CAPÍTULO IV - TERMINACIÓN DE POZOS

IV-I) Introducción Mientras va avanzando la construcción de un pozo se obtiene una amplia gama de datos e información sobre las capas perforadas, a través del análisis de los recortes del trépano que llegan a superficie, información que se completa antes de entubar el pozo, con el “perfilaje a pozo abierto” (sin entubar) y la obtención de testigos laterales de las paredes del pozo. El objeto de reunir toda esta información en los pozos de desarrollo es permitir, con el mayor grado de exactitud posible, elaborar un diagnóstico sobre la cantidad de capas que contienen petróleo y /o gas producible; decidir la entubación del pozo y, posteriormente, seleccionar las capas de interés económico que han de quedar en producción. Pero cuando el equipo de perforación cumple el programa estipulado y termina sus trabajos, el pozo está construido hasta la profundidad deseada y la cañería de entubación colocada y cementada, lo que significa que todas las capas, dentro de la zona de interés productivo, han quedado selladas y aisladas entre si, por lo que los fluidos están imposibilitados de ingresar al interior del pozo. (Figura IV-1)

Fig. N° IV-1

Por lo tanto, para poner el pozo en producción será necesario realizar otra serie de operaciones, agrupadas bajo el nombre genérico de “terminación del pozo”, con el objeto de realizar mediciones para completar la información necesaria en la selección de las capas a poner en producción (“perfilaje a pozo entubado”),

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conectar las mismas con el interior del pozo (“punzamiento”), ensayar los fluidos producidos por cada una de ellas (“pistoneo”), para evaluarlos y conocer los caudales con que producen dichas capas y bajar al pozo la instalación de subsuperficie (“bajar instalación final”) que corresponda al sistema de producción seleccionado. Verdaderamente, el proceso de terminación propiamente dicho comienza durante la perforación, cuando el trépano atraviesa la primer capa de interés, porque, desde ese momento, es necesario crear las condiciones de trabajo para preservar y no dañar las posibles capas productoras (“evitar el daño a la formación”). Los especialistas prepararán el “programa de terminación” en base a la información (testigos laterales, registros eléctricos de perfiles a pozo abierto y correlaciones con los pozos vecinos), recogida durante la perforación de este pozo y de otros del mismo área. Tal programa indicará la secuencia y el tipo de operaciones a ejecutar, las que, en términos generales, serán: · Montaje del equipo e instalación de válvulas y sistemas de seguridad. · Llenado del pozo, pruebas de hermeticidad y de los sistemas de cierre por emergencias · Ejecución de registros eléctricos · Ejecución de los punzamientos · Utilización de herramientas especiales si corresponde · Evaluación de capas (surgencias y pistoneos) y análisis de los fluidos · Sellado de capas no deseables. · Instalación de los componentes de producción de subsuperficie

IV-II) Equipos El equipo de perforación no está preparado ni su personal adaptado a los trabajos que se realizan durante la terminación de un pozo, además de ser una máquina que estaría muy sobredimensionada para esos trabajos, en su capacidad y equipos secundarios de que dispone, por lo que sería de un costo excedente muy importante. Por lo tanto los trabajos de terminación se realizan con otro equipo, una máquina similar pero mas pequeña que, mediante una serie de trabajos y evaluaciones, permitirá dejar abiertas a la explotación las capas que tengan interés económico. Un equipo de los utilizados en la terminación de los pozos es similar, en su aspecto, a los utilizados para las operaciones de pulling de pozos profundos, pero con mayor capacidad de “tiro” en el gancho, mayor potencia en los motores y en el cuadro de maniobras y equipados con elementos para el control y ensayo de los pozos, como son por ejemplo, las bombas de circulación, las piletas de ensayo y el cable de pistoneo. También están mejor provistos de sistemas de seguridad y BOP para controles de surgencias.

