PRODUCCION II

1. PRODUCCION II • Titular : Ing. Mario C. Sánchez e-mail : mcsanchez@uncu.edu.ar • Colaboradores: • Ing. Marité Alvarez e-mail : ingmarite@yahoo.com.ar ingmarite@hotmail.com _ Ing. Adrián Aguirre e-mail : adrianaguirre1@yahoo.com

2. PRODUCCION II • Cursado: Lunes y Miércoles de 18:00 a 20:00 hs. • Aprobación del cursado : • Acreditar el 70 % de asistencia a clases. • Finalizar el proyecto iniciado en Producción I , diseñando las instalaciones de superficie necesarias para transportar, separar, tratar y hacer disposición final del petróleo producido y del agua y barros productos de la producción. • Aprobar el proyecto realizado en el punto 2 Una vez aprobado el proyecto y con un mínimo del 70 % de asistencia, el alumno esta en condiciones de rendir el examen final. Condiciones para alumnos regulares y libres.

3. INGENIERIA DE PRODUCCION II Producción II es la parte de la Ingeniería de Producción que se encarga del control de la extracción de petróleo y gas, transporte, separación, y tratamiento de los estos, haciendo disposición final del crudo, agua y barros de producción, en condiciones operativas seguras

4. CONDICIONES DE PRODUCCION • Cuando un pozo de petróleo ha sido perforado y está confirmado su potencial productivo, se deben analizar determinadas condiciones del pozo para decidir la forma en que se lo va a hacer producir. En primer lugar analizar el potencial energético del pozo , que esta dada por la presión que posee la formación productiva. A esa presión la denominamos PE ( Presión estática )

5. CONDICIONES DE PRODUCCION • La PE es la presión de los fluidos en la formación y si esta es suficiente para vencer las pérdidas de carga desde la formación hasta su destino en superficie ( tanque ), el pozo será surgente . Es decir si : • PE > Pérdidas de carga ( Pct+Ph+Pcs )= Pozo surgente • Pct= pérdidas de carga en el tubing • Ph = Presión hidrostática en el tubing desde el fondo a superficie • Pcs = Pérdidas de carga en superficie

6. CONDICIONES DE PRODUCCION • En caso de que la PE no logre vencer las pérdidas de carga descriptas, los fluidos del pozo no podrán llegar por su propia energía a la superficie y alcanzarán una determinada altura dentro del pozo , cumpliendo la siguiente ecuación : • PE =Ph Esta altura que alcanza el fluido dentro del pozo se denomina nivel del fluido .

7. CONDICIONES DE PRODUCCION • Este nivel de fluido , que será máximo cuando el pozo no produzca y equilibrará la PE de la formación , bajará cuando le apliquemos al pozo algún sistema de extracción artificial , hasta un valor en el cual la entrada de fluido de la formación equilibrará al fluido extraido. • Este nuevo nivel ejercerá una presión sobre la formación y se denomina nivel dinámico. La presión se expresa como Pwf ( Presión dinámica de fluencia ).

8. CONDICIONES DE PRODUCCION • Como consecuencia de lo dicho, se deduce que los diseños de los sistemas extractivos deberán ser tales que la Pwf tienda a cero ( Caudal máximo posible = Qmáx ), lo que físicamente implica que el nivel dinámico tenderá a cero y todos los fluidos que salen de la formación serán extraidos. Es el caudal de diseño de los sistemas artificiales de extracción, y se establece la siguiente ecuación: Qmax. = IP * ( PE – Pwf )

9. SISTEMAS EXTRACTIVOS • Hemos justificado como una de las variables de diseño, el Q máx, que se obtiene de los ensayos de pozos , una vez que este es perforado, entubado y ensayado. Otras variables a tener en cuenta son : • Diseño del pozo ( diámetro de casing, profundidad de punzados, etc ) • Condiciones de superficie, facilities , etc • Condiciones de los fluidos a extraer ( % de agua, salinidad, Tº , corrosividad, etc.) • Con esta información , que debe ser lo mas confiable posible, se diseña el sistema extractivo

10. SISTEMAS EXTRACTIVOS • Los sistemas extractivos los podemos clasificar en función del tipo de energía usada para extraer los fluidos de los pozos , a saber . • Energía mecánica : Bombeo mecánico Bombeo de cavidades progresivas – PCP • Energía del fluido : Gas Lift Continuo Gas Lift Intermitente PlungerLift • Energía hidráulica : Bombeo Hidráulico • Energía eléctrica : Bombeo centrifugo electrosumergible

