El petróleo crudo entrampado en el subsuelo está asociado a gas y agua, y se mantiene allí bajo presión. Cuando después de realizada la perforación se pone el pozo en producción, el nivel de presión en el reservorio determina según los caudales de petróleo extraído- hasta cuando el petróleo llegará sin ayuda alguna a la superficie. Si las presiones son altas, el petróleo es forzado a desplazarse hacia el fondo del pozo y fluye hacia arriba. Lo hace a través de una cañería de producción ("tubing"), de 5 a 10 centímetros de diámetro, que se baja cuando termina la perforación y se instala adecuadamente. La tubería queda unida a la cañería de entubación ("tubing") por empaquetaduras especiales ("packer") que a veces sirven también para aislar distintas capas productoras.

El control de la producción se realiza en superficie por medio del "árbol de Navidad" (ver foto) compuesto por una serie de válvulas que permiten cerrar y abrir el pozo a voluntad, y donde la surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

Cuando llega a la superficie, el petróleo crudo -mezclado con gas en solución- es bombeado hacia una planta de procesamiento, que separa el gas del petróleo, enviando éste hacia tanques de almacenaje.

La producción de distintos pozos tiene enormes variaciones: algunos aportan unos pocos m3, otros más de un millar por día. Esto se debe a diferentes factores, entre ellos el volumen de petróleo almacenado en el espacio poral de rocas reservorio diferentes, la extensión de las capas productoras, su permeabilidad, etc. El período de surgencia natural resulta lógicamente el de menor costo de producción, dado que toda la energía utilizada para producir el petróleo es aportada por el mismo yacimiento.

Un reservorio petrolero es una formación de roca sedimentarla porosa y permeable cubierta por una capa de roca impermeable a través de la cual no pueden pasar líquidos o gases. Originalmente los poros se llenaron con agua, pero el petróleo y el gas, formados en una fuente rocosa contigua, gradualmente se filtraron en ellas entrampándose contra la capa de roca impermeable. La forma del reservorio debe permitir la acumulación del petróleo (o gas), y la capa de roca impermeable es esencial para imposibilitar su migración. Debido a las fuerzas capilares una parte del agua, originalmente en los poros, no pudo ser desplazada por el hidrocarburo. Esta agua inmovilizada se denomina agua intersticial. El volumen de todos los poros en una roca reservorio (porosidad) generalmente se expresa como un porcentaje del volumen total de roca. Cuanto mayor es la porosidad efectiva, mayor es la cantidad almacenada de petróleo.

La porosidad total puede variar del 1 al 35 % del volumen total de roca.

Para que el petróleo fluya a través del reservorio, debe haber una libre conexión entre los poros. La mayor o menor facilidad de pasaje de los fluidos a través de las rocas se llama permeabilidad y depende del tamaño de los canales que interconectan los poros. A este tipo de porosidad en la que los poros están interconectados la llamamos efectiva y por lo general se presenta asociada con buenas permeabilidades.

Tanto la porosidad como la permeabilidad varían a lo largo de una formación rocosa y en consecuencia, pozos en diferentes lugares de un reservorio pueden tener gran diferencia de nivel de producción. Estos factores también varían con la profundidad, siendo afectados por las presiones y temperaturas a que son sometidas las rocas. Por último, es la historia geológica de un yacimiento lo que ha condicionado la evolución del reservorio.

El petróleo contiene gas disuelto, cuya cantidad máxima depende de la presión y la temperatura del reservorio. Si el petróleo no puede disolver más gas bajo las condiciones de presión y temperatura reinantes, se dice que está saturado; el gas excedente entonces se trasladará a la parte superior del reservorio, donde formará un casquete de gas. Si el petróleo puede disolver más gas bajo estas condiciones, se dice que está sub-saturado y no se formará casquete de gas.

El petróleo varía del tipo pesado, muy viscoso (con un peso específico cercano al del agua y con una viscosidad de 10 a 10.000 veces más alta), generalmente hallado en reservorios poco profundos que contienen escaso o nada de gas disuelto. Cuanto menos viscoso sea el petróleo, fluirá más fácilmente a través de los intersticios de la roca reservorio hacia el pozo.

La proporción de petróleo del yacimiento que puede ser producida mediante distintos procedimientos de recuperación, varía ampliamente. Esto se debe a un número de factores, incluyendo la viscosidad del gas y densidad del petróleo; la presencia o ausencia de un casquete de gas; la presencia y fuerza de una base acuosa; la profundidad, presión y grado de complejidad del reservorio; la permeabilidad y porosidad de las rocas.

El siguiente cuadro indica el rango de factores de recuperación que se puede esperar para varios tipos de petróleo.

Los valores bajos, para cada tipo de petróleo, se asocian mayormente con petróleo de bajo contenido de gas disuelto en reservorios desfavorables.

Los valores altos se refieren a petróleos con alto contenido de gas disuelto en reservorios favorables. La recuperación primaria puede ser mayor que la indicada cuando se está en presencia de un fuerte acuífero; en tales circunstancias una operación de recuperación secundaria no es atractiva.

Con frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que significan lo siguiente:

Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete. Tomando un promedio mundial, se estima que la recuperación primaria produce un 25 por ciento del petróleo contenido inicialmente en la roca.

Para que el petróleo fluya de la roca reservorio al pozo, la presión a la que se encuentra el petróleo en el reservorio debe ser superior a la del fondo del pozo. El caudal con que el petróleo fluye hacia el pozo depende de la diferencia de presión entre el reservorio y el pozo, la permeabilidad, grosor de las capas y la viscosidad del petróleo.

La presión inicial del reservorio generalmente es lo suficientemente alta para elevar el petróleo en los pozos de producción a la superficie, pero a medida que se extraen el gas y el petróleo la presión disminuye y el ritmo de producción comienza a descender. La producción, aun cuando está declinando, se puede mantener por un tiempo mediante procedimientos naturales tales como expansión del casquete de gas y el empuje del agua.

Los principales mecanismos de producción natural son entonces, el empuje de agua, el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas.

Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay cinco métodos principales de extracción artificial:

Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo.

El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos).

Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.

Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. La inyección del gas se hace en varios sitios de la

Dos equipos de bombeo mecánico operan simultáneamente en el mismo pozo y extraen petróleo de dos formaciones productivas. En el Yacimiento Chíhuido de la Sierra Negra, el más importante de Argentina, al norte de la provincia de Neuquén.

Tubería, a través de válvulas reguladas que abren y cierran el paso del fluido automáticamente.

Pistón accionado a gas ("plunger lift"): Es un pistón viajero, empujado por gas propio del pozo, y lleva a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.

Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible: Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical, unido directamente a un motor eléctrico. El conjunto se baja con una tubería especial que lleva el cable adosado y se baja simultáneamente o no con los tubos. Permite bombear grandes volúmenes.

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 los poros 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.

Recuperación Secundaria. Planta de Inyección de Agua.

La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo.

Recuperación asistida es el término que utiliza la industria petrolera pira describir las técnicas que se utilizan para extraer más petróleo de reservorios subterráneos, que el que se obtendría por mecanismos naturales o por la inyección de gas o agua. Los métodos convencionales de producción dejan en el reservorio una cantidad de petróleo que queda allí por ser demasiado viscoso o difícil de desplazar. El petróleo también podría quedar atrapado por capilaridad en las zonas inundadas del reservorio o podría no ser empujado por el agua y el gas que se inyectan en parte del yacimiento.

En general, el objetivo de las técnicas de recuperación asistida de petróleo es extraer más hidrocarburos mejorando la eficiencia del desplazamiento.

Los métodos térmicos son los más usados entre las diferentes técnicas de recuperación asistida. Del petróleo producido mundialmente mediante estas técnicas de recuperación terciaria, alrededor del 75% es obtenido por recuperación térmica. Los usos corrientes de esta tecnología, apuntan a mejorar la recuperación de petróleos pesados, con viscosidad entre 100 a 100.000 veces mayor que la del agua y que naturalmente son difíciles de obtener por los métodos convencionales.

Un incremento en la temperatura disminuye la viscosidad del petróleo y por tanto su velocidad de desplazamiento. Este aumento de calor produce otros efectos positivos en el proceso de recuperación. Por ejemplo, los componentes más livianos tienden a evaporarse y el petróleo residual a aumentar en volumen (y disminuir aún más su densidad). Esos efectos no se producen todos al mismo tiempo ni son igualmente efectivos en todos los reservorios.

Como se mencionó previamente, muchas veces se encuentra gas natural asociado al petróleo. Originalmente el gas se formó contemporáneamente con el petróleo, y se lo denomina "natural" para diferenciarlo del manufacturado en el procesamiento del carbón, de otra materia orgánica o del mismo petróleo, cuando se destila.

En el caso de un anticlinal, puede advertirse que el gas forma un casquete por encima del petróleo (porque es más liviano que éste), con el agua por debajo. Tanto el gas como el agua presionan sobre el petróleo. Por eso, cuando la perforación llega a la roca reservorio que aprisiona el petróleo, se rompe el equilibrio vigente y el petróleo es forzado a subir hasta la superficie. En este caso la producción se produce por surgencia.

Durante mucho tiempo, la industria petrolera consideró al gas natural como un estorbo para sus operaciones, salvo cuando en las primeras etapas de la explotación el fluido servía para forzar la surgencia natural del crudo hacia la superficie.

Sucede que para utilizar el gas natural a escala industrial -como se hace actualmente en los países más adelantados- el fluido demanda la construcción previa de costosas instalaciones, que incluyen desde centrales primarias de separación de gas (para eliminar de éste los componentes que afectan a las cañerías y rescatar subproductos más valiosos, como el propano, el butano y las naftas), hasta los compresores y las extensas tuberías de acero (gasoductos) en condiciones de llevar al producto a los grandes centros de consumo.

Planta de Tratamiento de Gas

Actualmente, la industria del gas registra progresos tales, que ya se perfila en algunos países con autonomía propia, parcialmente desvinculado del negocio petrolero.