Según Ortiz (2005) es importante señalar en el proyecto la estrecha relación entre teoría, el proceso de investigación y la realidad o entorno. La investigación puede iniciar una teoría nueva, reformar una existente o simplemente definir con más claridad, conceptos o variables ya existentes. Por tanto los fundamentos teóricos o el marco de referencia, es donde se condensara todo lo pertinente a la literatura que se tiene sobre el tema a investigar. Debe ser una búsqueda detallada y concreta donde el tema y la temática del objeto a investigar tengan un soporte teórico, que se pueda debatir, ampliar, conceptualizar y concluir. Ninguna investigación debe privarse de un fundamento o marco teórico o de referencia.
Levantamiento Artificial
Miquilena, (2005). Se define levantamiento artificial a la utilización de una fuente externa de energía para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta superficie, su objetivo es crear una presión en la tubería de producción tal, que permita al pozo generar la rata de flujo deseada, una vez que la energía natural del mismo ha disminuido. Los sistemas artificiales de extracción se pueden agrupar en forma general en dos tipos básicos: el levantamiento artificial por gas o “gas lift” donde la fuente externa de energía es el gas a alta presión proveniente de una planta compresora de gas, y el levantamiento artificial por bombeo donde la fuente externa de energía es una bomba accionada por un motor a gas en la superficie o un motor eléctrico que puede estar en superficie o en el subsuelo.
Producción II
Miquilena, (2005). Los métodos de producción de pozos son simplemente la metodología que aplican los ingenieros de producción y yacimientos para optimizar la producción de hidrocarburos en la industria petrolera. Todo yacimiento petrolero tiene particularidades, que por pequeñas que sean, lo hacen diferentes a todos los otros, teniendo a veces la única similitud de producir petróleo.
A pesar de ello, el hombre ha logrado explotarlos y para estudiarlos los agrupo en cierta cantidad de modelos, de modo de poderlos definir, y decidir de que modo explotarlos, adaptando para ello toda la tecnología por él desarrollada, de modo que hoy no existen yacimientos que se pueda decir que son inexplotables, merced a la tecnología criterios y racionalmente aplicada.
En la industria petrolera, como en todas las industrias, se han desarrollado distintas disciplinas de modo de achicar el campo a los profesionales con el fin de poder estudiar con más profundidad cada tema, y luego con una adecuada coordinación, aplicar el conjunto de disciplinas. Así por ejemplo se han definido alguna de estas, como ingeniería de reservorio (o minería), perforación, producción, etc. Es la ingeniería de producción la disciplina que estudiará los pozos de un yacimiento para luego decidir por cual de los sistemas adoptará para su explotación.
Respecto al método de cómo explotar un pozo, en forma global, se puede decir que existen dos sistemas de extracción en todos los yacimientos petrolíferos, que son: Surgencia Natural y extracción Artificial. En el inicio de la explotación de un yacimiento, los pozos producen casi siempre por surgencia natural. A medida que su producción declina y la presión del yacimiento disminuye, se debe recurrir a métodos artificiales de extracción. Los métodos de extracción artificial son varios y cuando un operador deba decidir por la elección de un sistema de extracción artificial para su yacimiento, probablemente se encontrará con la disyuntiva de cual de todos adoptar. Para optar por uno u otro, deberán evaluarse varios factores que habrá que analizar separadamente, los técnicos por un lado y los económicos por otro. Los factores técnicos de más peso a tener en cuenta son:
Producción II
➢ Profundidad de los pozos. es la distancia que hay entre la superficie y el fondo del pozo.
➢ Índice de productividad (J). es el indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo.
➢ Relación gas – petróleo (GOR) del pozo. Es la relación entre la proporción de gas producido y la del petróleo producido.
➢ Relación agua – petróleo (RAP). Es la relación del agua producida y la del petróleo producido.
➢ Presencia de parafina. es el nombre común de un grupo de hidrocarburos alcanos de fórmula general CnH2n+2, los cuales traen grandes problemas en las tuberías, ya que se depositan en las mismas trayendo como consecuencia reducción del diámetro de la tuberías, y obstrucciones de la misma.
➢ Presencia de arena. Es un problema común en los pozos de petróleo, trayendo como consecuencia grandes perdidas por corrosión de tuberías entre otros.
➢ Problemas de corrosión. se define como el deterioro de un material a consecuencia de un ataque electroquímico por su entorno, la cual trae grandes pérdidas a la industria petrolera.
➢ Pozos desviados. Son pozos que en su forma tienen un grado de inclinación pronunciado, es decir, no son uniformemente horizontales.
