Compartimiento De Flujo

Índice de Contenido.

Contenido pág.:

Índice de figuras………………………………………………………..4

Introducción…………………………………………………….……...5

Mecanismo de producción primaria………………………………..….6-9

Levantamiento artificial………………………………………………..9-10

Producción actual de petróleo en Venezuela…………….……………10-13

Bombeo hidráulico………………………………………………….....13-15

Clasificación de las bombas hidráulicas……………………………….16-20

Separador trifásico…………………………………………………..…20-21

Fluido motriz…………………………………………………………...21-22

Interpretaciones…………………………………………………………23-28

Glosario de términos……………………………………………………..29

Referencias bibliográficas……………………………………………….30

Índice De Figuras

Figura pág.:

Compresibilidad de la roca y fluidos (Fig. 1)………………………………….7

Liberación de gas en solución (Fig. 2)…………………………………………7

Segregación gravitacional (Fig. 3)……………………………………..……….8

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Empuje por capa de gas (Fig. 4)………………………………………………...8

Empuje hidráulico (Fig. 5)………………………………………………….…...9

Cuencas petrolíferas (Fig. 6)……………………………………………………13

Bombeo hidráulico (Fig. 7)……………………………………………………..14

Separador trifásico (Fig. 8)……………………………………………………...21

Introducción

El mecanismo de extracción de petróleo, y gas, del subsuelo conlleva a la implementación de técnica y herramientas con el objetivo del aprovechamiento optimo de los recursos existentes en el pozo, es decir, la recuperación de los crudos depositados en el subsuelo tiene que ser desplazados a la superficie, para los cual se utilizan sistemas de bombeo. Es un reto superar los estándares mundiales de recuperación primaria a costos satisfactorios para la industria. Más volúmenes de fluidos al menor costo, o riesgo, posible.

En el presente trabajo de investigación documental –descriptiva, se refiere producción primaria en la producción que genera el pozo, el componente que contiene y los mecanismos de producción a utilizar. Enfoca diferentes mecanismos de producción, así se puede indicar: la compresión de rocas y fluidos, la liberación de gas en solución, la segregación gravitacional, el empuje por capa de gas, el empuje hidráulico, entre otros. Es importante señalar el sistema de levantamiento artificial y el bombeo hidráulico, en ambos se utilizan bomba, bien internas dentro del pozo o superficial para ejercer presión sobre la superficie de un fluido.

En mismo orden de ideas, es necesario destacar el mecanismo de bombas hidráulicas consiste en inyectar gas a alta presión en la tubería del pozo para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente), que tiene sus ventajas y sus desventajas.

Prosiguiendo con la investigación del sistema de bombas es relevante señalar la clasificación de las bombas hidráulicas: bombas de acción sencilla, bombas de doble acción, tipo pistón, hidráulica tipo jet.

En los mecanismos de producción primaria, que son aquellos que aportan las energías para que los fluidos que se encuentran en el pozo fluyan, contamos con unos componentes de superficie, como los siguientes: Tanques de almacenamiento, lavado y separadores; bomba múltiple o triplex, válvula de control, múltiple de control y lubricador.

A la par de lo anteriormente señalado, contamos además, con equipos de sub-subsuelo, tales como: Sistema de fluido de motor, Sistema de fluido cerrado, Sistema de fluido abierto, Bomba hidráulica y Bomba de doble acción.

Mecanismos De Producción Primaria

Los mecanismos de producción son aquellos que aportan las energía necesaria para que los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan o se desplacen hacia donde se encuentra una presión menor a la presión del yacimiento, en este caso los mecanismo de producción hacen que los fluidos se desplacen hacia el pozo, por medio del cual se trasladaran hasta la superficie. Dichos mecanismos se ven influenciados por la presión del pozo, dependiendo si esta está por encima o por debajo de la presión de burbujeo.

Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete. Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca.

Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo.

La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua.

Estos mecanismos de producción son:

Compresibilidad de roca y fluidos:

Compresibilidad de la roca (formación): Corresponde al cambio de volumen poroso (disminución) con respecto a una diferencia de presión existente ya sea por la perforación de un pozo o disminución de la sobrecarga sobre la formación.

Compresibilidad de los fluidos: como todo fluido real al existir un cambio en la presión del yacimiento existe una expansión o un cambio en el volumen del fluido debido a esta diferencia de presión para los líquidos ocurre en menor magnitud que en los gases. (Fig.1)

Compresibilidad de la roca y el fluido

Figura 1

Liberación de gas en solución

En un yacimiento subsaturado todo el gas que existe en el mismo se encuentra disuelto en el petróleo pero a medida que la presión disminuye la cantidad de gas que puede mantenerse en solución también va disminuyendo por lo que esa porción de gas se va liberando y puede llegar a ocurrir que se forme una fase continua compuesta por este gas liberado a tal punto de formar una capa de gas. (Fig. 2)

Figura 2

Segregación gravitacional

En aquellos yacimientos con gran espesor o un alto buzamiento existe la posibilidad de que se produzca lo que se conoce como segregación gravitacional ya que por lo general el agua, el petróleo y el gas poseen densidades diferentes, razón por la cual tienden a separarse y formar capas en donde se acumulan cada uno de los elementos en este caso de la forma agua-petróleo-gas. (fig. 3)

Figura 3

Empuje por capa de gas

En un yacimiento donde existe una capa de gas por encima de la capa de petróleo al existir un cambio de presión (disminución de la presión) esta capa de gas tiende a expandirse y debido a la característica de los gases de ser muy compresibles esta expansión genera una fuerza de empuje que obliga al petróleo a moverse. (fig. 4)

Figura 4

Empuje hidráulico

Generalmente este mecanismo de empuje se presenta cuando existe un acuífero en el yacimiento en donde el volumen de petróleo es reemplazado por agua lo que genera una fuerza constante, siendo este mecanismo de producción uno de los mas efectivos ya que la caída de presión en el yacimiento nos es tan pronunciada, además de que se obtiene un alto factor de recobro del yacimiento. (Fig. 5)

Figura 5

Tortuosidad.

Una medida de la complejidad geométrica de un medio poroso. En la mecánica de fluidos de los medios porosos, la tortuosidad es la relación del largo de la corriente natural de un fluido (una línea o trayecto de flujo) entre dos puntos y la distancia en línea recta entre esos puntos. Por consiguiente, la tortuosidad

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