CALSES DE EMPUJES PARA LA PRODUCCION DEL PETROLEO

Y SUS EFICIENCIAS

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:

Casquete o empuje de gas.

En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de presión y

temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo

presente. La presión y la temperatura, bajo las condiciones normales,

están relacionadas con la profundidad.

Al poner el pozo a producir controladamente, la diferencia entre la

presión del yacimiento y la presión el el cabezaldel pozo (presión de

flujo) hacen que el petróleo y el gas disuelto en éste lleguen a la

superficie.

Por lo general, el control del volúmne de flujo en la superficie se hace

mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetrode la

tubería de producción en el cabezal del pozo. El estrangulador se

emplea para mantener el régimen de producción más eficiente de

acuerdo con la energía natural del yacimiento, de manera que la

relación gas petróleo lograda durante el periodo de extracción primaria

redunde en el más alto porcentaje de petróleo en sitio producido del

yacimiento.

Para permitir el flujo del petróleo hacia el pozo, la tubería de

revestimiento que cubre el estrato productor se cañonea a una

profundidad muy por de bajo del contacto gas-petróleo. Esto se hace

para evitar producir gas libre del casquete de gas. Sin embargo, al

correr el tiempo y debido a la extracción de crudo del yacimiento, la

presión disminuye paulatinamente y el volumen del casquete de gas

aumenta, por lo cual el nivel del contacto gas-petróleo baja.

Este descenso del contacto gas-petróleo hace que los pozos ubicados en

la parte estructural más alta del yacimiento sean los primeros en

producir gas del casquete.

Por su mecanismo y características de funcionamiento, el casquete o

empuje de gas ofrece la posibilidad de una extracción primaria de

petróleo de 15 a 25 %. Por tanto, al terminar la efectividad primaria del

mecanismo, debido al abatimiento de la presión y producción del gas,

queda todavía por extraerse 75 a 85% del petróleo descubierto.

Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre

entonces a la vigorización del macanismo mediante la inyección de gas

o de gas y agua para restaurar la presión

Empuje por gas disuelto.

En este tipo de mecanismo no existe capa o casquete de gas. Todo el

gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forma una sola fase, a

presión y temperaturas originalmente altas en el yacimiento.

Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión

creadohace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del

yacimiento hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del

yacimiento. Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se

manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a

desarrollarse el casquete o capa de gas en el yacimiento, inducida por la

mecánica de flujo.

Este tipo de extracción es considerado más eficiente que el de casquete

de gas. La práctica ha demostrado que la extracción primaria puede

alcanzar de 20 a 40% del petróleo en sitio.

La relación de gas disuelto en el petróleoes importante y el volumen de

gas disuelto en el petróleo esta en función de la presión y temperatura

en el yacimiento y las características del crudo.

Algunas veces puede ser que la presencia de agua en el fondo del

yacimiento constituyan latente mecanismo de expulsión.

Para la inyección de gas o de agua, previo los estudios requeridos, se

escogeran pozos claves existentes que puedan ser convertidos a

inyectores o se abriran nuevos pozos para tales fines.

Empuje por agua

El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más

eficiente para la extracción de petróleo. Su presencia y

actuación puede lograr que se produsca hasta 60% y quizas más

del petróleo en sitio.

Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una

relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que

se establesca para el yacimiento y el volumen de agua que debe

moverse en el yacimiento. El frente o contacto agua-petróleo debe

mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo

producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro

lado, se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para

evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.

La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea

bastante por encima del contacto agua-petróleo para evitar la

producción de agua muy tempranamente.

Cuando se detecta el influjo drástico del agua se procede a analizar los

estudios de comportamiento preparados sobre el yacimiento. Es posible

que lo más recomendable sea aislar por cementación forzada las

perforaciones por donde esta fluyendo el agua y cañonear el revestidor

a más alto nivel del contacto agua-petróleo. O en caso de conificación,

con cerrar el pozo por cierto tiempo se produce la desaparición del cono

al equilibrarse el contacto agua-petróleo.

El cono se produce debido a la movilidadcon que el agua y el petróleo se

desplazan hacia el pozo. En este caso, la relación de movilidad petróleo-

agua favorece al agua y hace que el petróleo quede rezagado.

Empuje por gravedad

Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento

que de un punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en

grados y puede ser muy pequeño (2º), o puede ser muy empinado (45º)

o más. Mientras más alto sea el buzamiento, mayor oportunidad tendrá

el petróleo escurrirse buzamiento abajo.

Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamiento arriba

empezarán a mostrar incrementos en su relación gas-petróleo durante

cierta época de su vida productiva. El mantenimineto de la presión del

yacimiento por la inyección de gas equivaldría a que la masa de gas

actuara como émbolo que comprime y desplaza el petróleo hacia los

pozos ubicados buzamiento abajo, los cuales tendrán mucho más tiempo

de incrementar su relación gas-petróleo, según su posición estructural.

En el caso de la presencia de un acuífero bien definido, su avance está

relacionado con el régimen de producción que se desee imponer al

yacimiento. Sí el agua se desplaza buzamiento arriba, lo cual no es muy

factible cuando el buzamiento es alto, los pozos buzamiento abajo

empezarán a producir agua cuando el contacto agua-petróleo haya

subido a los intervalos donde fue cañoneado el revestidor.

La ubicación de los pozos es muy importante para poder obtener el

mayor provecho de producción de petróleo durante el más largo tiempo

sin que se produzca gas del casquete que eventualmente se formará, o

agua en el caso de avance del contacto agua-petróleo.