Petroleo

Indice
1.
Producción Petrolera
2. Accesorios de
Superficie.
3. Reactivación de pozos de baja
productividad
4. Métodos para mejorar la
recuperación de petróleo.
5. Conducción del petróleo
crudo.
6. Gas
7. Almacenamiento del Petróleo y
el Gas

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:

1. 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%.
2. 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%.
3. 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:

1. 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 el movimiento
   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.
2. 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.
3. 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.
4. 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.
5. 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.
6. 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:

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).

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 por un pequeño motor
eléctrico, el que sumerge hasta el nivel de
producción un tubo flexible (‘manguerote’), de
una extensión aproximada de 6 metros, con una
válvula en su extremo. Al contactar el petróleo, la
válvula se abre por presión y da ingreso al
hidrocarburo, que llena el tubo flexible; luego el carretel
enrolla la cinta y trae consigo el tubo flexible, que hace las
veces de recipiente del petróleo. El sistema
está diseñado para mantener los niveles
hidrostáticos de petróleo y agua dentro del
diámetro interior del pozo durante el proceso de
lifting, por lo que el petróleo fluye más
libremente y permite extraer sólo petróleo, dejando
el agua en su
lugar.
Este sistema fue creado especialmente para operar pozos de baja
productividad (hasta 10 barriles por día) y pocos
profundos (no más de 900 metros). El costo promedio de
este equipo está en el orden de los U$S 20.000, bastante
inferior al de los equipos normalmente utilizados (por ejemplo,
bombeo mecánico).

Fig. 6– Esquema del sistema Born Lift

En cuanto a las pruebas
efectuadas en la cuenca del Golfo San Jorge, las mismas se han
llevado a cabo en el pozo 881, el que tiene una profundidad de
280 metros y se realizan cinco carreras por hora, llevando la
producción diaria entre 1y 1,5 m3; es claro que
se trata de un pozo de baja productividad, comparado con el
promedio de los pozos de la región, que es de 4
m3 diarios. Un equipo similar se utiliza en el
histórico pozo 4, que ha sido reactivado en mayo del 2001,
después de dos décadas de inactividad; el mismo ha
producido 215 m3 entre mayo y octubre último,
conservando aún su producción primaria.

4. Métodos para
mejorar la recuperación de petróleo.

Hasta aquí se ha tratado la extracción de
petróleo en su fase de "recuperación primaria", es
decir, aquella que se efectúa en función de
la energía existente en el yacimiento, acudiendo en
algunos casos a métodos artificiales. Dicha fase permite
obtener entre un 15% y un 35% del petróleo in situ. Si se
trata de petróleos viscosos, la extracción puede
ser inferior al 10%.
Es común aplicar algunos medios para
mejorar los valores de
recuperación, por ejemplo la inyección de gas o
agua en determinados pozos denominados "inyectores", con el
objeto de desplazar volúmenes adicionales de
petróleo hacia el resto de los pozos del yacimiento que
conservan el carácter
de "productores". Esto se llama "recuperación
secundaria".

Fig. 4- En algunos casos, los índices de
producción de petróleo pueden mejorarse inyectando
agua o gas comprimido en el yacimiento.

Existen varias razones por las cuales se realiza la
recuperación secundaria:

• Conservacionista: para evitar el desperdicio de la
  energía natural del yacimiento;
• Económica: para recuperar volúmenes
  adicionales de petróleo, llamados también
  reservas adicionales o secundarias;
• Técnica: para reponer y mantener la
  presión del yacimiento.

En lo que hace a la inyección de gas cabe
destacar, por ser pionero, el proyecto PIGAP
(de inyección de gas a alta presión), el cual
inyecta gas a una presión de 632,7 Kg/cm2 en el
yacimiento Carito en el norte de Monagas (Venezuela),
valor de
presión nunca antes manejado en el mundo.
Además de la recuperación secundaria, se suelen
aplicar otros métodos llamados de recuperación
terciaria o mejorada, tales como la inyección de
anhídrido carbónico (CO2), solventes, de
polímeros, o métodos térmicos tales como la
inyección de vapor, o de combustión in situ. Atendiendo a su costo
elevado, esta fase se lleva a cabo cuando los precios del
crudo la vuelven económicamente factible.

