Predecir el perfil de comportamiento del pozo no es tarea fácil

Las condiciones de presión y temperatura dentro del campo son muy variables y sufren

modificaciones apreciables a medida que avanza la producción. Para que el crudo pueda

llegar a la superficie, ha de vencer la presión hidráulica de la columna de líquido que tiene

varios miles de metros, del orden de 4000 a 5000 m. Normalmente, al principio la propia

presión del yacimiento suele ser suficiente para que el petróleo fluya a la superficie, pero

con el tiempo esa presión irá disminuyendo (salvo en el caso de los campos con un GOR

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muy alto, en los que tarda mucho tiempo en descender) y será necesario un medio adicional

para su extracción

Dentro de los métodos de extracción asistida o secundaria el procedimiento más utilizado

actualmente es la inyección de agua bajo la capa de crudo para mantener su presión e ir

empujando el crudo hacia los pozos de extracción.

La densidad de la columna depende de varios factores: al ir decayendo la presión a lo largo

del tubo de extracción, el gas disuelto se separa y eso hace disminuir la densidad de la

mezcla, pero si aumenta la proporción de agua, aumenta también la densidad media.

La inyección continua de agua puede llevar en muchos casos a un gran aumento de la

relación agua – crudo (WOR). Para reducir la densidad de la columna y facilitar la

ascensión del crudo, es muy corriente reinyectar una corriente de gas, que puede ser

dióxido de carbono, nitrógeno o el propio gas de producción, en el fondo del tubo de

extracción (lifting)

(IMAGEN PONLA HAY)

También es posible inyectar parte del gas separado del crudo para ayudar a mantener la

presión y en algunos casos, en especial para crudos muy viscosos se inyecta vapor de agua.

Con la presión propia del yacimiento no se suele poder extraer más de un tercio del crudo

existente, pero con los procedimientos de mantenimiento de presión mencionados se puede

doblar esta recuperación.

Predecir el perfil de comportamiento del pozo no es tarea fácil, debido a la heterogeneidad

y desconocimiento de la geometría del yacimiento, se hace necesario aprovechar la

experiencia de las compañías de explotación las cuales tienen establecidos parámetros para

estimar la producción inicial y final del pozo en función del tiempo y en términos de

cambios de presión y caudal de recuperación de crudo. Estos estimativos son

fundamentales a la hora de emprender el diseño de los equipos, incluyendo la selección de

recipientes, tamaños de líneas y potencias de bombeo y compresión.

Por la naturaleza de la formación el agua asociada arrastra consigo sólidos tales como

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