➢ Diámetro del casing. Es la longitud del segmento que pasa a la mitad de la circunferencia, en este caso de la tubería de revestimiento o casing.
Además si el yacimiento será explotado por recuperación secundaria, (inyección de agua u otro tipo), se deberá tener presente con el transcurrir del tiempo, los caudales de extracción deberán ir aumentando, a medida que se va obteniendo respuesta por secundaria, lo que exigirá al sistema adoptado, tener suficiente flexibilidad como para ir absorbiendo este aumento de producción, sin necesidad de cambiar de sistema.
Producción II
En el otro extremo, en aquellos pozos con presión cercana a la de abandono en los cuales las producciones se van reduciendo hasta extremos del límite económico, también deberá existir un sistema capaz de extraer su producción. Los factores económicos son muchos y muy variados sin poderse contemplar todos en este articulo, pues existen casos especiales en los cuales se escapan detalles simplemente por ignorarlos. Entre los más importantes tenemos:
➢ Precio del barril de crudo.
➢ Precio del pie3 de gas (si se vende).
➢ Precio de los distintos sistemas de extracción. ➢ Costos de montaje.
➢ Tiempo que se estima recuperar la inversión. ➢ Costo del dinero (Intereses de los préstamos). ➢ Costo de mantenimiento.
➢ Disponibilidad de energía eléctrica.
Sistemas de levantamiento artificial
MIQUILENA, (2005). Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los convencionales y no convencionales.
Producción II
Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, ya que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente. Dentro de este grupo encontramos:
➢ Bombeo Mecánico
➢ Levantamiento Artificial por Gas
Métodos de levantamiento artificial no convencionales:
Son todas aquellas tecnologías desarrolladas y/o mejoradas en los últimos años. Entre estas se encuentran:
➢ Bombeo Electrosumergible
➢ Bombeo de Cavidad Progresiva
➢ Bombeo Hidráulico
➢ Plunger Lift
Producción II
Miquilena, (2005). El Levantamiento Artificial por Gas (LAG) es un método que utiliza gas comprimido como fuente de energía para llevar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie. Básicamente el funcionamiento de gas lift consiste en hacer burbujear gas dentro de la columna de tubing, de modo de reducir lo más posible el gradiente de presión dentro del mismo, provocando la surgencia del pozo.
La instalación del pozo está formada por la columna del tubing, anclada por medio de un packer o empacadura por encima de las arenas productoras. Intercalados entre la columna del tubing, van instalados unos dispositivos que permiten pasar gas del anular (dentro de la cual se inyecta gas desde la superficie) al interior del tubing por donde asciende el petróleo del pozo.
Existen dos tipos de Levantamiento Artificial por Gas: Continuo e Intermitente. De acuerdo a los caudales de producción de los pozos, se podrá elegir entre gas lift continuo o gas lift intermitente. El primero se emplea en pozos de buena producción, generalmente encima de los 30 bls/día. Por debajo de este valor se adoptará el intermitente. De todos modos la cifra mencionada no es un patrón fijo para adoptar un sistema u otro y depende de una buena cantidad de factores, pero fundamentalmente del índice de productividad del pozo y de su producción.
El sistema continuo es comparable a la surgencia natural, en el cual se inyecta gas en forma continua y el pozo produce también en forma continua. El orificio en el extremo del tubing está libre. En el gas lift intermitente se inyecta gas en forma intermitente a alta presión por debajo del nivel del líquido a un régimen relativamente alto para desplazar el colchón de líquido a superficie. Este proceso tiene lugar durante cierto tiempo y luego se detiene. Luego de transcurrido ese tiempo, durante el cual se recuperó el nivel de líquido vuelve a inyectarse gas, repitiéndose el ciclo. Cabe destacar que en el extremo inferior del tubing, se instala una válvula de pie.
Este sistema es de gran versatilidad dado que prácticamente no existen topes de producción, ni inferior ni superior. El límite inferior lo fijará el costo de la instalación que puede llegar a ser muy elevada, pero no existen limitaciones técnicas. El límite superior lo podría fijar la alta pérdida de carga en el tubing, que podrá reducir la producción
Producción II
potencial del pozo. El plunger lift es un sistema de levantamiento artificial considerado por muchos autores como una variación del método de gas lift intermitente.
