y equipos de presión de fondo, y/o registradores de fondo recuperables del tipo manómetro con memoria.

En todo caso, el objetivo fundamental es medir volúmenes de petróleo, gas y agua para calcular Qo, Qg yQw, simultáneamente a las mediciones de Pcabezal y Pfondo, bien sea estáticas (Pe) o de flujo (Pwf).

Análisis de las pruebas de presión

Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones.

Las pruebas de pozo proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación.El análisis de prueba de presión es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.

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Es importante tomar en consideración las siguientes consideraciones:

  • Estimar el tiempo de duración de la prueba.

  • Estimar la respuesta de presión esperada.

  • Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones.

  • Tener claras las condiciones del pozo.

Características de la planificación

  • Consideraciones operacionales

  • Cálculos requeridos para el diseño

  • Ejemplo de diseño de una prueba de restauración de presión.

La prueba de presión es fundamental para determinar los siguientes parámetros:

1) Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y presión estática del yacimiento.

2) Predecir parámetros de flujo como:

  • Límites del yacimiento.

  • Daño de formación.

  • Comunicación entre pozos.

Condiciones de flujo continuo

Prueba de inyección

Es un procedimiento llevado a cabo para establecer el ritmo y la presión a la que los fluidos pueden ser bombeados al lugar de tratamiento sin fracturar la formación. La mayoría de los tratamientos de estimulación y reparaciones correctivas, tales como compresión de cementación, se llevan a cabo después de una prueba de inyección para ayudar a determinar los parámetros claves del tratamiento y los límites de funcionamiento. Del mismo modo, las pruebas de inyección también se llevan a cabo cuando se bombean fluidos de recuperación secundaria, como el agua, nitrógeno, CO2, gas natural y vapor.

Flujo Continuo

Consiste en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo. Este gas inyectado se une al producido por la formación, reduciendo la densidad de la columna para levantar el fluido hasta la superficie. La profundidad de las válvulas y el volumen de gas va a depender de las características propias de cada pozo.

En la inyección continua de gas o flujo continuo tiene como propósito aligerar una columna de fluido mediante la inyección de gas por un punto de la tubería de producción. Esto causa el aumento gas-liquido por encima del punto de inyección.

Se utiliza en pozos con un índice de productividad alto y con una presión de fondo alta, también se utiliza en pozos con producción de arena y pocos profundos. Este es método de levantamiento más próximo al comportamiento de un pozo en flujo natural, la diferencia radica en poder controlar la relación gas-liquido en la tubería de producción.

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Flujo continuo en tres etapas

Mediante este método el líquido es levantado en forma continua en su primera etapa hasta una altura inferior al cabezal de pozo. Luego por dos procedimientos adicionales el líquido es expulsado hasta la superficie.

Pruebas Convencionales

El análisis de un pozo productor de gas puede ser dividido en dos regiones de presión: pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Gran cantidad de la teoría básica de las pruebas y análisis de las mismas, fue desarrollado a partir de las pruebas realizadas en pozos con niveles de presión de yacimiento por debajo de 2500 (lb/pulg2). Con el advenimiento de la perforación de pozos profundos, se ha encontrado que los pozos productores de gas presentan una presión de yacimiento aproximadamente de 10000 (lb/pulg2). En estos casos y todos aquellos que presentan presiones por debajo de 2500 (lb/pulg2), se debe utilizar métodos convencionales de análisis, así como también la teoría de potencial de gas real para una mejor aproximación.

Las principales pruebas convencionales empleadas en el análisis de comportamiento de afluencia en pozos de gas son:

  • Pruebas de potencial.

  • Pruebas Isocronales.

  • Pruebas Isocronales modificadas.

Estas pruebas también pueden ser empleadas en pozos productores de aceite.

El tipo de prueba a seleccionar dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. Si un pozo se estabiliza medianamente rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial. La experiencia en trabajos de campo ha mostrado que para pozos con diámetro reducido o estrecho es conveniente emplear una prueba isocronal. Para pozos con tiempos muy grandes de estabilización una prueba isocronal modificada resulta más práctica.

A continuación se describe cada una de las pruebas mencionadas anteriormente

  • Pruebas De Potencial

Las pruebas de potencial en los pozos de gas se realizan para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos, bajo condiciones de flujo abierto. Anteriormente se acostumbraba hacer estas pruebas poniendo el pozo en producción con una presión en la cabeza del pozo igual al atmosférico. Actualmente con el fin de evitar desperdicios y daño a la formación, la capacidad a flujo abierto de los pozos de gas se obtiene extrapolando los resultados de las pruebas hechas a diferentes gastos moderados de producción, en lugar de abrir los pozos a flujo total. En este método, un pozo se pone a producción a un gasto constante seleccionado hasta que la presión de fondo fluyendo se estabiliza. El gasto estabilizado y la presión de fondo son registrados, y a continuación se cambia el gasto (usualmente se incrementa). Así, el pozo esta fluyendo a un nuevo gasto hasta alcanzar nuevamente el estado pseudo estacionario. La presión puede ser medida con un registrador de fondo (preferentemente) o bien, a partir del cálculo utilizando valores medidos en superficie. Este proceso es repetido, cada vez que se registra la presión y gasto estabilizados. Se recomienda utilizar cuatro gastos diferentes.

