FACILIDADES DE SUPERFICIE Terminada la perforación, el pozo está listo para empezar a producir. En el momento de la producción puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las
perforaciones.
Una
muy
compleja
gama
de
circunstancias
la
profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, las pérdidas de presión en los punzados o en la cañería, etc.., hace que el fluido llegue a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.
Los fluidos de un yacimiento – petróleo, 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. Si la presión sólo alcanza para que los fluidos llenen el pozo parcialmente, se debe bajar algún sistema para terminar de subirlos a la superficie con bombas o algo equivalente.
Los yacimientos tienen tres tipos principales de empujes naturales, que definen su comportamiento al descomprimirse.
Pueden actuar solos o combinados y son:
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1) Empuje por gas disuelto (dissolved-gas drive ). En este caso la fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. El empuje por gas disuelto es el que resulta en menores recuperaciones, las presiones de fondo disminuyen rápidamente y la recuperación final suele ser menor 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. En esta situación es posible mantener la relación gas/petróleo constante hasta casi agotar la bolsa de gas. 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 empuje hidrostático explotado racionalmente puede llegar al 60%.
Otro empuje es el producido por la gravedad, que es importante cuando existe una columna de petróleo de varios miles de metros, como sucede en algunos yacimientos.
Normalmente, la última parte del petróleo recuperable es debida al drenaje por gravedad. La expansión del crudo durante las primeras fases de la producción de un yacimiento que contenga petróleo no saturado también
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representa una fuente de empuje, pues al reducirse la presión a la que se encuentra, el gas comienza a desprenderse de la solución.
FORMAS DE EMPUJE
Empuje por gas disuelto
Empuje de una capa de as
Empuje hidrostático
El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento, aunque no siempre es el más adecuado desde el punto de vista de la productividad. 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
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cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.
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 onerosa o costosa 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 aproximadamente 9,45 m de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5" según lo requiera el volumen de producción. Dichas tuberías podrán anclarse mecánicamente o por medio de
una
empaquetadura
para
el
caso
en
que
se
quiera
producir
selectivamente de una arena o de un grupo de varias arenas.
En los casos de surgencia natural el fluido asciende por la tubería sin ayudas externas por efecto de la presión del yacimiento. Cuando la presión del yacimiento no es suficiente se requiere de otros métodos, algunos de los cuales se describen a continuación:
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a) Bombeo con accionar mecánico. La bomba se baja dentro de la tubería de producción y se asienta en el fondo con un elemento especial. La bomba es accionada por medio de varillas de aproximadamente 7,62 m de longitud cada una, que le transmiten el movimiento desde el "aparato de bombeo" que consta de un balancín 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 11/2 a 33/4 pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. Este mecanismo se aloja dentro o se enrosca en el extremo de la tubería. Su limitación radica en la profundidad que pueden tener los pozos, y su desviación en el caso de pozos dirigidos.
b) 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 motriz. 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.
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c) Extracción con gas o Gas Lift - surgencia artificial. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente.
d) Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.
e) Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.
f) Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semiélastico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento
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hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.
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, intermedia, entubación o casing) debe estar equipada con un "colgador" para soportar el tubing. Este colgador va enroscado en el 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 de control de la misma. Este puente está equipado con los elementos necesarios para la producción del petróleo, junto con el gas y el agua asociados producidos a través de tuberías, así como para la captación del gas que se produce por el espacio anular entre la tubería y el revestidor.
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Arbolito de navidad o producción
Métodos para Mejorar la Recuperación de Petróleo
Hasta aquí se ha tratado la extracción del petróleo en función de la energía existente en el yacimiento, acudiendo en casos necesarios a medios artificiales. Esta explotación, denominada primaria, 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%. 8
En casos excepcionales, se cuenta con energía suficiente provista por el empuje natural del agua proveniente de una fuente a gran distancia y con capacidad de reposición: en estos casos se mantiene naturalmente una buena presión de fondo que permite mejores porcentajes de recuperación, hasta 50% del petróleo in situ .
Recuperación Secundaria
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Es
común
aplicar
algunos
medios
para
mejorar
los
valores
de
recuperación, por ejemplo la inyección de agua o gas 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 "pozos productores". Esto se llama recuperación secundaria. Este proceso es aplicable desde comienzos de la explotación para mantener la presión, o bien ya iniciada la explotación.
El agua a inyectar puede obtenerse de fuentes cercanas (ríos, lagos, etc.), o bien ser reinyectada la producida junto con el petróleo o agua de mar.
En todos los casos debe ser "compatible" con el agua de la formación productiva, y debe ser convenientemente tratada a los efectos de evitar daños a la formación así como también al sistema de cañerías de inyección y a los pozos inyectores
Además de la recuperación secundaria vía inyección de agua o de gas se suelen aplicar otros métodos llamados de recuperación terciaria o mejorada, tales como inyección de anhídrido carbónico (CO2), solventes, de polímeros, o métodos térmicos tales como de inyección de vapor (cíclica o continua), o de combustión in situ , cuya aplicación se realiza, en razón de su costo, en la medida en que resulte económicamente factible.