Sistema de levantamiento artificial plunger lift
Miquilena, (2005). Este sistema tiene como principio básico el uso de un pistón libre que provee una interfase mecánica entre los líquidos producidos y el gas, el cual puede ser natural o asistido, este gas provee la energía necesaria para provocar el movimiento del pistón que produce la columna de líquido desde el fondo del pozo hasta la superficie. Algunos pozos tienen suficiente gas de formación para permitir operar un pistón sin ser asistido exteriormente, otras veces se debe efectuar inyección de gas en forma intermitente dentro del casing (anular). El sistema opera por ciclos y cada ciclo a su vez esta dividido en cuatro etapas: descenso del pistón al pie del tubing, periodo de “shut in” o periodo de cierre, ascenso del colchón y arribo del pistón a superficie. Un sistema de levantamiento artificial plunger lift, esta conformada por diversos componentes que dependen de los datos característicos del pozo así como de su equipo superficial. Instalaciones de plunger lift más utilizadas.
Figura 1. Instalaciones de Plunger Lift. Ferguson Beauregard (2010) Presentación Tecnología Plunger Lift
Tipos de Instalación de plunger lift.
Los pozos en donde las instalaciones de plunger lift, están siendo consideradas, pueden ser clasificados en tres tipos. Estos tipos no difieren para pozos de gas o de petróleo, solo difieren si la cantidad de gas producida por la formación es (1) excesiva, (2) la cantidad requerida, o (3) insuficiente para levantar el líquido producido a la superficie. En la primera
Producción II
y segunda categoría, solo la energía del gas de formación es utilizada para levantar el líquido producido. En la tercera categoría, se debe suplir un volumen de gas adicional por el casing para producir el líquido, las instalaciones que utilizan el plunger en conjunto con válvulas de gas están en la tercera categoría
➢ Gas Lift Intermitente con Pistón o Plunger.
Estas instalaciones son usadas en pozos con presión de fondo tan bajas que el peso de la columna de líquido aportada por la formación no es suficiente prevenir la brecha del gas en la columna de líquido durante un ciclo de levantamiento intermitente. Todo el gas es provisto por una corriente suplementaria que necesariamente implica una corriente de energía exterior. El pistón permite una mejor utilización de la energía y menos resbalamiento, lo que permite una disminución en la presión de fondo y un aumento de influjo. La elección del equipo depende de la rapidez de los ciclos requeridos para alcanzar la producción máxima.
➢ Plunger Lift con Empacadura.
Raramente se utiliza una instalación de este tipo. Todo el gas debe provenir directamente de la formación durante la fase de levantamiento en el ciclo, así que, los requerimientos de RGL (Relación Gas Líquido) son mayores que los requeridos para una instalación de plunger convencional. Aunque el volumen de gas de la formación sea suficiente para el plunger lift convencional, puede que no sea lo suficientemente grande al instante para proporcionar el volumen necesario y levantar el plunger produciendo los líquidos del pozo. Normalmente este tipo de instalación se aplica solo en pozos gasíferos. Las operaciones que se realizan son las siguientes: la línea de flujo se cierra, el plunger viaja al fondo, la línea de flujo se vuelve a abrir. El plunger y el colchón de líquido son levantados y el ciclo recomienza.
Producción II
➢ Plunger Lift Convencional sin Empacadura.
El sistema plunger lift tradicional sin empacadura es usado normalmente solo en los casos donde el pozo suple toda la energía, aunque hoy en día, muchos de estos sistemas están siendo instalados usando gas adicional, la operación del sistema se inicia cerrando la línea de flujo y permitiendo la acumulación del gas innato en el espacio anular de la tubería de revestimiento mediante la separación natural. El espacio anular de la tubería de revestimiento mediante la separación natural. El espacio anular actúa primeramente como un depósito para el almacenamiento de este gas. Después de que la presión aumenta hasta cierto valor en la tubería de revestimiento, se abre la línea de flujo. La rápida transferencia del gas de la tubería de revestimiento a la tubería de producción además del gas de la formación crea una velocidad instantánea alta que causa una baja de presión a través del émbolo buzo y el líquido. En seguida el émbolo se mueve hacia arriba con todos los líquidos en la tubería de producción en la parte superior. Sin este acoplamiento mutuo mecánico, solo se podría recuperar una porción de los líquidos.
Ciclos de Operación de Plunger Lift.
El ciclo del plunger lift se divide en cuatro etapas, a continuación se describen:
➢ Etapa 1: Arribo del plunger al fondo del tubing: Las presiones del casing y tubing se encuentran casi ecualizadas a un valor mínimo que corresponde aproximadamente al de la línea de producción. El Plunger se encuentra en el tope inferior del tubing, recién arribado allí luego de finalizar el ciclo anterior. En este instante encima del zapato del tubing habrá una altura h1 de líquido que será función del pequeño desequilibrio de presiones entre el casing y tubing y el líquido remanente de la carrera anterior.
