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Petroleo




Enviado por jpazcona



    Indice
    1.
    Producción Petrolera

    2. Accesorios de
    Superficie.

    3. Reactivación de pozos de baja
    productividad

    4. Métodos para mejorar la
    recuperación de petróleo.

    5. Conducción del petróleo
    crudo.

    6. Gas
    7. Almacenamiento del Petróleo y
    el Gas

    1. Producción Petrolera

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

    1. 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%.
    2. 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%.
    3. 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 surgente

    Cuando la energía natural que empuja a los
    fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos
    artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la
    extracción artificial comienza la fase más costosa
    u onerosa de la explotación del yacimiento.
    Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por
    medios
    artificiales se emplean las mismas tuberías de
    producción (tubing), en tramos de 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:

    1. 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.
    2. 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.
    3. 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.
    4. 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.
    5. 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.
    6. 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

     

    Fig. 5- Esquema de Plunger Lift

    En la Argentina, en enero de 1999, sobre un total de
    13.984 pozos en extracción efectiva, 387 (2,8%) fueron
    surgentes. En cuanto a procedimientos
    artificiales, la distribución fue la siguiente:

    Sistema

    Nº de pozos

    Porcentaje

    Bombeo mecánico

    11.295

    80,8

    Gas Lift

    259

    1,8

    Bombeo hidráulico

    204

    1,5

    Plunger Lift

    225

    1,6

    Bombeo electrosumergible

    941

    6,7

    Bombeo por cavidades progresivas

    673

    4,8

    La producción en el mundo
    varía enormemente según los pozos: algunas aportan
    unos pocos metros cúbicos y otros más de un millar
    por día, lo que se debe a factores tan diversos como el
    volumen de
    hidrocarburos
    almacenado en el espacio poral de las rocas reservorio
    hasta la extensión misma de las capas o estratos
    productivos. En la Argentina, el pozo promedio produce 9,4
    m3/día (59 barriles/día). El valor
    más alto de productividad se
    tiene en Arabia Saudita con una producción promedio de
    1828,5 m3/día (11.500 barriles/día) por
    pozo. En el otro extremo se encuentra Estados Unidos
    con una productividad
    promedio por pozo de 6,4 m3/día (40 barriles
    por día).

    Productividad media por pozo

    País

    barriles/día

    m3/día

    Estados Unidos

    40

    6,4

    Argentina

    59

    9,4

    Venezuela

    200

    31,8

    Indonesia

    210

    33,4

    Gabón

    700

    111,3

    Argelia

    700

    111,3

    Ecuador

    1.000

    159,0

    Libia

    1.700

    270,3

    Nigeria

    1.750

    278,3

    Qatar

    2.000

    318,0

    Kuwait

    4.000

    636,0

    Irak

    7.500

    1192,5

    Irán

    9.500

    1510,5

    Arabia Saudita

    11.500

    1828,5

    La producción argentina en el
    año 2000 alcanzó los 122.500
    m3/día aproximadamente, según OLADE,
    representando un 1,1% de la producción petrolera mundial
    (11.169.750 m3/día) y un 8% de la
    producción de Latinoamérica y el Caribe (1.530.255,75
    m3/día). En cuanto a la producción de
    gas natural,
    Argentina alcanzó en el año 2000 un total de 44.800
    106 m3, representando un 1,8% de la
    producción total mundial (2.487.342 106
    m3) y un 22,8% de la producción que se tiene en
    Latinoamérica y el Caribe (196.500
    106 m3).

    Producción Mundial de Petróleo.
    2000.

    Producción Mundial de Gas Natural.
    2000.

     

    2. Accesorios de
    Superficie.

    Cabe aquí realizar una breve descripción del extremo del pozo en la
    superficie, denominado comúnmente "cabezal" o "boca de
    pozo" y para el caso de pozos surgentes "árbol de Navidad". La
    boca de pozo involucra la conexión de las
    cañerías de subsuelo con las de superficie que se
    dirigen a las instalaciones de producción. El "colgador de
    cañerías" y el "puente de producción" son
    los componentes principales de la boca de pozo. Cada una de las
    cañerías utilizadas en el pozo (guía,
    casing, intermedia) debe estar equipada con un "colgador" para
    soportar el tubing. Este colgador va enroscado en la extremo
    superior de la cañería, y debe ser el adecuado para
    soportar a la cañería de menor diámetro.
    Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie
    en un "puente de producción", que constituye el primer
    punto elemental del control de la
    misma. Este puente no sólo está equipado con los
    elementos necesarios para la producción de
    petróleo, junto con el gas y el agua
    asociados, sino también para la captación del gas
    que se produce por el espacio anular entre la tubería y el
    revestidor.