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Altos precios del crudo estimulan la aplicación de métodos de recuperación mejorada o terciaria, dado que los mismos requ ieren grandes inversiones.
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 una red de cañerías enterradas de entre 2 y 4" de diámetro. El material más común para estas líneas de conducción es el acero, aunque se utilizan cada vez con mayor frecuencia 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.
También se puede, en el caso de petróleos viscosos, efectuar su calentamiento para facilitar su bombeo a las plantas de tratamiento.
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Gas Natural
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.
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ELEMENTOS COMPONENTES DE UNA FACILIDAD DE PRODUCCIÓN DE CRUDO
Bombas.- Aumentan la presión de los líquidos. Se pueden instalar de tipos: de desplazamiento positivo (alternativo y rotatorio) y dinámicas (centrífugas y axiales).
Calentadores.- Recipientes tubulares para calentamiento de fluidos con el fin de disminuir la viscosidad y así facilitar la separación posterior del agua emulsionada. Pueden ser indirectos o directos, según el procedimiento para transmitir el calor del combustible al fluido: por radiación o por conducción y convección.
Desnatadores o Separadores API.- Son recipientes abiertos, en algunos casos cerrados, que recogen el agua procedente de los tratadores y drenajes de tanques; facilitan el reposo para la separación o eliminación completa de petróleo e hidrocarburos atrapados en el agua.
Filtros de gas y agua.- Separan o eliminan partículas sólidas presentes en los fluidos.
Instrumentos.-
Comprenden
los
medidores
primarios
de
temperatura, presión, nivel, flujo, densidad y los transmisores neumáticos
o
electrónicos;
receptores
de
señales,
cables,
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conductores, tableros centralizados de instrumentos, válvulas de control automáticos, PLCs y/o sistemas de control distribuidos.
Líneas de flujo.- Tuberías que conectan el pozo con la batería.
Colectores o Manifold.- Compuestas por un conjunto de tuberías y válvulas que toman la producción de varios pozos.
Piscinas.- Recipientes
grandes
naturales
o
construidos
por
oxidación y eliminación de materia orgánica presente en el agua.
Separadores.- Segregan dos o tres fases de fluido procedente de los pozos. Existen como separador general y separador de prueba.
Sistemas de inyección de inhibidores y químicos.- Compuestos por lo general por recipientes de almacenamiento y mezcla, bombas de dosificación o proporcionadoras, puntos de inyección, tuberías y accesorios.
Tanques.- Recipientes para almacenar fluidos. En la batería se utilizan para almacenar petróleo crudo o la mezcla con agua. Existen como tanques de almacenamiento, tanques de prueba, tanques de lavado, tanques separadores de agua libre.
Tanques Sumideros.- Tanques localizados bajo la superficie del terreno; Cilíndricos o rectangulares, para recoger drenajes.
Teas o Antorchas.- Sirven para venteo y quema de vapores de separadores y tanques, descargados directamente o a través de válvulas y artefactos de relevo y seguridad.
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Tratadores.- Pueden estar integrados al calentador. Por lo general es la vasija donde se permite reposo para la separación de la emulsión y del gas desprendido del crudo en forma de vapores debido al calentamiento. Pueden ser verticales u horizontales.
Tuberías.- Conducen los fluidos desde el múltiple hasta las vasijas de tratamiento, sirven de succión y descargas de bombas y compresores, o de drenajes y venteo.
Válvulas y Accesorios de Tuberías.- Válvulas de paso manuales y auto operadoras. Válvulas de seguridad, accesorios de tubería como Tes, reducciones, bridas, tapones, etc.
CONCLUSIONES
“Las Facilidades de Producción comprenden los procesos, equipos y materiales requeridos en superficie para la recolección, separación y tratamiento de fluidos, así como la caracterización y medición de cada una de las corrientes provenientes de los pozos productores, bien sea crudo, gas o agua e impurezas”.
En necesario que las personas que dirigen u operan un campo petrolero, conozcan los principios y procedimientos operativos de los equipos y facilidades de producción instaladas para lograr que los procesos sean más eficientes. 16
Los supervisores, técnicos y operadores deben identificar la importancia y el manejo de las principales variables que inciden en las operaciones de superficie en los campos petroleros, basados, tanto en los aspectos teóricos, como en la experiencia de campo para mejorar las habilidades, actitudes y aptitudes del personal y optimizar costos de producción.
La industria petrolera de hoy requiere que el personal que desarrolla las actividades de producción y mantenimiento de pozos, mejore sus competencias para que su trabajo lo haga en forma más integrada, que ejerza un liderazgo efectivo y que aplique las mejores herramientas de gestión para lograr una mayor eficiencia, eficacia y efectividad en todos los programas de trabajo que a diario se realizan en los campos de producción.
El cumplimiento de las metas o pronósticos de producción, la disminución de
las
pérdidas
de
producción,
la
optimización
de
los
costos
y
presupuestos de producción y mantenimiento, optimizando los procesos de mantenimiento de subsuelo y de superficie, deben ser los principales objetivos a los que deben llevar las diferentes operaciones y trabajos que a diario se realizan en los campos petroleros.
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