11. Utilización de los distintos tipos de bombeo • SistemaN°de pozos% Bombeo mecánico 11.295 80,8 Bombeo electrosumergible 941 6.9 Bombeo por cavidades progresiva 673 4.8 Gas Lift 259 1,8 PlungerLift 225 1,7 Bombeo hidráulico 204 1,1

12. Transporte de Petróleo • En el mundo del petróleo los oleoductos y los buques tanqueros son los medios por excelencia para el transporte del crudo.El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la exportación.Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de acero a lo largo de un trayecto determinado, desde el campo productor hasta el punto de refinación y/o de embarque.La capacidad de transporte de los oleoductos varía y depende del tamaño de la tubería. Es decir, entre más grande sea el diámetro, mayor la capacidad. En Argentina hay oleoductos desde 6 hasta 36 pulgadas de diámetro.Estas líneas de acero pueden ir sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía. En Argentina generalmente van enterradas a 1.50/2.0 metros de profundidad.

13. Transporte de Petróleo • En la parte inicial del oleoducto una estación de bombeo impulsa el petróleo y, dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan estratégicamente otras estaciones para que le permitan superar sitios de gran altura, como las cordilleras de America.Los oleoductos disponen también de válvulas que permiten controlar el paso del petróleo y atender oportunamente situaciones de emergencia, como las que periódicamente ocurren por efecto de las voladuras.El gas natural se transporta en idénticas circunstancias, pero en este caso la tubería se denomina gasoducto.Hay ductos similares que cumplen funciones específicas: Líneas de conducción, colectores generales y de control, oleoductos secundarios y principales , etc • Los buque-tanques son a su vez enormes barcos dotados de compartimientos y sistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo, gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte más utilizado para el comercio mundial del petróleo.La capacidad de estas naves varía según el tamaño de las mismas y de acuerdo con el servicio y la ruta que cubran. Algunas pueden transportar cientos de miles de barriles e incluso millones.

14. Separación

15. Almacenaje-ESQUEMA DE LA BATERÍA - • -

16. Almacenaje-Playa de tanques Retorno TK1 Almacenaje TK2 Almacenaje y lavador RECINTO TK3 Lavador Agua dulce

17. Tratamiento de petróleo • El tratamiento de los crudos consiste en separar el agua ( + sedimentos ) del petróleo y eliminar las sales ( desalinizarlo ) para dejarlo en condiciones de ser comercializado . Estas condiciones normalmente son menos del 1 % de agua y menos de 100 gr/m3 de sales, expresadas como ClNa. Los tratamientos para dejarlo en estas condiciones se llaman: deshidratación y desalación

18. Tratamiento de petróleo MÉTODOS DE DESHIDRATACIÓN DECANTACIÓN ( natural ) * TRATAMIENTO TÉRMICO TRATAMIENTO ELÉCTRICO TRATAMIENTO QUÍMICO CENTRIFUGACIÓN FILTRACIÓN * Se rige por la ley de Darcy : V= Cte*(Dfc-Dfd)*d2 / Vfc

19. Tratamiento de petróleo Desalación Otro de los elementos indeseables del crudo para su comercialización son las sales; Se eliminan para evitar corrosión e incrustaciones en los circuitos por donde circula el petróleo; El proceso se realiza por lavado del petróleo con agua dulce, ya sea inyectándola en los oleoductos o pasando el petróleo a través de un colchón lavador; Normalmente se usan estos dos sistemas en serie;

20. Tratamiento de petróleo Desalación El petróleo pasa a través de un colchón de agua dulce de un tercio de la altura del tanque; Éste se renueva constantemente para evitar la saturación con sales, los colchones saturados no desalan; El fundamento está en el intercambio iónico que se produce en el colchón, pasando las sales de las gotitas de agua del petróleo al agua del colchón y disminuyendo su concentración.

21. Disposición final del crudo • Una vez que el crudo esta deshidratado y desalado (menos del 1 % de agua y menos de 100 gr/m3 de sales , expresadas como ClNa ), esta en condiciones de ser entregado para su disposición final, que seguramente será su destilación para obtener los subproductos ( naftas, kerosene, gas-oil, etc ) , o la industria petroquímica.

