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INGENERIA DE PRODUCCIÓN
Ingeniería de producción es la rama de la ingeniería que trata con procesos
de manufactura y métodos de elaboración de productos y mercancías industriales.
Persigue la integración de todos los factores relevantes a fin de elaborar soluciones óptimas a problemas complejos relacionados con la transformación de
insumos económicos en productos necesarios para la sociedad.
El Ingeniero de producción y de Producción Industrial estudia los sistemas
de producción en todas sus etapas desde la concepción y planificación inicial
hasta el diseño y la operación de dicho sistema. El Ingeniero de Producción es la
figura central para transformar un diseño en un producto, debe operar como
integrador de operaciones, coordinando personal, información y tecnología dentro
de una organización. Diseña sistemas tomando en consideración el uso de la
energía, protección ambiental y humana, gestión y control de procesos de
fabricación.
MECANISMO DE PRODUCCIÓN
Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente
subdivididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas
etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica.
La etapa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía
natural existente en el yacimiento. La secundaria, que actualmente es casi
sinónima de inyección de agua, se implementa usualmente después de la
declinación de la producción primaria. Entre estos procesos, los tradicionales son:
la inyección de agua y la inyección de gas.
Mecanismo de producción primaria: El empuje de petróleo hacia los
pozos se efectúa por la presión natural que tiene el yacimiento. En la práctica se
ha determinado que este empuje se puede derivar de la presencia de:
Casquetes de gas libre.
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Volumen de gas libre en el petróleo.
Volumen de agua dinámica subyacente.
Empuje por gravedad.
Por lo general se da el caso de que uno de estos mecanismos es
preponderante en empujar el petróleo hacia los pozos y la posible presencia de
otro podría actuar en forma coadyutoria.
Es muy importante detectar lo más anticipadamente posible el mecanismo
natural de empuje del petróleo ya que esta temprana apreciación servirá para
obtener el mayor provecho del futuro comportamiento del mecanismo en el
yacimiento y de cada pozo en particular. Además ayudará a estudiar futuras
aplicaciones de extracción secundaria por inyección de gas o de agua u otros
elementos.
Para detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al
procesamiento e interpretación de una extensa serie de información obtenida
durante la perforación de los pozos e información recabada durante el comienzo y
toda la etapa de producción primaria. Dicha información proviene de los siguientes
datos:
Características geológicas y petrofísicas de las formaciones petrolíferas.
Buzamiento de las formaciones.
Profundidad y espesor de las formaciones petrolíferas.
Porosidad y permeabilidad de los estratos.
Saturaciones de los fluidos (gas-petróleo-agua) en los estratos petrolíferos.
Relaciones Presión-Volúmen-Temperatura.
Historias de producción de los fluídos.
Profundidades de los contactos gas-petróleo-agua.
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Mecanismos Naturales de Producción
Un yacimiento de hidrocarburos es un medio poroso en cada una de cuyas zonas existe una, dos o tres
fases inmiscibles: agua, petróleo, y gas. Para extraer el petróleo contenido en los yacimientos hay que
perforar pozos, que conforman la unidad básica de producción o punto de drenaje. Un yacimiento puede
contener desde solo algunos pozos a cientos de ellos.
La producción de un pozo alcanza un nivel máximo y a partir de allí declina hasta un límite que puede
ser concebido por razones físicas o económicas según las características del yacimiento. Cuando el pozoalcanza su límite a nivel físico, las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos y los poros de la
arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo y este deja de fluir por su mecanismo natural de
producción o mecanismo de empuje.
La recuperación de petróleo por mecanismos naturales de producción se conoce con el nombre de
recuperación primaria y se refiere a la producción de petróleo desde el yacimiento sin el uso adicional de
ningún proceso, es decir, se produce únicamente por acción de la energía propia del reservorio.
Veamos las características de los principales mecanismos de empuje:
Mecanismo de Empuje por gas en solución:
• El empuje por gas en solución es también llamado empuje por gas disuelto; es comúnmente
comparado con el efecto de los gases en las bebidas gaseosas al abrir el envase. En este caso la
energía para transportar y producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el
petróleo.
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• Es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los reservorios de
petróleo del mundo.
• No existe producción de agua ya que la saturación de agua esta cerca del valor irreducible.
• La presión inicial del yacimiento está sobre o igual a la presión de burbujeo y declina rápida y
continuamente.
• La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 5 al 20% del
POES.
Mecanismo de Empuje de agua:
• Este mecanismo de empuje se produce por la apreciable expansión de agua del acuífero quedebe formar parte del sistema. A medida que se reduce la presión, el agua se expande, e invade
yacimiento, reemplazando parcialmente los fluidos extraídos del mismo.
• En este tipo de yacimientos no existe capa de gas y la producción de agua inicia muy temprano
e incrementa en cantidades apreciables. La conificación en este tipo de yacimientos puede
convertirse en un problema.
• La presión del yacimiento permanece alta por influencia del acuífero.
• La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 30 al 60% del
POES.
Mecanismo por capa de gas:
• Este mecanismo de empuje se produce porque a medida que se reduce la presión, la capa de gas
se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo.