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Fig. N° IV-2

emás del equipo propiamente dicho, generalmente autotrasportable, con la rre y los tambores de arrollamiento de cables, cuentan con una o dos bombas, a o dos piletas para circular fluidos, un cuadro de maniobras, la subestructura nde trabajan los operarios en las maniobras de boca de pozo, tanques para mbustibles y agua, generador eléctrico (usina) y trailers para el personal. En la ura IV-2 se puede observar, a la izquierda, un equipo de terminación, en este so montado sobre una pequeña plataforma, y a la derecha, las piletas etálicas de ensayo y acumulación de fluidos.

transporte se efectúa trasladando todo el equipamiento en camiones grandes y samblando las partes en el pozo durante el montaje, en tiempos que pueden riar, en función del tamaño del equipo y la distancia de transporte, de 8 a 12 . una tarea idéntica a la que se practica con el equipo de perforación aunque se ueven menos cargas y las que se mueven son de menor tamaño, por lo tanto el nelaje transportado es mucho menor. objetivo final de la terminación es poner en producción las capas leccionadas, para lo cual habrá que realizar las operaciones mencionadas teriormente. Como se verá, muchas de ellas se realizan con herramientas que bajan al pozo suspendidas de un cable, pero en otras, se procede a bajar y car del pozo accesorios y herramientas conectadas a una columna de caños, mpuesta por tubos (generalmente de unos 7 cm de diámetro y 9 metros de

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largo) de acero especial muy resistente, denominado “tubing”. Estos caños, utilizados para estas maniobras, podrán luego constituir la instalación final de producción del pozo. Los mismos se bajan conectándolos entre si uno a uno y cuando es necesario sacarlos se los saca en “tiros dobles”, de a dos, siendo colocados “parados” al costado de la subestructura y tomados en el extremos superior, en un peine colocado en el piso de enganche. Esta situación es similar a la forma de manipular la columna perforadora durante las maniobras de bajada y sacada de herramienta. En la figura IV-3 se puede observar un equipo del tipo utilizado para estas maniobras, con la columna de tubing afuera del pozo y colocadas verticalmente.

Fig. N° IV-3

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También existen en el mercado y son de uso corriente, tubos de acero de mayor resistencia que los tubing, preparados especialmente para las maniobras de terminación o reparación de pozos, de manera de ser utilizadas cuando las operaciones son de mayor severidad o exigencia (por ejemplo trabajar con muy altas presiones, o rotar con trépano) a fin de preservar los tubing y bajarlos al pozo solamente al final, para poner en producción el pozo.

IV-III) Sistemas de seguridad Considerando que las capas pueden tener suficiente presión como para surgir en forma natural y movilizar con fuerza los fluidos contenidos hacia la superficie, es de esperar que en tales casos salga gas y/o petróleo, generando alto riesgo de incendio. Para que no se produzca el descontrol del pozo y poder mantener los fluidos surgentes dentro de un sistema de cañerías y válvulas de venteo, se instala sobre el casing, en la boca del pozo, un conjunto de válvulas hidráulicas (“BOP”) que permitirán en cualquier momento cerrar el pozo, aún teniendo cañerías en su interior. Se accionan con una bomba hidráulica impulsada por los motores del equipo, o bien, si fuera necesario detener el funcionamiento de los motores, se pueden cerrar mecánicamente, es decir a “mano”. Una de las formas de prevenir estas surgencias no deseadas, es manteniendo el pozo siempre lleno de líquidos que se usan para el trabajo de terminación. La presión que ejercerán estos líquidos sobre las capas se llama “presión hidrostática” y, en condiciones normales, es superior a la presión de las capas por lo que no se producirá la “surgencia”. El riesgo de incendio es alto y está presente continuamente en estas operaciones, por lo que los controles y accionamiento de los sistemas de seguridad se colocan lejos de la boca del pozo, de manera que frente a una emergencia, el personal pueda inmediatamente retirarse de la zona más peligrosa. Pero durante las operaciones de bajada o sacada de la columna de caños, hay una persona (“el enganchador”) trabajando en el “piso de enganche”, una plataforma ubicada a 22 metros de altura aproximadamente, sujeta a la torre del equipo justamente sobre la vertical de la boca del pozo. Para que esta persona pueda “escapar” rápidamente y ponerse a salvo se utiliza lo que se llama “pirosalvo”, sistema que le permite deslizarse, por un cable con una rueda a velocidad controlada, desde el piso de enganche hasta el terreno en una zona alejada del pozo, pudiendo llegar a la superficie rápidamente y sin problemas. En la figura IV-4 se puede observar un esquema del funcionamiento.