22. Responsabilidad SocialProductos de desecho Dentro de los procesos productivos del petróleo, se obtienen productos de desecho , como son las “ agua de producción “ y los “ barros producción “. Estos deben tener un tratamiento adecuado para su disposición final con el objeto de no contaminar el medio ambiente. Cada uno de estos temas implica un compromiso muy importante para las empresas productoras, porque el buen destino de estos desechos hace a su responsabilidad social.

23. Responsabilidad SocialCompromiso con la Seguridad Así mismo, es importante mencionar que dentro de la Industria Petrolera , el concepto de “ Trabajo Seguro “ también hace a su responsabilidad social y es una de las Industrias que esta a la vanguardia en estetema.

25. PRODUCCIÓN II Tema Nº 2 Control de Producción en pozos de Petróleo Herramientas de superficie para evaluar el estado del pozo en los distintos sistemas extractivos. Control de parámetros de producción y su evolución el el tiempo. Análisis de las mermas de producción. Control preventivo de las mermas. Análisis de pozos problemas y soluciones

26. QUE ES PRODUCCION ? • Producción es el sector de la Industria Petrolera que hace realidad todo el esfuerzo y la inversión llevada a cabo desde que se empieza a explorar una zona . Cada sector ( exploración, geología, perforación, reservorios, etc ) ven justificados sus esfuerzos cuando el petróleo esta en superficie, en condiciones de ser comercializado .

27. Importancia de Producción • De la definición surge la importancia de no perder producción, trabajando en la prevención de la merma. Para ello es necesario hacer una rutina diaria que nos permita detectar las anormalidades y solucionarlas en el momento. Y si no se puede remediar inmediatamente, es importante conocerlas para programar su solución. • Producción es un sector de la Industria Petrolera que rinde examen todos los días, por la obligación de tener arriba, en los tanques, el petróleo comprometido.

28. REGLAS DE PRODUCCION • El regla Nº 1 en PRODUCCIÓN dice que el Petróleo no producido en el día de hoy se pierde. Lo que vamos a producir mañana corresponde al día siguiente.

29. REGLAS DE PRODUCCION • El regla Nº 2 en PRODUCCIÓN dice que no es técnicamente correcto perder producción sin saber (tener detectado) el origen de la merma.

30. CONCLUSION • En base a las dos reglas enumeradas es que nace el concepto de “ CONTROL PREVENTIVO DE LA PRODUCCION “. • Esto implica usar todas las herramientas disponibles para prevenir las mermas de producción y todos los factores que puedan complicar el normal funcionamiento de los equipos productivos

31. CONTROL DE PRODUCCION • Recorrido diario, rutinario, de lineas de pozos, colectores, manifold, baterías, plantas, etc • Control de bombas inyectoras de producto químico para deshidratación y desalación • Control de estado de producción de Pozos • Análisis de laboratorio • Control de estado de calderas • Control de funcionamiento de traceado de calefacción • Control y medición de tanques elevados. Control de calefacción de estos. Control de evacuación • Seguimiento de pozos .Estadísticas • Parte diario de Producción : S/seco producido.

32. Controlde estado de producción de Pozos • Prueba de superficie-Diagrama DPP( * ) • Control de equipamiento de superficie • Control de nivel • Control y análisis dinamométrico • Control de % de agua • Control de salinidad • Control de producción en tanques: -móviles -fijos

33. Controlde estado de producción de Pozos ( * )Diagrama de pozo problema ( DPP ) : • Pozo normal • Bloqueo : Ajuste de medida Inyección de agua por casing • Pesca de varillas : Ajuste de medida • Pesca de caños • Desgaste de bomba : -desgaste de pistón -pérdida de válvulas: * fija * móvil

34. Análisis de laboratorio • % Agua de pozos- • Salinidad del agua de producción • Salinidad del crudo de entrega • Salinidad del agua de tratamiento • % agua y sedimentos del crudo de entrega