5. Conducción del
petróleo crudo.

El petróleo, junto con el gas y el agua
asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos hasta
baterías o estaciones colectoras a través de
cañerías enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de
diámetro. El material más común para estas
líneas de conducción es el acero, aunque se
utilizan cada vez más cañerías de PVC
reforzado con fibra de vidrio,
resistentes a la corrosión.
La batería recibe la producción de un determinado
número de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y
30. Allí se cumplen funciones de
separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total
y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso
de petróleos viscosos, también se efectúa su
calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de
tratamiento.
Más específicamente, en el propio yacimiento, el
petróleo crudo sufre algunos tratamientos:

1. Separación de gases:

Cuatro gases que se
encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con
facilidad.

1. El Metano (CH4) y el Etano
   (C2H6), componen el gas seco, así
   llamado porque no se licua por compresión. El gas seco
   se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en
   los gasoductos, mezclándolo con el gas
   natural.
2. El Propano (C3H8) y el Butano
   (C4H10), constituyen el gas húmedo
   que se licua por compresión. El gas líquido se
   envasa en cilindros de acero de 42-45 Kg. La apertura de la
   válvula, que los recoloca a presión
   atmosférica, lo reconvierte en gas.

1. Deshidratación:

Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo
general está acompañado por agua de
formación, sales contenidas en el agua, sólidos en
distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos
y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los
sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se
elimina el agua y sal que naturalmente contiene el
petróleo en formación, o el agua que producen otras
capas. Este proceso se
realiza en la Planta Deshidratadora.
El hecho de acondicionar el crudo se realiza por una exigencia
tanto de los transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos,
como de las refinerías, que es su destino final. Dentro de
estas exigencias se establece que el petróleo no contenga
un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo
de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto.
El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y
gas asociados, se envía a los tanques de almacenamiento y
a los oleoductos que lo transportarán hacia las
refinerías o hacia los puertos de exportación.

6. Gas

Para el caso de captación de gas de pozos
exclusivamente gasíferos, gas libre pero no necesariamente
seco, es necesario contar con instalaciones que permitan la
separación primaria de líquidos y el manejo y
control de la
producción de gas, normalmente a mayor presión que
el petróleo. A continuación seguirá el mismo
proceso que el gas asociado ya separado.
El movimiento del
gas a plantas y/o
refinerías se realiza a través de gasoductos,
bombeándolo mediante compresores.

Métodos de extracción artificial y
recuperación secundaria en el área Entre Lomas.
El área Entre Lomas se localiza en la Cuenca Neuquina
(Provincia de Neuquén y Río Negro) abarcando una
superficie de 74.057 hectáreas. Dentro de sus límites,
existen varios yacimientos de petróleo y gas.
La gran profundidad a que se encuentran los reservorios, la
abundante presencia de gas asociado y la existencia de arena de
fractura en los fluidos producidos, llevó a elegir como
sistema de extracción al denominado Gas-Lift, motivo por
el cual, oportunamente se debieron diseñar, montar y poner
en marcha 29 motocompresoras que totalizan 29.000 HP de potencia,
asegurando así los 2.000.000 de metros cúbicos
diarios de gas de alta presión, requeridos por el
yacimiento. En su momento, este sistema se constituyó en
el más grande de la República Argentina y uno de
los más importantes de Sudamérica.
Así como en condiciones originales favorecían la
instalación del sistema Gas-Lift, con el correr del
tiempo se
fueron produciendo situaciones condicionadas por grandes caudales
de agua, por zonas alejadas y por el progresivo agotamiento del
reservorio. De allí entonces que se debieron implementar
sistemas
más tradicionales de extracción como el Bombeo
Mecánico y el Bombeo Electrosumergible.
Para mejorar la recuperación final de las reservas, en
agosto de 1975, el área Entre Lomas inició la
operación de Recuperación Secundaria en uno de sus
yacimientos, posteriormente, el proyecto se
extendió a otros yacimientos del área.
El promedio diario de producción para el ejercicio 1999,
fue de aproximadamente 1.600mdiarios de petróleo y
1.150.000m3 de gas.

