Empuje por capa de gas - I

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 ex- traen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas ayu- dado por el drenaje por gravedad. La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.

Expansión 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 rápi- damente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbu- jeo. 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 del yaci- miento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comporta- miento PVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyección de agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y para incrementar la recuperación de petróleo.

Empuje por gas en solución - II

Empuje por gas en solución - I

El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yaci- mientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presión del ya- cimiento disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se ex- pande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores, tal como se observa en la Figura 1.5. La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en so- lución, de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura geológica del yaci- miento. 

Los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10 a 30% del POES, de- bido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo (Figura 1.4). A me- dida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, pro- vocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota en el in- cremento de las relaciones gas-petróleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empu- je por gas en solución son usualmente buenos candidatos para la inyección de agua.

Empuje por agua - II

La extensión 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 él proveniente de perforaciones o de otras fuentes. Una medida de la capacidad del empuje con agua, se obtiene de la presión del yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos, lo cual permite calcular el influjo de agua. Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacimiento, se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de éste para suplementar su energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua. Se concluye que yacimientos con un fuerte acuífero son por su naturaleza invadidos por esta agua. No obstante, la heterogeneidad del yacimiento puede limitar el efecto del empuje natural de agua en algunas porciones del mismo.

Empuje por agua - I

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 encuen- tran en el margen del campo, como se observa en la Figura 1.3. El agua en un acuífero está comprimida, pero a medida que la presión del yaci- miento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero. Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua. Tal como se observa en la Figura 1.4, en algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro ^ntre un 30 y un 50% del petróleo original in situ (POES). La geología del yacimiento, la heterogeneidad, y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro. Yacimientos con un fuerte empuje de agua han sido descubiertos en todo el mundo, por ejemplo Campo East en Texas, los yacimientos de Arbuckle en Kansas, los yacimientos de Tensleep en Wyoming y los yacimientos de ios campos Silvestre y Sinco en Barinas y Lama del lago de Maracai- bo, en Venezuela.

Mecanismos de producción primaria

La recuperación primaría resulta de la utilización de las fuentes de energía natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos pro- ductores. Tales fuentes son: el empuje por agua, el empuje por gas en solución, la ex- pansión de la roca y de los fluidos, el empuje por capa de gas y el drenaje por gravedad.

Producción primaria, secundaria y terciaria - IV

Otro concepto asociado se designa con el término IOR (del inglés Improved Oil Recooery), que se refiere a las medidas que se toman durante las etapas de recupera- ción primaría y secundaría para incrementar el recobro de petróleo14. Incluye lo con- cerniente a EOR y, además, otras actividades como: caracterización de los yacimien- tos, mejoramiento de la gerencia de los yacimientos y perforaciones interespaciadas.

Producción primaria, secundaria y terciaria - III

La desventaja de considerar las tres etapas como una secuencia cronológica es que muchas operaciones de producción de los yacimientos no se llevan a cabo en el orden especificado. 

Un buen ejemplo es la producción de petróleo pesado que ocurre en todo el mundo: si el crudo es suficientemente viscoso, no puede fluir a tasas econó- micas mediante empujes de energía natural, de tal manera que la producción primaria sería insignificante; tampoco la inyección de agua sería factible, por lo que el uso de energía térmica podría ser la única forma para recuperar una cantidad significativa de petróleo. En este caso, un método considerado como terciario en una secuencia cro- nológica de agotamiento, podría ser utilizado como el primer, y quizás el único, proce- so por aplicar. En otras situaciones, los denominados procesos terciarios podrían ser aplicados como operaciones secundarias en lugar de la inyección de agua. 

Esta acción puede ser determinada por factores como la naturaleza del proceso terciario, la disponibilidad de los fluidos para inyectar y la economía. Por ejemplo, si antes de aplicar un proceso ter ciario se observa que una inyección de agua disminuiría su efectividad, entonces la etapa de inyección de agua podría ser relegada. Debido a estas situaciones, el término "recuperación terciaria" ha caído en desu- so en la literatura de ingeniería de petróleo y la designación de métodos EOR ha venido a ser la más aceptada1. 

Así, como se observa en la Figura 1.2, actualmente los proce- sos de recobro de petróleo se clasifican en convencionales y procesos EOR3.