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• La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de burbujeo.
• La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 20 al 40% del
POES.
Mecanismo por segregación gravitacional:
• Este mecanismo de empuje se produce cuando existe suficiente permeabilidad vertical para
permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del
reservorio.
• Generalmente no poseen capa de gas, pero la recuperación será mayor si existe alguna.
• La presión tiende a mantenerse.
• La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 25 al 80% del
POES.
• Es el mecanismo de empuje primario más eficiente.
Mecanismo de producción secundaria: 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
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viscosidad del petróleo, o comportamiento de fases favorable, se consideran
procesos EOR (del inglés Enhanced Oil Recovery). Debido a que un
desplazamiento inmiscible de gas es, por lo general, menos eficiente que una
inyección de agua, hoy en día se usa muy pocas veces como proceso secundario.
Cuando la energía natural del yacimiento ha sido agotada debido a la disminución de presión
que ocurre por la producción o recuperación primaria (llevada a cabo en la primera fase de
producción), entonces se requiere suministrar energía al yacimiento para continuar la
producción. Esta es una energía artificial para complementar la natural que aún posee el
yacimiento y este tipo de producción es conocida como recuperación secundaria del
petróleo.
Entre los mecanismos de producción secundaria se puede mencionar:
Inyección de fluido: consiste en colocar un pozo inyector de fluido hasta el fondo delyacimiento cuando este fluido es más denso que el petróleo, como por ejemplo el agua. En
este caso el agua empuja hacia arriba al petróleo. El pozo se coloca por encima de la zona de
petróleo cuando se va a inyectar gas por ejemplo, que es menos denso y empuja al petróleo
hacia abajo obligándolo a fluir hacia el pozo.
En vista de que la producción es muy importante, como se mencionó anteriormente, es
necesario estar empapado de los detalles de cada mecanismo, la eficiencia de ellos y las
condiciones necesarias para obtener su máximo rendimiento y de esta manera poder decidir
cual será utilizado y obtener la mayor cantidad de crudo posible.
Cabe destacar que, tener conocimiento sobre este tema es sin duda imprescindible paranuestra formación como ingenieros, puesto que una de las prioridades de este, es
proporcionar con sus conocimientos una gran producción a bajos costos y en un mínimo de
tiempo.
A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de
técnicas para el mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más
petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales
técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de
desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria,
son suplementales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo
el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en losporos de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y
puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las
variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas regiones
portadoras de petróleo.
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Casquete o empuje de gas:En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales
de presión y temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La
presión y la temperatura, bajo las condiciones normales, están relacionadas con la
profundidad.
Al poner el pozo a producir controladamente, la diferencia entre la presión del yacimiento y la
presión el el cabezaldel pozo (presión de flujo) hacen que el petróleo y el gas disuelto en éstelleguen a la superficie.
Por lo general, el control del volúmne de flujo en la superficie se hace mediante la instalación
de un estrangulador o reductor de diámetrode la tubería de producción en el cabezal del pozo.
El estrangulador se emplea para mantener el régimen de producción más eficiente de acuerdo
con la energía natural del yacimiento, de manera que la relación gas petróleo lograda durante
el periodo de extracción primaria redunde en el más alto porcentaje de petróleo en sitio
producido del yacimiento.
Para permitir el flujo del petróleo hacia el pozo, la tubería de revestimiento que cubre el estrato
productor se cañonea a una profundidad muy por de bajo del contacto gas-petróleo. Esto se
hace para evitar producir gas libre del casquete de gas. Sin embargo, al correr el tiempo y
debido a la extracción de crudo del yacimiento, la presión disminuye paulatinamente y el
volumen del casquete de gas aumenta, por lo cual el nivel del contacto gas-petróleo baja.
Este descenso del contacto gas-petróleo hace que los pozos ubicados en la parte estructural
más alta del yacimiento sean los primeros en producir gas del casquete.
Por su mecanismo y características de funcionamiento, el casquete o empuje de gas ofrece la
posibilidad de una extracción primaria de petróleo de 15 a 25 %. Por tanto, al terminar la
efectividad primaria del mecanismo, debido al abatimiento de la presión y producción del gas,queda todavía por extraerse 75 a 85% del petróleo descubierto.
Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre entonces a la
vigorización del macanismo mediante la inyección de gas o de gas y agua para restaurar la
presión
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Empuje por gas disuelto: En este tipo de mecanismo no existe capa o casquete
de gas. Todo el gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forma una sola fase, a presión
y temperaturas originalmente altas en el yacimiento.
Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creadohace que el gas comience
a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos durante cierta parte de la
vida productiva del yacimiento. Eventualmente, a medida que se extrae petróleo, se manifiesta
la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el casquete o capa de gas
en el yacimiento, inducida por la mecánica de flujo.
Este tipo de extracción es considerado más eficiente que el de casquete de gas. La práctica
ha demostrado que la extracción primaria puede alcanzar de 20 a 40% del petróleo en sitio.