Existen fundamentalmente dos métodos diferentes, para analizar tales pruebas:

  • a) Método clásico

  • b) Método teórico

  • a) MÉTODO CLÁSICO

Rawlins y Schellharrdt (1936) presentaron la siguiente ecuación:

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La ecuación anterior representa la Ley de Darcy para un fluido compresible. La constante C involucra términos tales como viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, espesor neto de formación, temperatura de formación, etc. Rawling y Schellhardt (1936) encontraron que dicha ecuación no considera la turbulencia, usualmente presente en pozos productores de g s, así que modificaron la ecuación con un exponente "n" en el lado derecho, resultando la siguiente expresión:

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Además encontraron que el exponente "n" puede variar desde 1.0 para flujo completamente laminar hasta 0.5 para flujo completamente turbulento.

De acuerdo con Lee (1982), quien denomina a ésta aproximación el"método empírico", considera que la base teórica para la primera ecuación es algo tenue. Sin embargo, debido a su facilidad y a sus más de cincuenta años de aplicación, los métodos basados en la primera ecuación, son más ampliamente utilizados en la industria petrolera.

La primera ecuación puede escribirse en la forma siguiente:

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Una gráfica de los cuatro gastos será aproximadamente una línea recta para muchos pozos, con tal de que las condiciones de flujo estabilizado permanezcan.

Todas las anteriores ecuaciones están sujetas a las siguientes suposiciones:

  • 1. Prevalecen las condiciones isotérmicas a lo largo del yacimiento.

  • 2. Los efectos gravitacionales son despreciables.

  • 3. El flujo de fluidos se lleva a cabo en una sola fase.

  • 4. El medio es homogéneo e isótropo.

  • 5. La permeabilidad es independiente de la presión.

  • 6. La viscosidad y la compresibilidad del fluido son constantes.

  • 7. Los gradientes de presión y la compresibilidad son pequeños.

  • 8. El modelo de cilíndrico radial es aplicable.

Estos factores pueden no ser cercanamente aproximados, especialmente en formaciones de gas estrechas.

Por definición, el "potencial absoluto" ocurre cuando la contrapresión se reduce a la presión atmosférica 14,7 (lb/pulg2 * abs). Esto es, el potencial absoluto se define como el "el gasto de gas correspondiente a una presión de fondo fluyendo igual a la atmosférica". Mediante la curva de capacidad de flujo y la extrapolación de la línea recta se puede obtener este valor. Así mismo, la prueba de contrapresión o la curva de capacidad de flujo permitirá la determinación de la velocidad de flujo de gas. Del mismo modo, la capacidad de flujo o potencial de flujo de un pozo podrá ser leído a partir de la curva de contrapresión.

Mientras que los factores que incluyen "C" no cambien apreciablemente, el potencial de flujo puede ser utilizado. Sin embargo los factores "C" cambian durante el tiempo de operación del pozo, requiriendo por tanto, volver a realizar la prueba en el pozo de tiempo en tiempo. Los factores que pueden cambiar (afectando a "C") son el factor de desviación Z, compresibilidad del gas, viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, daño en el pozo, radio de drene y posiblemente el radio del pozo.

El exponente "n", el cual es relacionado a la naturaleza de la turbulencia alrededor del pozo, también puede cambiar. Así, efectuar nuevamente otra prueba, permitirá determinar una gráfica de potencial de flujo y nuevos valores para "C" y "n".

  • b) MÉTODO TEÓRICO

Para flujo estabilizado, Lee (1982) propone la siguiente expresión:

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Procedimiento De Campo (Prueba convencional de contrapresión)

  • 1. Cerrar el pozo hasta estabilizar la presión del fondo del pozo, obtener p-

  • 2. Abrir el pozo, utilizando un diámetro pequeño de estrangulador, tal como de 6/64 pg, y dejar estabilizar. Registrar y graficar la presión de fondo fluyendo estabilizada y el gesto estabilizado.

  • 3. Cambiar ligeramente el diámetro del estrangulador, tal como 8/64 pg y, dejar que el pozo fluya hasta que se estabilice. Registrar y graficar la presión y el gasto estabilizado.

  • 4. Repetir el paso 3. Utilizando los dos diámetros de estrangulador más amplios, para obtener un total de cuatro gastos.

  • Pruebas Isocronales

Un cambio en el gasto de producción de un pozo de gas, provoca o genera una "presión transitoria" (onda de presión o disturbio), la cual se propaga fuera del pozo (radio de drene del pozo). La distancia recorrida a ésta presión transitoria en un tiempo particular es conocida como el "radio de investigación".

Una prueba convencional de contrapresión utiliza gastos de flujo estabilizado. Por tanto, los tiempos de flujo deberán ser lo suficiente, para permitir que el radio de investigación alcance el límite del yacimiento o el punto de interferencia con pozos cercanos. El radio efectivo de drene es constante.

En yacimientos de baja permeabilidad, frecuentemente resulta impráctico dejar fluir al pozo durante mucho tiempo para alcanzar la estabilización, especialmente si las condiciones de estado pseudo – estacionario se necesitan para más de un gasto.

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