Producción primaria, secundaria y terciaria - II

En cuanto a la recuperación terciaria, la tercera etapa de producción, es la que se obtiene después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso secundario utilizado). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles, químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después de que un proceso secundario se vuelve no rentable1. La Figura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de producción de petróleo2.

Producción primaria, secundaria y terciaria - I

Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdi- vididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica. 

La eta- pa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento. La secundaria, que actualmente es casi sinónima de in- yección de agua, se implementa usualmente después de la declinación de la produc- ción primaria. Entre estos procesos, los tradicionales son: la inyección de agua y la in- yección de gas. 

La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico. 

Los procesos de gas basados en otros mecanismos, como hinchamiento del petróleo, reducción de la viscosidad del petróleo, o comportamiento de fases favorable, se consideran procesos EOR. Debido a que un desplazamiento inmiscible de gas es, por lo general, menos efi- ciente que una inyección de agua, hoy en día se usa muy pocas veces como proceso secundario.

Introducción

El 85% de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% del petróleo in situ. Como esta recuperación es todavía baja, para incrementarla se han desarrolla- do nuevos métodos y técnicas de recobro mejorado de petróleo, EOR (del inglés Enhanced Oil Recouery), los cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas o líquido, dentro del yacimiento. Hoy en día, la inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos EOR, y hasta esta fecha es el proceso que más ha contribuido al recobro extra de petró- leo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua, todavía queda en el yacimiento más del 50% del petróleo original in situ.

APLICACIONES

· Con base en el estudio realizado de los equipos de perforación, exponer las características principales del equipo en que se encuentre laborando

(perforación ó de mantenimiento).
Mástil (marca, tipo y capacidad):
Máquinas:
Malacate:
Bombas de lodo:
Generadores:
Cable de perforación y tipo de ancla:
Números de viajes aproximados para su transporte:
Tiempo programado de instalación y desmantelamiento:
Otros:

· Realizar una planeación de desmantelamiento, transporte e instalación del equipo en que labora. Anotando las medidas de seguridad y protección  ambiental en las tres actividades.

LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL - IV

LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL - II

LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL - I

Antes de izar o abatir el mástil, es necesario realizar la inspección de su equipo con el apoyo de una lista de verificación que se proporcionó en el manual para Perforador-Cabo, así como aplicar la lista de los “puntos críticos”. No olvidar que antes de iniciar las operaciones, se debe de realizar la plática de seguridad y de las actividades por realizar, con el personal del equipo, así mismo dar instrucciones para verificar que el personal cuente con el equipo de seguridad personal completo. 

A continuación se presenta la información de las capacidades de izaje y frenado de algunos malacates y del guarnido de aparejos, como un apoyo en la instalación del equipo (Tabla 13.4, Fig. 13.12 y Fig. 13.13).

SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL

Sabemos bien que el mástil se arma en posición horizontal y posteriormente es levantado ó izado hasta una posición vertical, en esta operación algunas partes del mástil estarán sujetas a un esfuerzo considerable debido a la resistencia de su propio peso para levantarlo. A éstas partes del mástil se le denomina “Puntos críticos” y debido a su importancia se recomienda supervisarlos y revisar minuciosamente que se encuentren en buenas condiciones. Puntos críticos: 

1. Poleas de izaje

 2. Brida igualadora (Tipo “A”) 

3. Estribo de la polea de izaje 

4. Ancla del cable(guía, tornillos y pernos) 

5. Grapa del ancla(pochitoca) 

6. Tornillos que sujetan ala grapa(Grado 5) 

7. Sensor verificado y en condiciones 

8. Pernos en el malacate y con chavetas 

9. Soldadura en la base del caballo 

10.Candado principal 

11.Soquets y el izaje de la brida 

12.Base de la brida de izaje 

13.Los cables auxiliares sujetos a las piernas del mástil 

14.Los cables del guarnido y guía 

15.Poleas de la corona y viajera (block)

PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA INSTALACIÓN O DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO - II

Para la actividad de programación se describen todas las actividades por realizar, aplicando todos los recursos planeados, como se menciona en el ejemplo del manual para Perforador-Cabo (Capítulo 14. “Instalación y Desmantelamiento de equipos”).

PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA INSTALACIÓN O DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO - I

En el movimiento de equipos se deben considerar los factores que intervienen en la selección de recursos humanos, equipos y materiales, acorde a las características de cada uno de ellos. Es por esto, que de acuerdo al tipo y diferentes características de los equipos, se requiere actividades y procedimientos adecuados a los mismos para la instalación y desmantelamiento. Sin embargo, las secuencias de las operaciones en su mayor parte se generalizan, siendo una guía el ejemplo proporcionado en el manual para Perforador-Cabo. 

Todo el gabinete electrónico, gabinete de control, radiadores, casetas de plantas de luz, la unidad operadora de los preventores, etc. Se conceptúan dentro del equipo que requiere trato especial por sus mismas características de construcción y la vibración a que se someten durante el transito a la nueva localización ó a los talleres, por lo que se debe tomar las medidas que eviten de alguna forma someterlos al máximo a esfuerzos que pudieran causar daños a las partes que lo integran. En toda operación son necesarias en forma preliminar las actividades de planeación y programación para el buen desarrollo y seguridad de la misma y lograr los objetivos. Desde un punto de vista en forma sencilla, podemos decir que la planeación contesta la pregunta ¿Qué se debe hacer?, y la programación ¿Cómo se debe hacer? Planear el desmantelamiento, transporte e instalación de un equipo, es determinar las metas y métodos para alcanzarlas, el siguiente diagrama le proporciona una guía para esta actividad:

Malacate:

Es la unidad de potencia más importante de un equipo. Por lo tanto, su selección requiere de un mayor cuidado al adquirir los equipos o, en su caso, al utilizarlos en un programa especifico. Los malacates han tenido algunos cambios evolutivos, pero sus funciones son las mismas. 

Es un sistema de levantamiento en el que se puede aumentar o disminuir la capacidad de carga, a través de un cable enrollado sobre un carrete. 

El malacate está instalado en una estructura de acero rígida. Esto permite que pueda transportarse con facilidad de una localización a otra (figura 13.11) Considerando que todos los componentes de un equipo son adecuados, la capacidad del equipo se limita a la carga que el malacate pueda levantar y sostener con seguridad.

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 marcado 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 llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por la tasa del drenaje del petróleo. 

El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de producción en varios ya- cimientos de California. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesa- dos no son candidatos para la inyección de agua5. La Tabla 1.1 muestra un resumen y algunas características importantes de los mecanismos de producción primaria presentes en los yacimientos de petróleo. 

Un aspecto común a todos los mecanismos de agotamiento o de recuperación primaria es el hecho de que para que los mismos actúen debe existir una reducción de presión en el yacimiento; por esta razón, cuando en algún momento de la vida de un yacimiento se inicia un proceso de inyección de fluidos que mantiene total o parcial- mente la presión promedio del yacimiento, se está reemplazando, total o parcialmente según el grado de mantenimiento de presión, un mecanismo primario por uno de recu- peración secundaria o adicional, basado principalmente en el desplazamiento inmisci- ble del fluido en el yacimiento (petróleo) por el fluido inyectado (agua o gas). La efecti- vidad y rentabilidad de este reemplazo de mecanismo en cualquier etapa de la vida de un yacimiento, determina el momento óptimo en que se debe iniciar un proceso de in- yección de fluidos7.

Combinaciones de aparejos - III

Con el mismo número de poleas, pero con el ancla en la polea viajera (Fig.13.10) 

Conclusiones:
1. La carga real ejercida sobre el mástil es mayor que la carga por levantar.
2. A medida que aumenta el número de poleas, disminuye la carga real sobre el mástil.
3. Fijar la línea muerta sobre la polea viajera reduce la carga del mástil.
4. El uso de poleas disminuye la fuerza necesaria entre las líneas para mover una carga dada

Combinaciones de aparejos - II

Con aparejo de 3 poleas en la corona y 2 viajeras y ancla en la pierna del mástil (Fig.13.9)

Combinaciones de aparejos - I

El número de poleas y el arreglo del cable a través de ellos son importantes. Un fenómeno del sistema de aparejo de poleas es que la carga real en la estructura es mayor que el peso real levantado. Análisis de esfuerzos en el mástil debido a la combinación de aparejos. 

Con una polea (Fig.13.8)