Ingeniería De Producción

República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Defensa

Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada

Extensión La Candelaria – La Beatriz.

Integrantes:

Zoreiny Díaz C.I 20655532

Leonardo Salas C.I 17266038

Sección 4 Semestre VI

Introducción

La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo.

Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable.

Para poder extraer esos fluidos se necesitan de distintos mecanismos, los cuales pueden variar de acuerdo a la naturaleza y a la fuerza que contenga un pozo determinado. Se pueden observar que existen mecanismos naturales como también artificiales. Para una empresa productora se le es más factible e importante que estos mecanismos sean naturales, por el solo hecho de que estos no requieren gastos para utilizarlo, solo se necesita que la naturaleza de la formación esté a favor.

Tipos de flujos

Flujo Natural

La tasa de producción de un pozo es producto de un perfecto balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda de energía del pozo, incluyendo sus facilidades de transporte en la superficie.

Flujo Continuo

Consiste en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo. Este gas inyectado se une al producido por la formación, reduciendo la densidad de la columna para levantar el fluido hasta la superficie. La profundidad de las válvulas y el volumen de gas va a depender de las características propias de cada pozo.

En la inyección continua de gas o flujo continuo tiene como propósito aligerar una columna de fluido mediante la inyección de gas por un punto de la tubería de producción. Esto causa el aumento gas-liquido por encima del punto de inyección.

Se utiliza en pozos con un índice de productividad alto y con una presión de fondo alta, también se utiliza en pozos con producción de arena y pocos profundos. Este es método de levantamiento más próximo al comportamiento de un pozo en flujo natural, la diferencia radica en poder controlar la relación gas-liquido en la tubería de producción.

Flujo Continuo en tres etapas

Mediante este método el líquido es levantado en forma continua en su primera etapa hasta una altura inferior al cabezal de pozo. Luego por dos procedimientos adicionales el líquido es expulsado hasta la superficie.

Las principales pruebas convencionales empleadas en el análisis de comportamiento de afluencia en pozos de gas son:

• Pruebas de potencial.

• Pruebas Isocronales.

• Pruebas Isocronales modificadas.

El tipo de prueba a seleccionar dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. Si un pozo se estabiliza medianamente rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial. La experiencia en trabajos de campo ha mostrado que para pozos con diámetro reducido o estrecho es conveniente emplear una prueba isocronal. Para pozos con tiempos muy grandes de estabilización una prueba isocronal modificada resulta más práctica.

Prueba de Potencial

Las pruebas de potencial en los pozos de gas se realizan para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos, bajo condiciones de flujo abierto. Anteriormente se acostumbraba hacer estas pruebas poniendo el pozo en producción con una presión en la cabeza del pozo igual al atmosférico. Actualmente con el fin de evitar desperdicios y daño a la formación, la capacidad a flujo abierto de los pozos de gas se obtiene extrapolando los resultados de las pruebas hechas a diferentes gastos moderados de producción, en lugar de abrir los pozos a flujo total. En este método, un pozo se pone a producción a un gasto constante seleccionado hasta que la presión de fondo fluyendo se estabiliza. El gasto estabilizado y la presión de fondo son registrados, y a continuación se cambia el gasto (usualmente se incrementa). Así, el pozo está fluyendo a un nuevo gasto hasta alcanzar nuevamente el estado seudo estacionario. La presión puede ser medida con un registrador de fondo (preferentemente) o bien, a partir del cálculo utilizando valores medidos en superficie. Este proceso es repetido, cada vez que se registra la presión y gasto estabilizados. Se recomienda utilizar cuatro gastos diferentes.

