La producción de hidrocarburos

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.

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.

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.

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.

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:

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:

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:

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:

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.