LA BOMBA DE SUBSUELO

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ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

El índice de productividad, es un indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo. Se expresa como la relación entre el caudal producido en tanque (Q) y la caída de presión del yacimiento. Cuando la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) es más grande que la presión de punto de burbuja (Pb), el flujo de fluido es similar a un flujo monofásico.

Es la razón de la tasa de producción, en barriles por día, a la presión diferencial (P e – Pf ) en el punto medio del intervalo productor. Es el inverso a la pendiente de la curva IPR, y está definido como:

IP= Q[pic 7]

Pe - Pf

Dónde:

- IP = Índice de productividad, BD/Lpc

- Q = Tasa de producción, B/D

- Pe= Presión estática, Lpc

- Pf= Presión de fondo fluyente, Lpc.

El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir fluidos. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión estática p-e, y luego que el pozo haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo, Pf empleando el mismo medidor. La diferencia (Pe - Pf) se denomina presión diferencial o caída de presión (P - Pf).La rata de flujo se determina por medio de medidas en el tanque de almacenamiento o, en algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de desplazamiento positivo.

En algunos pozos el índice de productividad o IP permanecerá constante para una amplia variación en la rata de flujo, en tal forma que ésta es directamente proporcional a la presión diferencial de fondo.

- Índice de productividad constante

En algunos pozos, en particular los que producen bajo empuje hidráulico, el índice de productividad permanece constante para una amplia variación en tasa de flujo, en tal forma que ésta es directamente proporcional a la presión diferencial (P e – P f ) de fondo.

- Índice de productividad variable

En otros casos, como pozos de yacimientos con empuje de gas en solución, la proporcionalidad no es lineal y el índice de productividad disminuye.

La causa de este efecto se debe a varios factores:

- Efecto de turbulencia por el aumento de la tasa de flujo.

- Disminución en la permeabilidad relativa del petróleo debido a la presencia de gas libre resultante de la caída de presión en el pozo.

- Aumento de la viscosidad del petróleo con la caída de presión por debajo del punto de burbujeo.

- Reducción en la permeabilidad debido a la compresibilidad de la formación.

En la práctica los valores de IP son muy variados, dependiendo de las características de producción de cada pozo.

Cuando se trata de yacimientos con empuje por gas en solución, ya se ha establecido que el índice de productividad no es constante. Para esto, Vogel ha desarrollado una curva IPR adimensional.

Vogel realizó un estudio completo para un determinado número de yacimientos con dicho mecanismo de producción y llegó a la conclusión que la forma de la curva es siempre la misma, para cualquier momento en la vida productiva del yacimiento.

Razones por las cuales los índices de productividad son útiles:

- Los índices de productividad se pueden usar para comparar la productividad del negocio con la de la competencia, esto es, para saber si se está llevando a cabo una adecuada administración de los recursos con respecto a la competencia

- Los índices de productividad permiten al administrador controlar el desempeño de la empresa, en particular, para detectar algún cambio en la productividad de la empresa.

- Los índices de productividad pueden usarse para comparar los beneficios relativos que pueden obtenerse con algún cambio en la utilización de los factores de producción, por ejemplo, la compra de un nuevo equipo, o la utilización de materia prima diferente.

- Los índices de productividad pueden usarse para propósitos administrativos internos como, por ejemplo, la negociación con el personal.

YACIMIENTOS SUBSATURADOS

En estos yacimientos la presión inicial es mayor que la presión de burbuja, por ende el gas se encuentra aún disuelto en el petróleo y no hay volumen inicial de capa de gas. Inicialmente se encuentra en la fase líquida, eventualmente las burbujas de gas se desprende una vez alcanzado el punto de burbuja, en donde el gas liberado posteriormente se aglutina hasta tener condiciones de flujo al pozo en cantidades cada vez más incrementable, mientras que el flujo de crudo decrece gradualmente.

Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las "fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarburos están formadas por la expansión de los fluidos y la reducción del volumen poroso.

Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua intersticial se expanden originando flujo de petróleo hacia el pozo.

Esta disminución en la presión también origina una contratación en el volumen poroso, lo cual ayuda a la expansión de los fluidos. Segregación gravitacional, puede ocurrir en este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia cuando se maneja adecuadamente. Dado que una parte del yacimiento puede tener la

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