    3. Reactivación de
    pozos de baja productividad

    En la Cuenca del Golfo San Jorge, la más antigua
    y de menor productividad del país, se están
    llevando a cabo pruebas piloto
    para reactivar pozos de baja profundidad. Para ello se
    está aplicando el sistema Born
    Lift, el que puede asemejarse a un aljibe, en tanto consiste en
    un carretel de cinta accionado por un pequeño motor
    eléctrico, el que sumerge hasta el nivel de
    producción un tubo flexible (‘manguerote’), de
    una extensión aproximada de 6 metros, con una
    válvula en su extremo. Al contactar el petróleo, la
    válvula se abre por presión y da ingreso al
    hidrocarburo, que llena el tubo flexible; luego el carretel
    enrolla la cinta y trae consigo el tubo flexible, que hace las
    veces de recipiente del petróleo. El sistema
    está diseñado para mantener los niveles
    hidrostáticos de petróleo y agua dentro del
    diámetro interior del pozo durante el proceso de
    lifting, por lo que el petróleo fluye más
    libremente y permite extraer sólo petróleo, dejando
    el agua en su
    lugar.
    Este sistema fue creado especialmente para operar pozos de baja
    productividad (hasta 10 barriles por día) y pocos
    profundos (no más de 900 metros). El costo promedio de
    este equipo está en el orden de los U$S 20.000, bastante
    inferior al de los equipos normalmente utilizados (por ejemplo,
    bombeo mecánico).

    Fig. 6– Esquema del sistema Born Lift

    En cuanto a las pruebas
    efectuadas en la cuenca del Golfo San Jorge, las mismas se han
    llevado a cabo en el pozo 881, el que tiene una profundidad de
    280 metros y se realizan cinco carreras por hora, llevando la
    producción diaria entre 1y 1,5 m3; es claro que
    se trata de un pozo de baja productividad, comparado con el
    promedio de los pozos de la región, que es de 4
    m3 diarios. Un equipo similar se utiliza en el
    histórico pozo 4, que ha sido reactivado en mayo del 2001,
    después de dos décadas de inactividad; el mismo ha
    producido 215 m3 entre mayo y octubre último,
    conservando aún su producción primaria.

    4. Métodos para
    mejorar la recuperación de petróleo.

    Hasta aquí se ha tratado la extracción de
    petróleo en su fase de "recuperación primaria", es
    decir, aquella que se efectúa en función de
    la energía existente en el yacimiento, acudiendo en
    algunos casos a métodos artificiales. Dicha fase permite
    obtener entre un 15% y un 35% del petróleo in situ. Si se
    trata de petróleos viscosos, la extracción puede
    ser inferior al 10%.
    Es común aplicar algunos medios para
    mejorar los valores de
    recuperación, por ejemplo la inyección de gas o
    agua en determinados pozos denominados "inyectores", con el
    objeto de desplazar volúmenes adicionales de
    petróleo hacia el resto de los pozos del yacimiento que
    conservan el carácter
    de "productores". Esto se llama "recuperación
    secundaria".

    Fig. 4- En algunos casos, los índices de
    producción de petróleo pueden mejorarse inyectando
    agua o gas comprimido en el yacimiento.

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

    • Conservacionista: para evitar el desperdicio de la
      energía natural del yacimiento;
    • Económica: para recuperar volúmenes
      adicionales de petróleo, llamados también
      reservas adicionales o secundarias;
    • Técnica: para reponer y mantener la
      presión del yacimiento.

    En lo que hace a la inyección de gas cabe
    destacar, por ser pionero, el proyecto PIGAP
    (de inyección de gas a alta presión), el cual
    inyecta gas a una presión de 632,7 Kg/cm2 en el
    yacimiento Carito en el norte de Monagas (Venezuela),
    valor de
    presión nunca antes manejado en el mundo.
    Además de la recuperación secundaria, se suelen
    aplicar otros métodos llamados de recuperación
    terciaria o mejorada, tales como la inyección de
    anhídrido carbónico (CO2), solventes, de
    polímeros, o métodos térmicos tales como la
    inyección de vapor, o de combustión in situ. Atendiendo a su costo
    elevado, esta fase se lleva a cabo cuando los precios del
    crudo la vuelven económicamente factible.