Prueba Isocronal

Las pruebas isocronales son desarrolladas también para cortos períodos de tiempo para aquellos pozos que tienen un largo período de tiempo de estabilización. Específicamente las pruebas isocronales son una serie de pruebas a un solo punto desarrolladas para estimar las condiciones de productividad sin llegar a los tiempos necesarios para alcanzar la estabilización del pozo. La prueba isocronal es llevada a cabo por una serie de períodos de flujo y cierre, permitiendo restaurar la presión promedio del yacimiento antes empezar el siguiente período de producción. Las presiones son medidas en el tiempo durante cada período de flujo. El tiempo a la cual la presión es medida debe ser relativamente la misma al comienzo de cada período de flujo. Por ejemplo se puede medir la presión de fondo fluyente cada 0.5, 1.0, 1.5 y 2.0 horas después de empezar cada período de flujo. Debido al menor tiempo requerido para restaurar esencialmente la presión inicial después de un corto período de flujo que se debería alcanzar en condiciones estabilizadas en una prueba de flujo tras flujo, las pruebas isocronales son más prácticas en formaciones de muy baja permeabilidad. Aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.

El objeto de las pruebas Isocronales, es obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad estabilizada sin que se deje fluir el pozo tiempo innecesario para alcanzar condiciones estabilizadas a cada gasto. El principio o fundamento es que el radio de investigación alcanzado en un tiempo dado, en una prueba de flujo, es independiente del gasto de flujo. Por lo tanto, si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo, cada una para el mismo periodo de tiempo (isocronal), el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba. Consecuentemente, la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto.

Prueba Isocronal Modificada.

Las pruebas Isocronales modificadas han sido empleadas extensivamente en yacimientos de baja permeabilidad, debido a que permiten “salvar” tiempo y dinero. Además, han probado ser una excelente aproximación de las pruebas Isocronales verdaderas.

El Objetivo de las pruebas Isocronales modificadas, es obtener la misma información que las pruebas Isocronales, sin requerir, en algunas ocasiones, de largos periodos de cierre. De hecho, las verdaderas pruebas Isocronales han probado ser imprácticas como tipo de pruebas para muchos pozos. Con el propósito de acortar los tiempos de prueba, se propuso desarrollar las pruebas Isocronales modificadas, las cuales se realizan empleando periodos de cierre igual a los períodos de flujo, lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo de pruebas se emplean las presiones de cierre inestabilizadas para calcular la diferencia de la relación de presiones para el próximo gasto.

En consecuencia, la prueba isocronal modificada es mucho menos exacta que la prueba isocronal convencional. Hay que destacar que, al medida que los períodos de cierre durante la prueba son mayores, la calidad del dato y por supuesto la interpretación va a ser mucho más precisa. Igualmente, aunque no es requerido para analizar la prueba, un punto de flujo final estabilizado, generalmente es obtenido al final de la prueba.

Refinación

Comprende los procesos físico-químicos que permiten obtener los productos derivados del petróleo, como la gasolina, el gasoil y el querosén. En Venezuela existen varias refinerías, como el complejo de Paraguaná (Falcón), la de Bajo Grande (Zulia) y la de El Palito (Carabobo).

Procesos de Refinación

Las refinerías simples o complejas de baja conversión constan en su mayoría de las unidades de:

• destilación atmosférica (topping),

• destilación al vacío

• gas plant,

• hidrotratamiento de nafta,

• hidrodesulfuración de queroseno y de gasóleo

• reformado catalítico.

El siguiente esquema representa una columna de destilación:

Sin embargo, además de las unidades antes citadas, las refinerías complejas pueden contar con otras unidades tales como :

• Hidrocraqueo

• Craqueo catalítico fluidizado (FCC Fluid Catalytic Cracking),

• Viscorreducción (visbreaking),

• Isomerización,

• Alquilación,

• Craqueo con vapor (steam cracking),

• Soplado de bitúmenes,

• Coquización (coking)

En este caso, se dice que se trata de conversión profunda (deep conversion). Estas técnicas son cada vez más empleadas debido a la evolución del mercado. Los crudos disponibles tienden a ser cada vez más pesados mientras que la demanda se orienta hacia la "cima del barril" : el mercado de fueles pesados se reduce (en parte porque a menudo son remplazados por el gas natural) mientras que el consumo de carburantes para automóvil no cesa de crecer.

Mercadeo

Es la colocación del petróleo en el mercado consumidor, tanto a nivel del mercado interno, para satisfacer la demanda del país en materia petrolera, como en los mercados internacionales, que constituyen la base de la economía venezolana, ya que 80% de los ingresos provienen de esta actividad. Para ello Venezuela depende de la fijación de precios que realiza la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), institución de la cual el país es miembro fundador.