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Fig. N° IV-4

V-III-I) Pruebas de hermeticidad na vez montadas las válvulas de seguridad, se termina de llenar el pozo con el luido que se utilizará en las operaciones de terminación, que podrá ser agua ratada, hidrocarburos líquidos u otro líquido especial; se cierran las válvulas y e somete todo el conjunto a la presión máxima a la que se pudiera someter con as bombas del equipo. Se observa por un cierto tiempo, verificando que no xistan pérdidas de ninguna naturaleza. Luego de descargada la presión se estará n condiciones de iniciar las operaciones dentro del pozo. sta prueba de hermeticidad previa a las operaciones, se realiza rigurosamente n toda oportunidad que se monta un equipo, ya sea para operaciones de erminación como para algunas otras en las que sea necesario un equipo de esta aturaleza.

V-IV) Perfilajes onstituyen un método para la evaluación del potencial productivo de una ormación, permitiendo identificar características físicas de las rocas y de los luidos que la componen. os hay eléctricos, acústicos, y radioactivos, y son registros de señales, que ueden ser naturales de la formación como por ejemplo una radiación natural de ayos gamma del subsuelo o un potencial eléctrico natural del terreno; o espuestas a ondas o corrientes enviadas desde unas herramientas especiales ue recorren el pozo (la operación de bajar la herramienta hasta el fondo del ozo y luego hacerla subir a la velocidad establecida para el registro se conoce omo “correr la herramienta”). sí por ejemplo, la respuesta que dará una formación a una señal eléctrica será istinta si contiene un fluido conductor de la electricidad, como es el agua alada, o uno no conductor, como lo es el petróleo o el gas, por lo que este tipo e registro dará idea de las resistividad y conductividad de la formación. ambién las señales acústicas (sonido), serán transmitidas de distinta manera si as formaciones son más o menos porosas o compactas; o absorberán de distinta orma una corriente radioactiva enviada hacia ellas. Estos principios son los que an base a la tecnología desarrollada para los perfilajes y su interpretación. o todos los perfiles se pueden registrar en todos los pozos. Están aquellos que or su técnica de aplicación sólo pueden ser registrados en pozos que no tengan a cañería de aislación, y conformarán los llamados “perfiles a pozo abierto”.

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Otros son solo aplicables luego de la entubación y constituirán los denominados “perfilajes a pozo entubado”, entre los que se cuentan los que se realizan durante las operaciones de terminación. Las compañías que realizan esos servicios ofrecen varias formas de investigación y herramientas muy desarrolladas que aplican técnicas sumamente complejas y sofisticadas, al punto que el perfilaje, su interpretación y diagnóstico, constituye toda una especialidad dentro de la industria petrolera. En la terminación de un pozo de desarrollo se “corren” por lo general dos herramientas por el interior del casing. Una de ellas se utiliza para registrar distintas curvas de la velocidad de propagación de una señal emitida por la herramienta, que atraviesa la cañería, el cemento y la formación, de donde se obtiene, por ejemplo, un perfil denominado “CBL”, cuya interpretación da información sobre la calidad y continuidad del cemento, que ha quedado detrás de la cañería de aislación, con la formación y una segunda curva cuya información indicará la calidad de la adherencia del cemento al casing (“MSG”). En la figura IV-5 se puede observar un registro de esta naturaleza, donde a la derecha del perfil se representa en negro las zonas de buena adherencia y en blanco las zonas con mala adherencia entre cemento y cañería. La segunda herramienta, con forma de tubo de unos cinco metros de largo, tiene un emisor de rayos gama, que envía en forma continua una señal hacia la formación, y un receptor que recoge la respuesta de la señal enviada hacia el interior de las formaciones. Estas señales se visualizan también en forma continua, como un perfil, y suministran información en base a la cual se puede diagnosticar el tipo de fluido, sobre todo de gas, contenido en las formaciones permeables. Ambas herramientas están equipadas con otro detector (“CCL”) que identifica la posición de cada cupla (unión) de casing por la que pasa, de tal manera que permite comprobar la profundidad verificando esas marcas con lo que indica el medidor de profundidad del cable con que se esta operando dentro del pozo. Estas dos herramientas de perfilaje se bajan en conjunto, suspendidas de un cable de acero que soporta a las mismas y a los cables conductores necesarios para trasmitir las señales al equipo, donde se procesan y registran en cintas y perfiles. La interpretación de los perfiles ofrecerá información que podrá ser utilizada para: conocer el estado de la aislación con cemento entre las capas; conocer características litológicas y valores de porosidad de las formaciones; ubicar la profundidad y conocer los espesores exactos de las zonas permeables y con contenidos de fluidos; establecer un primer diagnóstico sobre el tipo de fluido contenido por la capa (gas, petróleo o agua); realizar una primer exclusión de capas con contenidos de fluidos no deseados (agua) o no buscados en esa oportunidad (gas) y seleccionar las zonas a ensayar posteriormente para corroborar un diagnóstico o aclarar alguna duda.

