Universidad Nacional Experimental Politécnica De La Fuerza Armada Nacional

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Índice de productividad

El índice de productividad o IP es el potencial o habilidad de un pozo para producir fluido del yacimiento dependiendo de un diferencial de presión, además de ser un parámetro exclusivo del pozo y un indicador de la capacidad productiva del mismo. La variación del IP depende de cómo fluctúa la tasa de producción y el diferencial de presión. El cual permanece constante para un rango amplio de variación de tasa de flujo, en tal forma que esta es directamente proporcional a la presión diferencial del fondo. Donde la razón de la tasa de producción, en barriles fiscales por día, a la presión diferencial (Pe-Pwf), en libras por pulgadas cuadradas, en el punto medio del intervalo productor y esto se conoce como la ecuación de índice de productividad.

El IP es medido 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 para determinar la presión estática (Pe), y luego que el pozo haya producido a una tasa estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión de fondo fluyente (Pwf). La diferencia (Pe-Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión. La tasa 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 desplazamientos positivos.

Yacimientos saturados e subsaturados

El punto de burbuja o burbujeo es una fase liquida con una cantidad infinitesimal de gas, en otros términos es cuando aparece la primera burbuja. De acuerdo a este punto se obtiene la siguiente clasificación para los yacimientos.

Yacimientos saturados

En estos yacimientos la presión inicial es menor o igual que la presión de burbuja, por ende el yacimiento es bifásico, contiene una zona líquida y otra gaseosa (figura1). Debido a que la composición del gas y el crudo son diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío (fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de líquido) y podría ser retrógrada o no retrógrada. El comportamiento retrógrado se produce por la disminución de presión que produce condensación en parte de la mezcla.

Yacimientos Subsaturados

En estos yacimientos la presión inicial es mayor que la presión de burbuja, por ende el gas se encuentra aun 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 mas incrementable, mientras que el flujo de crudo decrece gradualmente.

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Análisis Nodal

Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto, permite predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, como resultado de este análisis, se puede obtener por lo general una mejoría en la eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción.

El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal, es uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de producción. El análisis nodal, evalúa un sistema de producción dividido en tres componentes básicos:

- Flujo a través de medios porosos

- Flujo a través de tubería vertical o de producción (T.P.)

- Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga (L.D.)

Para la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes, se obtiene la caída de presión en cada uno de ellos. Para la obtención de las caídas de presión, se deben de asignar nodos en diversos puntos importantes dentro del sistema de producción, (figura2) por lo tanto, se varían los gastos de producción y empleando un método de cálculo adecuado, se calcula la caída de presión entre dos nodos. Después, se selecciona un nodo de solución y las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el nodo de solución o incógnita. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, siendo estas la presión del separador (PSep) y la presión estática del yacimiento (Pws). Por lo tanto teniendo la presión en alguno de estos dos nodos, se pueden determinar las caídas de presión en algún punto intermedio. La evaluación del sistema de producción por medio del análisis nodal, puede ayudarnos a la solución de problemas; en donde se incluyen caídas de presión a través de:

- Estranguladores superficiales y de fondo

- Diámetros de aparejos de producción

- Válvulas de seguridad, etc.

[pic 4] [pic 5]

Los resultados del análisis del sistema, no solamente permiten la definición de la capacidad de producción de un pozo, para una determinada serie de condiciones, sino también muestran como los cambios en cualquier parámetro afectan su comportamiento. Las curvas de capacidad de producción, son una función de los principales componentes de un sistema, como son: Datos del yacimiento, características del aparejo de producción, de la línea de descarga, presión en el nodo inicial y final, producción de aceite, gas y agua, relación gas-liquido, temperatura, composición del aceite y gas, topografía del terreno y forma de perforación del pozo, ya sea vertical, direccional u horizontal. (Garaicochea B. 1987).

Levantamiento artificial por bombeo mecánico

El bombeo mecánico es uno de los métodos de producción más utilizados (80-90%), el cual su principal característica es la de utilizar una unidad de bombeo para transmitir movimiento a la bomba de subsuelo a través de una sarta de cabillas y mediante la energía suministrada por un motor.

El bombeo mecánico está compuesto básicamente por las siguientes partes: