Estudio teórico de la eficiencia de la producción de un pozo de petróleo desde la arena productiva hasta el tanque de almacenamiento

Abstract

En esta época de la tecnología moderna, a pesar del gran avance técnico alcanzado en todos los aspectos que comprende la industria del Petróleo, refiriéndonos a la fase de producción particularmente, podemos decir que no podemos enfatizar un conocimiento total acerca de los distintos factores que gobiernan o rigen la producción de un pozo, o más específicamente, se conoce poco acerca de la habilidad de un pozo para producir fluido. Es de esperar pues que el ingeniero de Producción, para emprender su trabajo de análisis, interpretación y predicción del rendimiento óptimo de un pozo, debe tener un conocimiento cabal de los principios que rigen las siguientes etapas: 1.- Performance del flujo en el medio poroso o in Flow performance. - Se refiere at movimiento de los fluidos del reservorio, al fondo del pozo, este flujo es a través del medio poroso y está comprendido específicamente, dentro de la ingeniería de Reservorios, nuestro interés se limita soto a predecir et grado de eficiencia con et cual et fluido llega al fondo del pozo, y como se adapta a tas condiciones de flujo del fondo del pozo. 2.- Performance del flujo en la tubería vertical o vertical Lift performance. Comprende un estudio de las pérdidas de presión, en tas tuberías verticales que conducen mezclas de dos fases: gas y líquido, así mismo ¡as correcciones que se usan para examinar las variables tates como: e! diámetro del tubing, relación gas-líquido, régimen de producción, sobre las gradientes de presión de flujo de tos pozos. Los estudios realizados por Gilbert, sobre este punto han sido un aporte grandioso, a la literatura técnica existente y ha dado tas pautas para nuevas investigaciones, que, sin tugar a dudas, redundarán en un mejor conocimiento de la habilidad de los pozos para producir petróleo. 3.- Performance en la línea superficial o Surface performance. - Se refiere al movimiento de los fluidos de la cabeza del pozo, al tanque de almacenamiento, importante en esta fase es el control de la contrapresión, producida en la cabeza del pozo, por las pérdidas de presión que acompañan al flujo de petróleo, agua y gas, a través de un BEAN, o línea de restricción de flujo y después de éste, por las tuberías de transporte en la superficie. Después de estudiar estas tres fases separadamente se pueden relacionar y podemos obtener el comportamiento de un pozo fuente en base a una eficiencia total. En el capítulo V, se han desarrollado expresiones que nos permiten calcular los cambios de energía que acompañan a la producción de un pozo de petróleo, de acuerdo a ciertas consideraciones. Así mismo se han incluido en el Capítulo Vi, expresiones simplificadas para hacer el balance de material en un pozo de petróleo, con las cuates estamos en condiciones de: a) Determinar el petróleo "in-situ" en un reservorio. b) Predecir la performance futura del reservorio. Se ha incluido ejemplos para los incisos a) y b) y su resolución por las fórmulas simplificadas. Para concluir he creído conveniente incluir en el Capítulo VII, un estudio reciente de investigación del flujo de múltiple fase, tanto vertical como horizontal, de aplicación práctica y en el cual, se ha tenido en cuenta el estudio de numerosos factores tales como: diámetro de la tubería, relación gas-líquido, régimen de flujo del líquido, viscosidad del líquido, tensión superficial del líquido, °API del petróleo, etc. sobre las gradientes de presión de flujo. Las correlaciones hechas tanto para el flujo vertical y horizontal, pueden combinarse, y nos proveerán de un método para determinar el máximo régimen de flujo tanto de pozos fuentes como de pozos de gas-lift.