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Fig. N° IV-5

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IV-V) Punzamiento Es una operación durante la cual se perfora el casing y el cemento a fin de proveer un agujero y un canal a través del cual los fluidos de la formación puedan ingresar al pozo. Estos punzados se realizan con herramientas de distintos tipos, las que deben proveer un pasaje limpio; con un mínimo daño al casing y al cemento; sin dejar residuos que puedan obstruir el canal; penetrar en la formación tan lejos como sea posible y producir el máximo flujo con la menor cantidad de perforaciones. Existen varias tecnologías para punzar, pero se pueden mencionar dos básicas: las que usan proyectiles de acero tipo balas y las que usan cargas explosivas dirigidas. Para las primeras se utiliza un equipo de la forma de un tubo, como una barra de acero, que tiene unos alojamientos especiales para colocar en ellos una cápsula de disparo con la bala, con un cartucho propulsor y un dispositivo de encendido. El mecanismo se controla y dispara por medio de electricidad transmitida a la herramienta desde superficie a través de un hilo conductor. Un esquema se puede observar en la figura IV-6.

Fig. N° IV-6

El segundo método utiliza unas herramientas con la forma de tubo, de distintos tamaños, llamadas “cañones de punzamiento”. Existen diferentes diámetros de cañones aunque los más usados en cañerías (casing) de 5 ½ pulgadas, son de 4 pulgadas. Se trata de un tubo de tres metros de largo que se pueden empalmar entre ellos aumentando la longitud, que alojan en su interior y en forma helicoidal a lo largo del mismo, una carga explosiva cada 7 centímetros aproximadamente. Ver en la figura IV-7 un esquema de este sistema.

Fig. N° IV-7

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La forma de esta carga explosiva es tal que la mayor parte de la fuerza desarrollada por lo gases calientes de la explosión es dirigida hacia afuera en la forma de un chorro o “jet” muy concentrado y de gran poder de penetración. Es un “chorro” parecido al de los sopletes de oxicorte (que usan los soldadores), activado por un detonador ubicado contra la carga y comandado desde superficie, provocando la perforación necesaria para comunicar el terreno (la formación) con el interior del pozo. El resultado de esta operación es un agujero de unos cuatro milímetros de diámetro y que penetra en la formación unos 60 cm. En la figura IV-7a se observa un esquema de un punzamiento con esta herramienta.