Producción II
➢ Etapa 2: Carga del Plunger: La presión en el casing va en aumento, y la del tubing es levemente superior a la de la línea de producción. El Plunger permanece en el tope inferior del tubing. La formación aporta fluidos al interior del casing. El gas queda confinado entre columnas y el petróleo se acumula en el fondo del casing penetrando en el tubing y aumentando la columna en un valor h2. En esta etapa el gas que se acumula en el anular, desplaza el petróleo desde casing a tubing, ya que la presión de tubing es mucho menor que la del casing.
➢ Etapa 3: Ascenso del Plunger: La presión del casing es mucho mayor que la presión del tubing. Cuando La presión del casing ha alcanzado su valor máximo, habiéndose acumulado sobre el Plunger (h1 + h2) metros de petróleo en el tubing se producirá el ascenso del Plunger con el colchón del petróleo encima de él. En esta etapa se producirá la máxima presión en el casing, un momento antes que inicie el ascenso el Plunger, luego irá disminuyendo a medida que el Plunger se eleve.
➢ Etapa 4: El plunger en superficie: La presión del casing PC disminuye abruptamente y la del tubing PT aumenta. El Plunger al arribar al tope superior de tubing descarga todo el petróleo que elevó, en la línea, la cual será la producción Q.
Un cierto volumen de petróleo quedará adherido a la pared interna del tubing. Esta pérdida se denomina resbalamiento o “fallback” y es minimizada por un diseño eficiente del plunger. Luego de descargar el colchón de petróleo en la línea y quedar el Plunger retenido en la cabeza del tubing, se producirá una gran fluencia de gas hacia la línea, la cual corresponde a la descompresión del casing y del tubing. Esta presión tuvo su valor máximo en el casing cuando comenzó a elevar el Plunger. El valor mínimo de la fluencia del gas estará dado por la presión de línea.
Al llegar al final de la descompresión se producirán tres eventos: El Plunger descenderá hacia el tope inferior del tubing para reiniciar la etapa. La película de petróleo adherida al tubing (resbalamiento o fallback) tendrá su máxima velocidad de caída acumulándose en el fondo del tubing. Se inicia el aporte de fluidos de formación hacia el casing teniendo en cuenta que al finalizar la descompresión, se ecualizaran las presiones del casing, del tubing y de línea, se deduce por esto que el aporte fluidos de formación al interior del pozo estará relacionado con la diferencia de presiones entre la formación y la presión de línea.
Producción II
Figura 2. Ciclos de Operación de Plunger Lift. Ferguson Beauregard (2010) Presentación Tecnología Plunger Lift)
Análisis del Plunger.
De la descripción de operación recientemente dicha, podemos distinguir cuatro etapas perfectamente diferenciadas, que la podemos describir así:
El pistón recién arribado al zapato del tubing (tope inferior). En este momento encima del zapato habrá una altura h1 de líquido, que será función del desequilibrio de presiones entre el casing y el tubing y de la perdida por resbalamiento.
El pistón permanece en el zapato del tubing. La altura del colchón crece desde h1 hasta h, por el aporte de líquido de la formación h2, durante el periodo que permanece sin producir el pozo (ni gas ni liquido) llamando a este periodo de cierre o “shut in”. En este periodo el gas se va acumulando en el anular, desplazando el fluido allí acumulado hacia el tubing, ya que este en superficie esta prácticamente libre y no acumula más presión que la de la línea de conducción, P1.
Comienza el ascenso del colchón cuando la presión del casing ha alcanzado su máximo valor Pc máx. habiéndose acumulado (h1 + h2) metros de liquido en el tubing, se produce el ascenso del colchón y el pistón. En esta etapa se producirán las presiones extremas de operación en el casing siendo la máxima un momento antes que inicie el movimiento el pistón y la mínima justamente cuando emerja el pistón
Pistón en superficie. Luego que fue producido todo el líquido de la etapa anterior, el pistón permanece en superficie y el pozo queda produciendo gas. Una vez descomprimido todo el tubing se igualan las presiones de tubing con la de la línea de conducción, cayendo el pistón. En esta etapa se producen las presiones extremas en la cabeza del tubing, siendo máxima en el momento que emerge el colchón, P1 y la mínima al final de la
Producción II
producción de gas p2. Muestra la secuencia de las cuatro etapas del ciclo de Plunger Lift.