La relación de gas disuelto en el petróleoes importante y el volumen de gas disuelto en el
petróleo esta en función de la presión y temperatura en el yacimiento y las características del
crudo.
Algunas veces puede ser que la presencia de agua en el fondo del yacimiento constituyan
latente mecanismo de expulsión.
Para la inyección de gas o de agua, previo los estudios requeridos, se escogeran pozos
claves existentes que puedan ser convertidos a inyectores o se abriran nuevos pozos para
tales fines.
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Empuje por agua
El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción de
petróleo. Su presencia y actuación puede lograr que se produsca hasta 60% y quizas más del
petróleo en sitio.
Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada
entre el régimen de producción de petróleo que se establesca para el yacimiento y el volumen
de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente o contacto agua-petróleo debe
mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo
ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presión en el
yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete
de gas.
La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañoneabastante por encima del
contacto agua-petróleo para evitar la producción de aguamuy tempranamente.
Cuando se detecta el influjo drástico del agua se procede a analizar los estudios de
comportamiento preparados sobre el yacimiento. Es posible que lo más recomendable sea
aislar por cementación forzada las perforaciones por donde esta fluyendo el agua y cañonear
el revestidor a más alto nivel del contacto agua-petróleo. O en caso de conificación, con cerrar
el pozo por cierto tiempo se produce la desaparición del cono al equilibrarse el contacto agua-
petróleo.
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El cono se produce debido a la movilidadcon que el agua y el petróleo se desplazan
hacia el pozo. En este caso, la relación de movilidad petróleo-agua favorece al agua y hace
que el petróleo quede rezagado.
Empuje por gravedad
Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento que de un punto a otro
crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en grados y puede ser muy pequeño (2º), o
puede ser muy empinado (45º) o más. Mientras más alto sea el buzamiento, mayor
oportunidad tendrá el petróleo escurrirse buzamiento abajo.
Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamiento arriba empezarán a mostrar
incrementos en su relación gas-petróleo durante cierta época de su vida productiva. El
mantenimineto de la presión del yacimiento por la inyección de gas equivaldría a que la masa
de gas actuara como émbolo que comprime y desplaza el petróleo hacia los pozos ubicados
buzamiento abajo, los cuales tendrán mucho más tiempo de incrementar su relación gas-
petróleo, según su posición estructural.
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En el caso de la presencia de un acuífero bien definido, su avance está relacionado con el
régimen de producción que se desee imponer al yacimiento. Sí el agua se desplaza
buzamiento arriba, lo cual no es muy factible cuando el buzamiento es alto, los pozos
buzamiento abajo empezarán a producir agua cuando el contacto agua-petróleo haya subido a
los intervalos donde fue cañoneado el revestidor.
La ubicación de los pozos es muy importante para poder obtener el mayor provecho de
producción de petróleo durante el más largo tiempo sin que se produzca gas del casquete que
eventualmente se formará, o agua en el caso de avance del contacto agua-petróleo.
Mecanismo de producción terciaria: 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 rentable.
La Figura 1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de producción de
petróleo.
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DESVENTAS A CONSIDERAR DE LAS TRES ETAPAS DEL
MECANISMO DE PRODUCCION
La desventaja de las tres etapas tiene como secuencia cronológica que
muchas operaciones de producción de los yacimientos no se llevan a cabo en elorden 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 económicas 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 cronológica de agotamiento, podría
ser utilizado como el primer, y quizás el único, proceso a 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 terciario se observa que una inyección de agua
disminuirá su efectividad, entonces la etapa de inyección de agua podría ser
relegada. Debido a estas situaciones, el término “recuperación terciaria” ha caído
en descenso en la literatura de ingeniería de petróleo y la designación de métodos
EOR ha venido a ser la más aceptada.
Empuje por Agua o Hidráulico: 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
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de él. El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para
la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se
produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio.
Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga unarelación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se
establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el
yacimiento. El frente o contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el
espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado
uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presión en el
yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de
un casquete de gas.
El agua en un acuífero está 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 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. La geología del yacimiento, la heterogeneidad, y
la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del
recobro.
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.
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Causas que originan la perforación direccional
Localizaciones inaccesibles: Son aquellas áreas a perforar donde seencuentra algún tipo de instalación o edificación (parque, edificio), odonde el terreno por condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas)hacen difícil su acceso.
• Domo de sal: donde los yacimientos a desarrollar están bajo lafachada de un levantamiento de sal por razones operacionales no sedesee atravesar el domo.
• 3. Formaciones con fallas: donde el yacimiento esta dividido porvarias fallas que se originan durante la compactación del mismo.
• 4. Múltiple pozo con una misma plataforma: desde la plataformase pueden perforar varios pozos para reducir el costo de laconstrucción de plataformas individuales y minimizar los costos porinstalación de facilidades de producción.
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Pozo de alivio: es aquel que se perfora para controlar un pozo enerupción. Mediante el pozo se contrarresta las presiones queocasionaron el reventón
• 6. Desarrollo múltiple de un yacimiento: cuando se requiere drenarel yacimiento lo mas rápido posible o para establecer los limites decontacto gas/petróleo o petróleo/agua
