MECANISMOS DE PRODUCCION PRIMARIA

TERMODINÁMICA

 PROCESO REVERSIBLE
Es un proceso cuasiestático, que puede ser llevado de nuevo al estado inicial pasando por los mismos estados intermedios que el proceso directo, y sin que al final, ni en el sistema ni en el medio rodante, quede ningún efecto residual que pueda revelar que se ha verificado el proceso. Para que esto último suceda, no debe haber rozamientos ni deformaciones, lo que se llaman efectos disipativos. Por último, adelantaremos que no habrá degradación de la energía y por ello ninguna generación o producción de entropía.

Ejemplos de procesos reversibles:

v Expansión o compresión controlada

v Movimiento sin fricción

v Deformación elástica de un sólido

v Circuitos eléctricos de resistencia cero

v Efectos de polarización y magnetización

v Descarga controlada de una pila

PROCESO IRREVERSIBLE: Son los procesos reales. En ellos siempre habrá degradación de energía y generación de entropía. Pueden ser de dos tipos:

a) Cuando se verifiquen por cambios no estáticos (procesos de igualación), tengan o no efectos disipativos.

b) Cuando haya efectos disipativos, aunque se verifiquen a través de cambios cuasiestáticos.

Ejemplos de procesos irreversibles:

v Resistencia eléctrica

v Deformación inelástica

v Ondas de choque

v Efectos de histéresis

v Flujo viscoso de un fluido

v Amortiguamiento interno de un sistema en vibración

v Fricción sólido-sólido

LAS TRES LEYES DE LA TERMODINÁMICA

Primera ley de la termodinámica

También conocido como principio de conservación de la energía para la termodinámica, establece que si se realiza trabajo sobre un sistema o bien éste intercambia calor con otro, la energía interna del sistema cambiará. Visto de otra forma, esta ley permite definir el calor como la energía necesaria que debe intercambiar el sistema para compensar las diferencias entre trabajo y energía interna. Fue propuesta por Antoine Lavoisier.

La ecuación general de la conservación de la energía es la siguiente:
Eentra - Esale = E sistema

Que aplicada a la termodinámica teniendo en cuenta el criterio de signos termodinámica, queda de la forma:


Q = U + W

Segunda ley de la termodinámica
Esta ley regula la dirección en la que deben llevarse a cabo los procesos termodinámicos y, por lo tanto, la imposibilidad de que ocurran en el sentido contrario (por ejemplo, que una mancha de tinta dispersada en el agua pueda volver a concentrase en un pequeño volumen). También establece, en algunos casos, la imposibilidad de convertir completamente toda la energía de un tipo en otro sin pérdidas. De esta forma, La Segunda ley impone restricciones para las transferencias de energía que hipotéticamente pudieran llevarse a cabo teniendo en cuenta sólo el Primer Principio. Esta ley apoya todo su contenido aceptando la existencia de una magnitud física llamada entropía tal que, para un sistema aislado (que no intercambia materia ni energía con su entorno), la variación de la entropía siempre debe ser mayor que cero.

Debido a esta ley también se tiene que el flujo espontáneo de calor siempre es unidireccional, desde los cuerpos a temperatura más alta a aquellos de temperatura más baja. Existen numerosos enunciados equivalentes para definir este principio, destacándose el de Clausius y el de Kelvin.

Enunciado de Clausius


Diagrama del ciclo de Carnot en función de la presión y el volumen.
Diagrama del ciclo de Carnot en función de la presión y el volumen.

Enunciado de Kelvin

No existe ningún dispositivo que, operando por ciclos, absorba calor de una única fuente y lo convierta íntegramente en trabajo.

APLICACIONES DE LA SEGUNDA LEY

La Segunda Ley es muy útil para calcular interacciones (de calor y trabajo) en procesos internamente reversibles, integrando las expresiones

Q = TdS int. rev. δ

W = PdV int. rev. δ ó W VdP a = −int. rev. δ

Los procesos reales se analizan por comparación con los reversibles, introduciendo unos parámetros llamados rendimiento o eficiencia. La Segunda Ley permite también analizar si un proceso es posible o no, y si lo es, si es reversible o no.

Tercera ley de la termodinámica

La Tercera de las leyes de la termodinámica, propuesto por Walther Nernst, afirma que es imposible alcanzar una temperatura igual al cero absoluto mediante un número finito de procesos físicos. Puede formularse también como que a medida que un sistema dado se aproxima al cero absoluto, su entropía tiende a un valor constante específico. La entropía de los sólidos cristalinos puros puede considerarse cero bajo temperaturas iguales al cero absoluto. No es una noción exigida por la Termodinámica clásica, así que es probablemente inapropiado tratarlo de “ley”.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA

La recuperación primaria resulta de la utilización de las fuentes de energía natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores. Tales fuentes son el empuje por agua, el empuje por gas en solución, la expansión de la roca y de los fluidos, el empuje por capa de gas y el drenaje gravitacional

SURGENCIA NATURAL: 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. Si la presión sólo alcanza para que los fluidos llenen el pozo parcialmente, se debe bajar algún sistema para terminar de subirlos a la superficie con bombas o algo equivalente. El mecanismo de Surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento, aunque no siempre es el más adecuado desde el punto de vista de la productividad. 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.

