Proceso De Producción De Hidrocarburos:

Procesos De Producción De Hidrocarburos

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Enviado por: franmile 02 febrero 2012

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• Proceso de producción de hidrocarburos:

El proceso de producción de hidrocarburos consiste en 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 equistos, 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.

El proceso de producción de un pozo de hidrocarburos 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.

Fig. Nº 1: Esquema Tradicional de producción

Fuente: http://industria-petrolera.blogspot.com/2007/12/capacidad-de-produccin-de-un-sistema.html.

• Componentes del sistema de producción:

Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es necesario, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el transporte desde el Campo. Cualquier caudal de agua producido, también es tratado y preparado para su re-inyección en el reservorio.

El proceso de producción en un pozo de hidrocarburos 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 esta 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.

Fig. Nº 2 Componentes del Sistema de Producción.

Fuente: http://christian3306.files.wordpress.com/2010/10/gas_lift_basico.pdf

El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos.

Fig. Nº 3: Sistema de producción y sus componentes.

Fuente: http://dc109.4shared.com/doc/Cvf5hojH/preview.html.

Aparte de los módulos principales, el sistema de producción posee otros elementos entre los cuales estan los siguientes:

1. Pozos

2. Líneas de Conducción

3. Colector de Producción

4. Separadores y equipamiento de proceso

5. Instrumentos de medición

6. Recipientes de Almacenamiento

• Recorrido de los fluidos por los componentes del sistema

 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 (o). 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.

 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.

 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.

 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.

En las siguientes figuras se presentan los componentes del sistema de una manera mas

detallada así como el perfil de presión en cada uno de ellos.

Fig. Nº 4 Sistema de producción más detallado.

Fuente: http://dc109.4shared.com/doc/Cvf5hojH/preview.html

• Capacidad de producción del sistema:

La capacidad de producción del sistema responde a un balance de energía, donde la suma de las perdidas de energía, expresada en forma de presión de cada componente, es igual a la perdida 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.

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.

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 = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl

Donde:

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

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

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

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

• 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.

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