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Seleccionadas las zonas de interés, se procederá entonces a “punzarlas” a fin de comunicarlas con el interior del pozo para poder evaluar su capacidad de producción y confirmar de qué tipo de fluido se trata. Para el programa de punzamiento hay que definir el tipo de herramienta, sus modelos y medidas, y la cantidad de “tiros” por metro de punzado, si bien ya existen tipos y valores estándar suficientemente probados en cada zona y de acuerdo al tipo de formaciones de que se trata. La cantidad de agujeros a practicar en cada una de las zonas a evaluar se elige principalmente en función del espesor de la capa. El largo de los cañones, es decir cuantos cañones en “tandem” se bajarán, dependerá de la cantidad de capas que es necesario abrir en cada carrera del cañón (se dice carrera a la bajada y sacada del pozo). De acuerdo a la cantidad de capas a punzar y del espesor de cada una de ellas, será la cantidad de cañones requeridos y la cantidad de veces (carreras) que habrá que bajarlos al pozo. Las capas pueden ser desde una, hasta veinte o más, dependiendo del tipo de yacimiento y pozo del que se trate y generalmente, las distintas carreras de punzamiento se hacen en forma continua, una detrás de la otra, comenzando por las capas más profundas y terminando por las más superficiales, para, una vez terminado el punzamiento de todas las capas, proceder a ensayarlas individualmente. En casos muy especiales se hace una secuencia alternada, punzado-ensayo y continuar según los resultados que se van obteniendo.

IV-VI) Herramientas especiales Después de punzar las capas siempre quedan alrededor de los agujeros realizados sobre el casing, irregularidades y/o escorias que pueden traer problemas, al bajar otras herramientas que deben ir muy ajustadas contra la pared de la cañería. Por lo tanto es rutina que, una vez terminado el trabajo de punzamiento, se baje al pozo una herramienta que tiene una especie de cuchillas laterales para “rascar “ el casing frente a los punzados, eliminando de esta forma las posibles irregularidades. Esta herramienta se baja con la columna de caños, de manera que al mismo tiempo se puede bombear por su interior fluido de terminación, el que al circular por el fondo del pozo y retornar a superficie, arrastra los residuos o sólidos que pudieran haber quedado en el pozo. Luego de “hacer una carrera” con esta herramienta “rascadora”, se está en condiciones de comenzar con la evaluación de producción de cada una de las capas punzadas. Para los ensayos de las distintas capas hay que realizar dos operaciones consecutivas: · Aislar las zonas a ensayar: el programa de ensayos, realizado por Ingeniería de

Reservorios y/o Geología, define las capas a evaluar, cuáles se harán en forma individual y cuáles en conjunto, por lo que será necesario, para realizar los mismos de la forma solicitada, poder aislar o separar cada capa o grupo de capas a ensayar, del resto de las que están abiertas en el pozo (en algunos casos se deciden hacer ensayos en conjunto, de manera de evaluar todas las capas abiertas juntas, sin saber cuánto aporta cada una).

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· Medir los fluidos producidos: luego de estar aislada la zona a evaluar se bajará otra herramienta para sacar del pozo el fluido producido por dicha capa, el que es enviado a piletas metálicas de ensayo donde se mide el volumen acumulado durante un cierto tiempo.

Para aislar las zonas a ensayar se utiliza una serie de herramientas especiales, denominadas packers o empaquetadores, equipados en una parte del cuerpo con unos anillos de goma y en otro lugar con unas cuñas o mordazas. En la figura IV-8a y b se pueden observar distintos tipos de packer. Una vez ubicada en profundidad, se realiza ungirando la cañería, para que las mordazas, cola herramienta, sean empujadas hacia afuerade dejar fija la herramienta; luego se hace otexpandan y se aprieten contra el casing, de mcualquier fluido entre la parte de arriba y de De manera que, para aislar una capa, será sufempaquetador o packer por debajo y otro porun juego de dos herramientas que trabajan juun packer (se denomina “tapón” de fondo) y dispositivo especial. Una vez ubicado el tapóndebajo de la capa a ensayar, se hacen las mandeja fijado, desconectado del packer, y con ltapón tiene el interior cerrado, no habrá com