    5. Conducción del
    petróleo crudo.

    El petróleo, junto con el gas y el agua
    asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos hasta
    baterías o estaciones colectoras a través de
    cañerías enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de
    diámetro. El material más común para estas
    líneas de conducción es el acero, aunque se
    utilizan cada vez más cañerías de PVC
    reforzado con fibra de vidrio,
    resistentes a la corrosión.
    La batería recibe la producción de un determinado
    número de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y
    30. Allí se cumplen funciones de
    separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total
    y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso
    de petróleos viscosos, también se efectúa su
    calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de
    tratamiento.
    Más específicamente, en el propio yacimiento, el
    petróleo crudo sufre algunos tratamientos:

    1. Separación de gases:

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

    1. El Metano (CH4) y el Etano
      (C2H6), componen el gas seco, así
      llamado porque no se licua por compresión. El gas seco
      se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en
      los gasoductos, mezclándolo con el gas
      natural.
    2. El Propano (C3H8) y el Butano
      (C4H10), constituyen el gas húmedo
      que se licua por compresión. El gas líquido se
      envasa en cilindros de acero de 42-45 Kg. La apertura de la
      válvula, que los recoloca a presión
      atmosférica, lo reconvierte en gas.
    1. Deshidratación:

    Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo
    general está acompañado por agua de
    formación, sales contenidas en el agua, sólidos en
    distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos
    y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los
    sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se
    elimina el agua y sal que naturalmente contiene el
    petróleo en formación, o el agua que producen otras
    capas. Este proceso se
    realiza en la Planta Deshidratadora.
    El hecho de acondicionar el crudo se realiza por una exigencia
    tanto de los transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos,
    como de las refinerías, que es su destino final. Dentro de
    estas exigencias se establece que el petróleo no contenga
    un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo
    de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto.
    El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y
    gas asociados, se envía a los tanques de almacenamiento y
    a los oleoductos que lo transportarán hacia las
    refinerías o hacia los puertos de exportación.

    6. Gas

    Para el caso de captación de gas de pozos
    exclusivamente gasíferos, gas libre pero no necesariamente
    seco, es necesario contar con instalaciones que permitan la
    separación primaria de líquidos y el manejo y
    control de la
    producción de gas, normalmente a mayor presión que
    el petróleo. A continuación seguirá el mismo
    proceso que el gas asociado ya separado.
    El movimiento del
    gas a plantas y/o
    refinerías se realiza a través de gasoductos,
    bombeándolo mediante compresores.

    Métodos de extracción artificial y
    recuperación secundaria en el área Entre Lomas.
    El área Entre Lomas se localiza en la Cuenca Neuquina
    (Provincia de Neuquén y Río Negro) abarcando una
    superficie de 74.057 hectáreas. Dentro de sus límites,
    existen varios yacimientos de petróleo y gas.
    La gran profundidad a que se encuentran los reservorios, la
    abundante presencia de gas asociado y la existencia de arena de
    fractura en los fluidos producidos, llevó a elegir como
    sistema de extracción al denominado Gas-Lift, motivo por
    el cual, oportunamente se debieron diseñar, montar y poner
    en marcha 29 motocompresoras que totalizan 29.000 HP de potencia,
    asegurando así los 2.000.000 de metros cúbicos
    diarios de gas de alta presión, requeridos por el
    yacimiento. En su momento, este sistema se constituyó en
    el más grande de la República Argentina y uno de
    los más importantes de Sudamérica.
    Así como en condiciones originales favorecían la
    instalación del sistema Gas-Lift, con el correr del
    tiempo se
    fueron produciendo situaciones condicionadas por grandes caudales
    de agua, por zonas alejadas y por el progresivo agotamiento del
    reservorio. De allí entonces que se debieron implementar
    sistemas
    más tradicionales de extracción como el Bombeo
    Mecánico y el Bombeo Electrosumergible.
    Para mejorar la recuperación final de las reservas, en
    agosto de 1975, el área Entre Lomas inició la
    operación de Recuperación Secundaria en uno de sus
    yacimientos, posteriormente, el proyecto se
    extendió a otros yacimientos del área.
    El promedio diario de producción para el ejercicio 1999,
    fue de aproximadamente 1.600mdiarios de petróleo y
    1.150.000m3 de gas.