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 onerosa o costosa 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 aproximadamente 9,45 m de longitud, unidos por rosca y culpa, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5" según lo requiera el volumen de producción. Dichas tuberías podrán anclarse mecánicamente o por medio de una empaquetadura para el caso en que se quiera producir selectivamente de una arena o de un grupo de varias arenas.

1. Empuje por agua: un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuentran en el margen del campo, como se observa en la figura


El agua en un acuífero esta comprimida, pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite de yacimiento. Acuífero. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero. Cuando este es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua.

En algunos yacimientos el empuje hidráulico se puede obtener eficiencias de recobro entre un 30 y un 50% del petróleo original in situ. La geología del yacimiento, la heterogeneidad, la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro.

La existencia del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuente con una extensa información geológica sobre el proveniente de perforaciones o de otras fuentes. Una media de la capacidad del empuje de agua, se obtiene de la presión de yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos, lo cual permite calcular el flujo de agua.
Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos

Si el acuifero no puede suministra suficiente energía para alcanzar las tasa deseadas de extracción de los fluidos, mantenimiento la presión del yacimiento, se puede interpretar un programa de inyección de agua en el borde de esta para suplementar su energía natural. Este programa se denomina manteniendo de presion con inyección de agua.


Se concluye que yacimiento acuifero son por su naturaleza invadidos con esta agua. No obstante, le heterogeidad del yacimiento puede limitar el efecto del empuje natural de agua en algunas porciones del mismo.

v 2. Empuje por gas en solución: el petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presión del yacimiento disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende , se expande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores, tal como se observa en la figura 1.5

La eficiencia de este mecanismo depende de la calidad de gas en solución, de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura geológica del yacimiento. Los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10-30% del POES debido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo. A medida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota en el incremento de las relaciones gas- petróleo (RPG) del campo. Los yacimientos con empuje de gas en solución son usualmente buenos candidatos para la inyección de agua

v 3. Empuje de la roca y de los fluidos: un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbuja. Entonces el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos.

Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión de yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento PVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyección de agua con el fin de mantener la presión del yacimiento y para incrementar la recuperación de petróleo

v 4. empuje por capa de gas: cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, como se muestra en la figura 1.6 debe existir una gran cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje de gas ayudado por el drenaje por gravedad. La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la presi0on del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores

Los yacimientos con capa de gas muy grande que se consideran como buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza la inyección para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyección de agua y gas, tal como se observa en la figura 1.7. Se deben tomar las precauciones con estos programas combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplazado hacia la región de la capa de gas y quede atrapado al final de la invasión.

v 5. drenaje por gravedad: el drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un mercado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llena r el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migración de gas es relativamente rápida comparada con el drenaje de petróleo, de la forma que las tasas de petróleo son controladas por la tasa del drenaje del petróleo.

SURGENCIA ARTIFICIAL. En los casos de Surgencia natural el fluido asciende por la tubería sin ayudas externas por efecto de la presión del yacimiento. Cuando la presión del yacimiento no es suficiente se requiere de otros métodos, algunos de los cuales se describen a continuación:

Para pozos que desde el mismo comienzo de su vida productiva no puedan fluir por flujo natural, se recurre entonces a la terminación por bombeo mecánico, bombeo hidráulico, levantamiento artificial por gas o bombeo mecánico asociado con inyección de vapor, según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir.

Ø 1. Bombeo mecánico. El revestimiento y la manera de terminar el pozo puede ser muy parecida a la antes descrita para pozos de flujo natural, excepto que la gran diferencia estriba en cómo hacer llegar el petróleo desde el fondo del pozo a la superficie.

El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión, suficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continúa del petróleo hasta la superficie.

La bomba se baja dentro de la tubería de producción y se asienta en el fondo con un elemento especial. La bomba es accionada por medio de varillas de aproximadamente 7,62 m de longitud cada una, que le transmiten el movimiento desde el "aparato de bombeo" que consta de un balancín 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 11/2 a 33/4 pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. Este mecanismo se aloja dentro o se enrosca en el extremo de la tubería. El 80% de los pozos de extracción artificial en la

El balancín de producción, que en apariencia y principio básico de funcionamiento se asemeja al balancín de perforación a percusión, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo (Figura 12).

La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie (Figura 13).

Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la manivela.


Tipo balancín.