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Fig. N° IV-8a

Fig. N° IV-8b a maniobra desde superficie

n un mecanismo especial que tiene y se agarren al casing de manera ra maniobra para que las gomas se anera de impedir que circule abajo. iciente con colocar un arriba de la zona a ensayar. Existe ntas; la inferior es algo diferente a se baja colgada del packer con un en la profundidad deseada, por iobras correspondientes y se lo

as gomas expandidas (como este unicación por ningún lado a través

de él). Luego se levanta el packer por arriba de la capa y se fija en la posición deseada para dejar la zona aislada, con el tapón por debajo y el packer por arriba. Terminado el ensayo, se libra el packer, se baja y se “pesca” el tapón, se libra el tapón y se levanta el conjunto para repetir la maniobra en otra capa a ensayar. Esta secuencia es lo que se denomina “ensayar una zona con tapón y packer”. También es posible utilizar un conjunto de herramientas denominadas packer doble, los que quedarán ubicados uno por arriba y otro por debajo de la capa, unidos entre sí por un tubo con perforaciones por donde ingresa el fluido de la zona a ensayar. En la figura IV-8c se representa en un esquema las dos situaciones para aislar una capa.

Fig. N° IV-8c

Para medir los fluidos producidos, se baja por el interior de la columna de tubing hasta una cierta profundidad un pistón de goma, ligado a un cable de acero que se recoge en un tambor rotatorio que posee el equipo en la superficie. El pistón está equipado con una válvula especial que permite el paso del fluido de abajo hacia arriba pero no de arriba hacia abajo. Esta situación hace que al introducirse dentro del líquido mientras se baja con el cable, el pistón penetra en el fluido, pero cuando la máquina “tira” del cable y lo desplaza hacia arriba, se cierra la válvula y todo el líquido que se encuentra sobre el mismo será desplazado hacia afuera. En la figura IV-9 se muestra un esquema del funcionamiento del pistón.

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En la alojarpuedeuna msu vol

IV-VIIA parindivimismeste cfluidocompsurgedos mprodudeterla proEn el permiprocetubincierta

Fig. N° IV-9

superficie, el fluido es derivado a una pileta metálica que recogerá y á todo lo que se extraiga del pozo en estado líquido. En este recipiente, se n medir los volúmenes que se extraen por cada hora de trabajo, recoger uestra para su análisis y determinar la calidad de los fluidos que se sacan y umen en el tiempo.

) Evaluación de capas, pistoneo tir de quedar aislada una capa, los fluidos que contiene ingresarán en forma dual al interior del pozo y si tienen suficiente energía llegarán por sí os hasta la superficie. En este caso se estará frente a una capa surgente. En aso particular, la surgencia se evalúa haciendo pasar, en superficie, el que surge por orificios de distintos diámetros, a fin de observar cómo se orta frente a estas restricciones y medir los caudales y presiones de ncia con cada uno de los orificios instalados (que pueden variar desde uno o ilímetros hasta 50 milímetros de diámetro). Con la medida de lo que ce cada hora, el análisis de las muestras obtenida y las presiones, se puede minar la calidad y economicidad de la producción de la capa. Es claro que ducción, sale por sus medios y no con la ayuda del pistoneo. caso de una capa que no posee naturalmente la suficiente presión que le ta al producto salir por su propia energía a la superficie, será necesario der a pistonear la misma. Para esto se baja el pistón por el interior del g hasta localizar el nivel del fluido y se lo introduce dentro del mismo una distancia de acuerdo a la resistencia del cable. En la figura IV-10 se

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observa un esquema de una zona aislada con tapón y packer y el pistón en profundidad. Luego se eleva el pistón, el que arrastrará al fluido hasta superficie donde es derivado a las piletas metálicas para su medición y muestreo. Las muestras fundamentalmente tienen por objeto determinar de los líquidos que producen las capas, cuánto corresponde a petróleo y cuánto a agua. LaeqprpoEnprca Tede

Fig. N° 4-10

acción de bajar y sacar el pistón se denomina “carrera”, y es lo que hace el uipo, un cierto número de carrera por cada hora de ensayo, extrayendo la oducción durante el tiempo que sea necesario para evaluar correctamente el tencial productivo de cada capa. el caso donde el líquido sale con gran cantidad de gas o bien gas solo, el oducido se pasa a través de un separador, para poder medir y determinar la ntidad de gas que produce y las presiones con las que fluye.