7. Almacenamiento del
Petróleo y el Gas

La necesidad de almacenar los recursos
energéticos para controlar mejor su producción, su
transporte, su
distribución y su utilización es
evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento
abundante y regular de las industrias y de
los consumidores.
Ahora bien, la industria del
petróleo como la del gas, están sometidas a
riesgos de
toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias
técnicas, como las averías de las
máquinas en las refinerías, a bordo
de los buques o en los oleoductos; a causas naturales
imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de
los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o
los incendios; y
también a problemas
políticos, económicos y comerciales, como las
crisis que
afectan periódicamente las relaciones entre países
productores y países consumidores.

Los Tanques de Producción y Almacenamiento
Los tanques pueden ser clasificados según su forma de
construcción, o su uso –para
producción o almacenamiento-, y finalmente por el tipo de
líquido que van a contener.
En los tanques de producción se produce la primera
recolección y el primer procesamiento de
separación. Este primer paso en la manipulación,
previo al envío a la refinería o a un sistema de
procesamiento de gas, se da en una batería de tanques o
batería colectora localizada cerca del cabezal del pozo, o
en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos
a la vez. Una batería tipo cuenta con: colector para la
entrada de 30 pozos, separador de gas, calentadores, tanques de
producción general (160 m3) y de control (40
m3), bombas, caudalímetros, separadores de
líquidos, etc. En este primer juego de
tanques y separadores, el petróleo crudo, el agua y el gas
natural fluyen y son separados.

Fig. 5 – Batería Colectora

Los tanques de almacenamiento están
diseñados para el almacenamiento y manipulación de
grandes volúmenes de petróleo y gas, y son
generalmente más grandes y considerados como más
permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo
valor en la explotación de los servicios de
hidrocarburos
ya que actúa como un pulmón entre producción
y/o transporte
para absorber las variaciones de consumo.
El almacenaje de líquidos tales como petróleo,
nafta, fuel
oil, diesel oil, kerosene u otros derivados petroquímicos
que se pueden conservar a presión y temperatura
ambiente, se
efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo
plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas
veces flotante, a fín de evitar la acumulación de
gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener
incorporado algún sistema de calefacción.
Para la construcción de los mismos se emplean
láminas de acero de distintos espesores conforme su
posición relativa en la estructura del
tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a
normas de
construcción que garantizan la integridad y posterior
funcionamiento del almacenaje. Los tanques soldados están
diseñados para soportar presiones internas del orden de
0,175ª 0,350 Kg/cm2 y se han construido de hasta
240000 m3 de capacidad. A efectos de prever el
daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los
mismos, se construye un dique de contención alrededor de
cada tanque instalado en el sitio.
Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros
derivados que deben conservarse a presión y temperatura
distintas a la atmosférica normal, la construcción,
como así también los materiales a
emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio
técnico. Por ejemplo el almacenaje de gas natural licuado
(GNL) requiere una temperatura de –160ºC y el de gas
licuado de petróleo (GLP-propano/butano), una temperatura
que debe mantenerse dentro de los –42ºC a
–12ºC.
Para el caso en que se pueda almacenar el producto a
presión atmosférica (propano/butano) pero de baja
temperatura de burbujeo (-42ºC) se utilizan tanques
cilíndricos de fondo plano, refrigerados, con una doble
envolvente (pared), doble fondo (en algunos casos), aislamiento
externa, y deben estar soportados por una estructura
flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas
por llenado, vaciado y eventuales cambios de la temperatura.
Además del dique de contención mencionado para los
tanques en general, en algunos casos también se rodea el
tanque de una pared de concreto de
similar altura.
El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para
abastecer el consumo en
días de carga máxima. El gas es almacenado durante
los meses de verano cuando la demanda es
baja, y luego extraído durante los meses de invierno.
La infraestructura de los almacenamientos exige elevadas inversiones
económicas.

Autor:

Juan Pedro Azcona