El proceso de extracción de petróleo

1. Producción Petrolera

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.

Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.

Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:

a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.

b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.

c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

Fig. 1- Esquema de pozo surgente

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento.

Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción.

Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:

a. El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite elmovimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente.

b. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.

c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.

d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.

e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.

f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.

Fig. 2- El bombeo mecánico es el medio de extracción artificial más usado en Argentina.

Fig. 3- Bombeo electrosumergible

Fig. 4.- Gas Lift consiste en inyectar gas dentro del pozo en el espacio entre el casing y el tubing

Fig. 5- Esquema de Plunger Lift

En la Argentina, en enero de 1999, sobre un total de 13.984 pozos en extracción efectiva, 387 (2,8%) fueron surgentes. En cuanto a procedimientos artificiales, la distribución fue la siguiente:

Sistema Nº de pozos Porcentaje

Bombeo mecánico 11.295 80,8

Gas Lift 259 1,8

Bombeo hidráulico 204 1,5

Plunger Lift 225 1,6

Bombeo electrosumergible 941 6,7

Bombeo por cavidades progresivas 673 4,8

La producción en el mundo varía enormemente según los pozos: algunas aportan unos pocos metros cúbicos y otros más de un millar por día, lo que se debe a factores tan diversos como el volumen de hidrocarburos almacenado en el espacio poral de las rocas reservorio hasta la extensión misma de las capas o estratos productivos. En la Argentina, el pozo promedio produce 9,4 m3/día (59 barriles/día). El valor más alto de productividad se tiene en Arabia Saudita con una producción promedio de 1828,5 m3/día (11.500 barriles/día) por pozo. En el otro extremo se encuentra Estados Unidos con una productividad promedio por pozo de 6,4 m3/día (40 barriles por día).

Productividad media por pozo

País barriles/día m3/día

Estados Unidos 40 6,4

Argentina 59 9,4

Venezuela 200 31,8

Indonesia 210 33,4

Gabón 700 111,3

Argelia 700 111,3

Ecuador 1.000 159,0

Libia 1.700 270,3

Nigeria 1.750 278,3

Qatar 2.000 318,0

Kuwait 4.000 636,0

Irak 7.500 1192,5

Irán 9.500 1510,5

Arabia Saudita 11.500 1828,5

La producción argentina en el año 2000 alcanzó los 122.500 m3/día aproximadamente, según OLADE, representando un 1,1% de la producción petrolera mundial (11.169.750 m3/día) y un 8% de la producción de Latinoamérica y el Caribe (1.530.255,75 m3/día). En cuanto a la producción de gas natural, Argentina alcanzó en el año 2000 un total de 44.800 106 m3, representando un 1,8% de la producción total mundial (2.487.342 106 m3) y un 22,8% de la producción que se tiene en Latinoamérica y el Caribe (196.500 106 m3).

Producción Mundial de Petróleo. 2000.

Producción Mundial de Gas Natural. 2000.

2. Accesorios de Superficie.

Cabe aquí realizar una breve descripción del extremo del pozo en la superficie, denominado comúnmente "cabezal" o "boca de pozo" y para el caso de pozos surgentes "árbol de Navidad". La boca de pozo involucra la conexión de las cañerías de subsuelo con las de superficie que se dirigen a las instalaciones de producción. El "colgador de cañerías" y el "puente de producción" son los componentes principales de la boca de pozo. Cada una de las cañerías utilizadas en el pozo (guía, casing, intermedia) debe estar equipada con un "colgador" para soportar el tubing. Este colgador va enroscado en la extremo superior de la cañería, y debe ser el adecuado para soportar a la cañería de menor diámetro.

Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie en un "puente de producción", que constituye el primer punto elemental del control de la misma. Este puente no sólo está equipado con los elementos necesarios para la producción de petróleo, junto con el gas y el agua asociados, sino también para la captación del gas que se produce por el espacio anular entre la tubería y el revestidor.

3. Reactivación de pozos de baja productividad

En la Cuenca del Golfo San Jorge, la más antigua y de menor productividad del país, se están llevando a cabo pruebas piloto para reactivar pozos de baja profundidad. Para ello se está aplicando el sistema Born Lift, el que puede asemejarse a un aljibe, en tanto consiste en un carretel de cinta accionado

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