rminado el ensayo de una capa o grupo de capas, se retira del pozo el pistón extracción, se mueve el conjunto de las herramientas empaquetadoras para

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aislar otra capa y repetir la secuencia de las operaciones de pistoneo, hasta terminar el ensayo de todo el pozo. De estas operaciones de pistoneo se informa la zona que se ensayó, la profundidad de la misma, el caudal del fluido total o “bruto” producido por las capas, en litros/hora, el porcentaje de agua que contiene, la cantidad de carreras por cada hora que se realizaron, la profundidad donde el pistón encontró el nivel del fluido y otra serie de información de las herramientas. Por ejemplo, un ensayo que indique 1.800 ls/h con el 28%, 4 carreras, nivel 1200 m; significa que esa capa produce 1800 litros de fluido en cada hora de pistoneo, y que el fluido se produce con un contenido de agua del 28% ( 504 litros) y el resto, es petróleo (72% = 1296 litros), que el ensayo se realizó a un régimen de 4 carreras del pistón por hora y que el nivel del fluido de la capa se encontró regularmente a los 1200 metros de profundidad. Si no se extrae ningún caudal en el ensayo, se define a la capa como “sin entrada”.

IV-VIII) Sellado de capas no deseables. Con cierta frecuencia, se evalúan capas que no producen petróleo ni gas y que no conviene dejar abiertas porque interferirían la producción de los hidrocarburos del resto de las capas, ya sea porque producen agua o bien porque no producen nada y son de tan baja presión que admiten un flujo inverso, es decir que el líquido que generan otras capas se puede perder dentro de la improductiva. Otro caso puede ser que el ensayo detecte la presencia de gases no comerciables, como el dióxido de carbono. Los casos precedentes indican y exigen que tal capa no quede abierta, en contacto con el pozo productor, y que por lo tanto habrá que sellarla nuevamente, tapando los canales que se habían abierto durante el punzamiento. Para esto se utiliza una mezcla de cemento y agua que se inyecta a la formación abierta, de manera que cuando el cemento fragüe, quede perfectamente sellado el paso. Para “cementar” en forma independiente a la capa que se desea sellar, se instala un tapón por debajo y un packer por arriba a fin de aislarla, en forma similar que para los ensayos. En superficie, mediante el uso de un camión bomba cementador, se mezcla cemento con agua y se bombea al pozo por dentro del tubing, hasta introducir esa mezcla parcialmente en la capa a cementar. Luego de finalizada la operación, se libra el packer, se lava circulando el pozo con los líquidos que se estén usando y se saca el tubing con el packer afuera. Luego de esperado el tiempo necesario para que el cemento se endurezca, se baja un trépano con la columna de caños y se perfora rotando los restos de cemento que pudieran quedar dentro del pozo y el tapón que se fijara para cementar. Al terminar se circula varias veces para lavar y limpiar el fondo y se retira toda la columna con el trépano a fin de continuar con el resto de las operaciones. A continuación será necesario bajar al pozo los elementos que compondrán la instalación de subsuperficie destinada a facilitar la elevación de los fluidos producidos por las capas, de manera que éstos lleguen en la superficie hasta sus respectivas baterías.