    7. Almacenamiento del
    Petróleo y el Gas

    La necesidad de almacenar los recursos
    energéticos para controlar mejor su producción, su
    transporte, su
    distribución y su utilización es
    evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento
    abundante y regular de las industrias y de
    los consumidores.
    Ahora bien, la industria del
    petróleo como la del gas, están sometidas a
    riesgos de
    toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias
    técnicas, como las averías de las
    máquinas en las refinerías, a bordo
    de los buques o en los oleoductos; a causas naturales
    imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de
    los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o
    los incendios; y
    también a problemas
    políticos, económicos y comerciales, como las
    crisis que
    afectan periódicamente las relaciones entre países
    productores y países consumidores.

    Los Tanques de Producción y Almacenamiento
    Los tanques pueden ser clasificados según su forma de
    construcción, o su uso –para
    producción o almacenamiento-, y finalmente por el tipo de
    líquido que van a contener.
    En los tanques de producción se produce la primera
    recolección y el primer procesamiento de
    separación. Este primer paso en la manipulación,
    previo al envío a la refinería o a un sistema de
    procesamiento de gas, se da en una batería de tanques o
    batería colectora localizada cerca del cabezal del pozo, o
    en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos
    a la vez. Una batería tipo cuenta con: colector para la
    entrada de 30 pozos, separador de gas, calentadores, tanques de
    producción general (160 m3) y de control (40
    m3), bombas, caudalímetros, separadores de
    líquidos, etc. En este primer juego de
    tanques y separadores, el petróleo crudo, el agua y el gas
    natural fluyen y son separados.

    Fig. 5 – Batería Colectora

    Los tanques de almacenamiento están
    diseñados para el almacenamiento y manipulación de
    grandes volúmenes de petróleo y gas, y son
    generalmente más grandes y considerados como más
    permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo
    valor en la explotación de los servicios de
    hidrocarburos
    ya que actúa como un pulmón entre producción
    y/o transporte
    para absorber las variaciones de consumo.
    El almacenaje de líquidos tales como petróleo,
    nafta, fuel
    oil, diesel oil, kerosene u otros derivados petroquímicos
    que se pueden conservar a presión y temperatura
    ambiente, se
    efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo
    plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas
    veces flotante, a fín de evitar la acumulación de
    gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener
    incorporado algún sistema de calefacción.
    Para la construcción de los mismos se emplean
    láminas de acero de distintos espesores conforme su
    posición relativa en la estructura del
    tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a
    normas de
    construcción que garantizan la integridad y posterior
    funcionamiento del almacenaje. Los tanques soldados están
    diseñados para soportar presiones internas del orden de
    0,175ª 0,350 Kg/cm2 y se han construido de hasta
    240000 m3 de capacidad. A efectos de prever el
    daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los
    mismos, se construye un dique de contención alrededor de
    cada tanque instalado en el sitio.
    Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros
    derivados que deben conservarse a presión y temperatura
    distintas a la atmosférica normal, la construcción,
    como así también los materiales a
    emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio
    técnico. Por ejemplo el almacenaje de gas natural licuado
    (GNL) requiere una temperatura de –160ºC y el de gas
    licuado de petróleo (GLP-propano/butano), una temperatura
    que debe mantenerse dentro de los –42ºC a
    –12ºC.
    Para el caso en que se pueda almacenar el producto a
    presión atmosférica (propano/butano) pero de baja
    temperatura de burbujeo (-42ºC) se utilizan tanques
    cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con una doble
    envolvente (pared), doble fondo (en algunos casos), aislamiento
    externa, y deben estar soportados por una estructura
    flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas
    por llenado, vaciado y eventuales cambios de la temperatura.
    Además del dique de contención mencionado para los
    tanques en general, en algunos casos también se rodea el
    tanque de una pared de concreto de
    similar altura.
    El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para
    abastecer el consumo en
    días de carga máxima. El gas es almacenado durante
    los meses de verano cuando la demanda es
    baja, y luego extraído durante los meses de invierno.
    La infraestructura de los almacenamientos exige elevadas inversiones
    económicas.

     

     

     

     

     

    Autor:

    Juan Pedro Azcona

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