Los diámetros de la bomba varían de 25,4 a 120 milímetros. El desplazamiento de fluido por cada diámetro de bomba depende del número de emboladas por minuto y de la longitud de la embolada, que puede ser de varios centímetros hasta 9 metros. Por tanto, el bombeo puede ser de fracciones de metro cúbico hasta unos 470 metros cúbicos/día.

A la válvula fija, ubicada en el fondo del cilindro. Luego se sube la sarta de varillas cierta distancia y por medio del vástago pulido, colgador y riendas se fija en el balancín, de manera que en la carrera descendente no golpee la válvula fija.

Otro tipo de bomba es la integral, en la cual todos sus elementos conforman una sola pieza, que utilizando la sarta de varillas se puede colocar o extraer, sin necesidad de sacar la sarta de educción, para cambiarle algunos de sus componentes o reemplazarla por otra del mismo diseño. Este tipo requiere que la sarta de educción sea provista de un nipe adecuado o dispositivo similar para encajarla.

Como las válvulas fija y viajera deben ser resistentes a la corrosión y a la abrasión, sus esferas y asientos se fabrican de acero inoxidable, acero templado, metal monel, aleaciones de cobalto, acero tungsteno o bronce.

Las varillas de succión son hechas de varias aleaciones de metales. Están sujetas a un funcionamiento mecánico que le impone esfuerzos de estiramiento, encogimiento y vibración; fatiga, corrosión, erosión.

Cada varilla tiene en un extremo una espiga (macho) redonda, sólida y roscada, y más abajo del hombrillo, en forma cuadrada, una muesca para encajar la llave para el enrosque y desenrosque. En el otro extremo lleva la caja o conexión hembra, internamente roscada, con muesca exterior o con muesca por debajo de la caja, para otra llave que facilita el enrosque o desenrosque de la varillas una tras otra.

Las varillas se fabrican, generalmente, en diámetros de 15,9; 19; 22,2; 25,4 y 28,6 milímetros, con sus correspondientes dimensiones para la espiga, hombrillo, caja, muesca,etc. La longitud de las varillas es de 7,6 y 9,15 metros. El peso de las varillas, en kg/30 metros de longitud, va desde 32,7 a 167,3 kilogramos.

Ø Bombeo Hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido motriz. 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.

En este tipo de mecanismo de extracción del petróleo del fondo del pozo, se usa como medio impelente del petróleo un fluido que se bombea por la tubería de educción. El agregado un mecanismo de pistones le permite realizar maniobras que consisten en la extracción artificial del fluido que contiene o produce el pozo por medio de un pistón con copas que sube y baja por el interior de la tubería de producción (tubing), conectado al extremo de un cable que se desenrolla y enrolla en longitudes previstas, según la profundidad, sobre un carretel movido mecánicamente. Mediante esta operación se pueden determinar el caudal y el tipo de fluido que la capa pueda llegar a producir.

El petróleo producido y el fluido impelente suben a la superficie por el espacio anular.

hidráulico para pozos petrolíferos

La mezcla pasa por un separador o desgasificador y luego a un tanque de donde el petróleo producido pasa al almacenamiento y suficiente impelente permanece en el tanque para ser succionado por la bomba y ser bombeado otra vez al pozo (Fig. 14).

Existe una variada selección de bombas de fondo y equipos afines de superficie para el diseño de bombeo hidráulico continuo o intermitente, de acuerdo con las características de flujo y requerimientos de los pozos.

Ø Levantamiento con gas. Gas Lift - Surgencia artificial. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente. El levantamiento artificial por gas, del tipo intermitente y continuo, se usa desde hace mucho tiempo. Mayor ventaja ofrece el tipo de inyección continua para hacer producir pozos que mantengan una razonable presión de fondo que sostenga un índice de productividad de líquidos no menor de 0,23 m3/día/kg/cm2 (1,45 brls/día). La selección de uno u otro tipo depende de la presión de fondo, de la disponibilidad del volumen y presión de gas requeridos, como de las características y condiciones del yacimiento.

El diseño y la instalación del sistema dependen de la selección de los elementos que van en el pozo: tipo de válvulas; espaciamiento y profundidad de colocación de las válvulas en la sarta; características de las sartas de revestimiento final y de educción; tipo de terminación del pozo y previsiones para posterior desencaje, cambio e inserción de elementos de la sarta, utilizando herramientas manipuladas desde la superficie por medio de un cable o alambre.

En la superficie, se dispone todo lo concerniente al manejo del gas que debe utilizarse: características, recolección, presiones, tratamiento, medición, control de volúmenes, compresión, distribución e inyección para la red de pozos del sistema. De igual manera, existen también en la superficie las instalaciones requeridas para recibir la producción de los pozos: gas-petróleo-agua, y efectuar su separación, tratamiento, almacenamiento, distribución y despacho.