El mercado para crudos pesados y amargos

El mercado de crudo es un mercado altamente segmentado: el conjunto de refinerías que pueden procesar rentablemente crudos pesados y amargos es mucho menor que el de las que pueden procesar crudos más ligeros y dulces.

La flexibilidad de las muy costosas refinerías de alta conversión es limitada. Su rentabilidad depende de procesar, de forma estable y regular, aquellos crudos para los cuales fueron diseñadas ex profeso.

En este mercado hay un número muy pequeño de compradores y vendedores, los cuales intercambian una mercancía cuyo valor de uso es muy alto en instalaciones especializadas (y muy bajo en otro tipo de instalaciones). Las contrapartes comerciales están obligadas a mantener relaciones de muy larga duración (monopolio bilateral por especificidad de activos).

Levantamiento artificial por gas

Uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria petrolera es la inyección de gas, también conocido como LAG (levantamiento artificial por gas).

Este consiste como su nombre lo indica en inyectar gas a alta presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente).

¿Cómo actúa el LAG?

El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de alguno de los siguientes mecanismos o a la combinación de los mismos:

a) Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería de producción frente a la formación, mediante la disminución de su densidad.

b) Expansión del gas inyectado.

c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.

¿Qué objetivos se persiguen mediante la aplicación de este método?

a) Arrancar los pozos que producen por flujo natural.

b) Incrementar la producción de los pozos que declinan naturalmente, pero que aún producen sin necesidad de utilizar métodos artificiales.

c) Descargar los fluidos de los pozos de gas.

d) Realizar contra flujo de pozos de agua.

¿Existen distintos tipos de LAG?

Principalmente existen dos tipos de LAG: por flujo de gas continuo y por flujo de gas intermitente

El flujo de gas continuo consiste en inyectar en inyectar constantemente gas hacia la columna de fluidos producido por el pozo. Este gas inyectado se une al producido por la formación, reduciendo la densidad de la columna para levantar el fluido hasta la superficie. Es preciso mencionar que este método de levantamiento es el que más se aproxima al comportamiento de un pozo en flujo natural, la diferencia radica en poder controlar la relación gas-líquido en la tubería de producción.

El flujo de gas intermitente consiste en inyectar gas a la tubería de producción, a intervalos regulares para desplazar los fluidos a la superficie en forma de tapones de líquido. La frecuencia de la inyección de gas depende del tiempo que tarda un tapón de líquido en acumularse en la tubería, y el tiempo que dura la inyección de gas depende del tiempo requerido para que dicho tapón alcance la superficie.

¿Cuándo utilizar cada tipo de LAG?

Las condiciones que favorecen la eficiencia del flujo continuo son las siguientes:

- Alta tasa de producción.

- Baja densidad del petróleo.

- Alta presión de fondo.

- Alta relación gas-líquido del yacimiento.

- Se puede aplicar en pozo con alta producción de arena.

Las condiciones que favorecen al flujo intermitente son las siguientes:

- Baja tasa de producción.

- Baja relación gas-líquido del yacimiento.

- Alta densidad del petróleo.

- Pozo sin producción de arena.

- Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido.

- Baja presión de fondo con bajo índice de productividad.

- Baja presión de fondo con alto índice de productividad.

Conclusión

Una de las etapas más importantes de la rama petrolera es la producción de hidrocarburo, el cual, como se manejó anteriormente, permite estudiar y aplicar las distintas herramientas adecuadas para extraer el hidrocarburo que se encuentra en el subsuelo. Por tal motivo, se requiere de muchos estudios que permitan conducir las mejores formas en cómo va a venir ese fluido a la superficie, y con qué capacidades se cuentan para explotar de una forma factible el hidrocarburo deseado del pozo perforado y pueda ser viable económicamente también.

Cuando tenemos un pozo productor de gas, se realizan análisis los cuales conlleven a determinar cómo será su producción dependiendo de sus presiones. Se pueden dividir pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Para realizar estos análisis se va a métodos y pruebas convencionales, los cuales arrojen los resultados que se quieren obtener.

Y de esta manera poder garantizar que la producción de un determinado pozo es económicamente explotable.

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