35. Seguimiento de pozos . Estadísticas Legajos: • Sistema extractivo. • Producción de bruta, neta y % agua • Promedio mensual de los controles de bruta y % agua • Instalaciones de subsuelo. Cambios • Alternancias de varillas y movimientos de caños • Promedio salinidad del agua de producción • Instalaciones de superficie. GPM, carrera, AIB, etc. • Intervenciones. Cambios de bomba, pescas, etc. • Inyecciones de productos químicos para corrosión, incrustaciones, etc. • Cualquier otro dato referente al pozo • Curvas de producción: -Diaria- mensual- anual- acumulada • Curvas de salinidad • Programas de intervenciones con pulling-work over. • Curvas de proyecciones de producción. Cálculo de la declinación

36. Parte diario de Producción • Todos los días, a una hora prefijada ( 07:00 hs. ) , se hace el cierre de existencias de todos los tanques del Yacimiento, con el objeto de obtener el s/seco producido del día. Este se obtiene por diferencia de existencias , o sea : • S/S DÍA = Exist. día + Entrega del día – Exist. Ayer Todo expresado en m3. Como se mide para 24 hs. , el s/seco del día se expresa en m3/d

37. Parte diario de Producción • Este valor debe coincidir con el valor previsto o comprometido. De no ser así, o ser menor, la diferencia se considera merma de producción. Esta puede ser merma detectada ( paros de pozos, disminución de producción, intervenciones, etc ); o merma no detectada ( desconocida ), que debe justificarse lo mas pronto posible.

38. Parte diario de Producción • La merma detectada tiene el compromiso de que una vez solucionado el problema, la producción se recupera. • La merma no detectada debe justificarse, pero como no se conoce, debe salir a buscarse ( pozos sin producir o con menor producción no detectada, roturas de líneas no detectadas, etc.).

39. Parte diario de Entrega • También se lleva las estadísticas de los m3 de petróleo entregado, día por día, con los valores de densidad, ºAPI, salinidad, % de agua. • No olvidemos que esto es un negocio que debe ser rentable, por lo tanto el producto de las ventas del petróleo deben cubrir todos los gastos, inversiones, etc., y dejar ganancias. • De no ser así, como todo negocio que no es lucrativo, debe cerrarse.

40. Informe diario de ProducciónParte diario El parte diario es un informe que contiene la siguiente información : • Producción bruta, diferencia con el día anterior y justificaciones de las mermas • Producción neta, acumulada y promedio mensual • Entrega, salinidad, % agua, acumulada y promedio • Novedades de recuperación secundaria

41. Declinación de la Producción • A los fines de no buscar mermas indetectables, debemos tener en cuenta que la producción de los Yacimientos declina de acuerdo a una curva natural, por lo que es importante conocerla al momento de comprometer una producción anual. • En función de esta declinación, es imprescindible generar proyectos de mejoramiento de la producción como son acidificaciones, fracturaciones, etc; con el objetivo de ir cubriendo la producción perdida por la declinación.

42. Compromiso anual de Producción • Normalmente antes de terminar el año, se hacen las predicciones de producción para el año siguiente. Se compromete una producción mensual que debe ser cumplimentada y de no ser así, justificada. • Es importante cumplirla porque en base a ella se hacen las previsiones de inversiones y ganancias de las empresas a lo largo del año

43. Previsión anual de gastos • También se preveen los gastos operativos a tener, mensualmente, para el año siguiente. • Estos gastos operativos contemplan los gastos del yacimiento y se miden en : Gasto mensual en u$s/ producción en bbls Es decir : XXX u$s/bbl

44. OPERACIONES ESPECIALES DE CAMPO • Dentro de las operaciones de campo descriptas, están también las referidas al control del equipo de pulling. • Un equipo de pulling es el menor equipo de campo, que consta de torre portable, cuadro de maniobras, motores y accesorios necesarios para operaciones menores como movimientos de tubing, movimiento de varillas,cambios de bombas, pescas de varillas , etc.

45. OPERACIONES ESPECIALES DE CAMPO • Vamos a analizar cada maniobra del equipo de pulling en particular: • 1- Movimiento de varillas • 2- Movimiento de caños • 3- Cambios de bombas • 4- Pescas de varillas • 5- Maniobras varias

46. REGLA OPERATIVA FINAL • En base a lo expuesto, debemos tener en cuenta, al momento de proponer estos proyectos de mejoramiento de la Producción, que estos deben estar sustentado en tres condiciones básicas: • Condición técnica • Condición económica • Condición legal ( incluye SMS ) • Ninguna prevalece sobre la otra, las tres tienen el mismo peso.