Procesos De Campo

1. EL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

1.1 Generalidades

Uno de los aspectos fundamentales que intervienen en la explotación comercial de hidrocarburos es, sin duda, el sistema de producción; entendiendo como tal el sistema de transporte de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la estación recolectora, incluyendo los procesos de separación de sus fases: petróleo, gas y agua y el tratamiento y preparación de estos fluidos para su posterior comercialización, disposición o reinyección en el subsuelo. Los principales elementos mecánicos asociados a un sistema de producción son:

 Pozos.

 Líneas de flujo.

 Múltiples de producción.

 Separadores y equipos de tratamiento.

 Instrumentos de medición.

 Tanques de almacenamiento.

El movimiento o transporte de fluidos desde el yacimiento a través de estos elementos requiere de energía suficiente para vencer las pérdidas por fricción y la altura de la columna hidrostática, tanto en el pozo como en la línea de flujo, además de las pérdidas debidas al movimiento, y poder levantar los fluidos hasta la superficie para transportarlos finalmente hasta el sistema de recolección. Un ejemplo ilustrativo de un sistema de producción sencillo se muestra en la figura I.1.

La caída de presión a través de todo el sistema, incluyendo el flujo a través del medio poroso hasta el pozo, será el diferencial entre las presiones de los contornos del sistema; es decir, la presión promedio del yacimiento en el radio de drenaje y la presión en el separador. Esta caída de presión corresponde a la sumatoria de las caídas de presión ocurridas en cada uno de los componentes y sub-componentes del sistema de flujo; o sea, medio poroso, tubería vertical, tubería horizontal, válvulas, reductores de flujo, intervalo cañoneado, separador, etc.

Puesto que la caída de presión a través de cualquier componente o sub-componente del sistema depende de la velocidad de las partículas de fluidos en movimiento y, por ende, del caudal de flujo y del área normal abierta al flujo, la tasa de producción estará controlada por las características de estos componentes y sub-componentes. Teniendo en cuenta la interacción existente entre todos y cada uno de ellos, puesto que cualquier cambio o alteración de las condiciones de flujo en alguno de ellos afectará en mayor o menor grado las condiciones de flujo de los restantes, se puede inferir que todo sistema de producción debe ser tratado y manejado de manera integral. De esta forma, su diseño final estará basado tanto en los comportamientos esperados del yacimiento y del flujo vertical y horizontal, como en los sub-componentes agregados tales como reductores, válvulas, codos, etc. Así, los criterios de selección de las características, tamaño, diámetro, etc., de los elementos del sistema deberán estar fundamentados en un análisis físico riguroso, aunque generalmente aproximado, del sistema de flujo como un todo, de manera integral, en correspondencia con las expectativas de potencial de producción y de tasas de producción por pozo adecuadas para drenar el yacimiento de manera eficiente.

Fig. 1.1 Sistema de Producción

En la figura I.2 y I.3 se presenta un diagrama ilustrativo de los componentes del sistema y perfil de presiones perfil de presión a través de toda la trayectoria del flujo en un sistema de producción.

Fig. I.2 Componentes del sistema

Fig. I.3 Distribución de Presiones

1.2 Proceso 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. En la figura siguiente se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial.

Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.

Fig. I.4 Proceso de producción

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente.

1.3 Recorrido de los fluidos en el sistema de producción

1.3.1 Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia “re” del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (μo). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

1.3.2 Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.

1.3.3 Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

1.3.4 Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo (Plf), luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.

1.4 Capacidad de producción del sistema de producción.

La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende 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 entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie.

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep:

Pws – Psep = ΔPy + ΔPc + ΔPp + ΔPl

Donde:

ΔPy = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).

ΔPc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze).

ΔPp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).

ΔPl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Fig. I.5 Pérdidas de presión en un sistema completo de producción

2. COMPORTAMIENTO DE INFLUJO O AFLUENCIA

2.1 Generalidades

El componente más importante y de mayor relevancia económica en la industria de los hidrocarburos es el yacimiento, fuente generadora del producto comercial. En torno a su comportamiento giran los demás componentes de este complejo sistema industrial. De sus características y condiciones dependen el éxito y la continuidad operativa de su explotación comercial.

Aunque este texto no pretende ser un tratado de ingeniería de yacimientos, será necesario profundizar en detalles sobre los aspectos técnicos relacionados con el flujo de fluidos hacia el pozo, a través del medio poroso, por el simple hecho de formar parte fundamental del sistema de producción. A menos que se puedan realizar cálculos y predicciones confiables del flujo de fluidos a través de la formación productora y se tenga un conocimiento de sus condiciones de presión y de las propiedades de los fluidos y del medio poroso con buen grado de certeza, el comportamiento del sistema de producción no podrá ser analizado con la debida seguridad y confiabilidad.

El concepto de índice de productividad, definido como la relación entre tasa de producción medida en superficie y la caída de presión en el yacimiento, es ampliamente discutido en esta sección. Este parámetro constituye un elemento primordial en el comportamiento de influjo de un pozo. Su determinación puede ofrecer, ocasionalmente, cierto grado de complejidad, debido a que depende de variables difíciles de obtener de mediciones de campo, como son: propiedades de fluidos y roca, régimen de flujo, saturaciones y compresibilidades de los fluidos, presencia de daño o estimulación

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