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IV-IX) Bajar instalación de producción Se denomina “instalación de producción” a los elementos que quedarán en el interior del pozo durante la producción del mismo. La elección dependerá en primer lugar, de cuál es la disponibilidad de energía que tengan las capas productoras. Los fluidos contenidos en el reservorio están sometidos a una determinada presión , denominada “presión de formación”. Esta presión es la que brinda la energía necesaria para mover los fluidos desde la formación hasta el interior del pozo y ,si es suficientemente elevada, los hará llegar hasta la superficie. Se dirá entonces que producen por “surgencia natural” (muchos pozos en el inicio de su explotación lo hacen de esta manera). Con el tiempo, la presión en el interior del reservorio va disminuyendo, hasta que llega un momento en que ya no es suficiente como para elevar los fluidos hasta la superficie, sino que sólo alcanza para que lleguen hasta una determinada altura dentro del pozo. Cuando esto ocurre, se hace necesario instalar algún sistema de extracción artificial que suministre la energía que falta para continuar elevando el fluido hasta las instalaciones de superficie. Se asumirá a continuación el caso más frecuente, que es necesitar desde el principio de la vida productiva algún sistema artificial de extracción, ya que la energía disponible por los reservorios no es suficiente como para producir surgencia natural. A continuación se verán los elementos utilizados en el Sistema de Bombeo Mecánico y en otro capítulo posterior se describirán otros sistemas de extracción, de uso menos frecuente. Para elevar el fluido desde el nivel hasta donde llega con su propia energía, hasta la superficie, hace falta una bomba de profundidad que le suministre energía adicional e impulse dicho fluido. Para que la bomba pueda cumplir su cometido es necesario transmitirle el movimiento que necesita, lo que se hace con una columna de barras de acero, de pequeño diámetro (barras o varillas de bombeo), que en un extremo está unida a la bomba y en el otro a un equipo en la superficie. Todo el conjunto bomba y varillas se baja al pozo por el interior de una cañería de bombeo, tubing, por donde el fluido transitará su camino hacia superficie.

IV-IX-I) Bomba de profundidad Las hay de formas y modelos muy variados, de distintos tamaños y para una serie muy amplia de situaciones de producción, pero básicamente todas constan de las siguientes partes principales: · Un cuerpo cilíndrico, denominado “camisa o barril de la bomba” , con la

forma de un tubo de pared delgada, que se fabrica en distintos diámetros (desde unos 3,5 cm hasta unos 12 cm ) y en largos también muy variables (entre 2,5 metros hasta unos 10 metros). Este cuerpo debe permanecer fijo, unido a la cañería de bombeo o tubing.

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· Una pieza cilíndrica, de menor diámetro que el barril, que se construye en largos estándar entre 90 cm y 1,2 metros, denominada “pistón de la bomba” y que trabaja en el interior del barril.

· Una serie de válvulas que controlan el movimiento del fluido por dentro de la bomba.

· Una serie de accesorios y conexiones que permiten empalmar todas las partes. Todas estas partes unidas entre si constituyen la bomba de profundidad, que vista desde afuera tiene el aspecto de un tubo de cierta longitud, sin que se puedan visualizar los accesorios, válvulas o pistón. La figura IV-11 muestra una bomba de profundidad del tipo de uso frecuente, a la que se le ha hecho un corte en el barril o camisa a fin de poder observar en el interior el pistón y las válvulas. Sp“

Fig. N° IV-11

e dijo que, para que este tipo de bomba trabaje, la parte exterior o barril debe ermanecer fijo. Esto se logra equipando la bomba con unos anillos (llamados copas”) de material flexible, que entran muy ajustados, a presión, dentro de un

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trozo de caño de unos 20 cm de largo, llamado anclaje o “niple asiento” (en la figura anterior se pueden observar las “copas”, tres anillos de color blanco ubicados en el extremo inferior de la bomba). El anclaje se enrosca al extremo de la columna de tubing de manera que la bomba queda ubicada en el interior de los caños. El pistón, que constituye la parte móvil, queda unido a las varillas de bombeo y se mueve por dentro del barril de la bomba, en un movimiento alternativo hacia arriba (“carrera ascendente”) y hacia abajo (“carrera descendente”). Cuando el movimiento es hacia arriba, impulsa el fluido hacia la superficie por dentro de los tubing y cuando el movimiento es hacia abajo, permite que el fluido ingrese en la parte superior, de manera de impulsarlo cuando invierta su movimiento y se mueva hacia arriba. Este movimiento se lo transmiten las varillas de bombeo desde la superficie, donde están conectadas a un equipo de bombeo (AIB). La secuencia para el ciclo de bombeo puede observarse en la figura IV-12, donde se ve un esquema descriptivo de cómo funciona la bomba.

Fig. N° IV-12

IV-IX-II) Varillas de bombeo Constituyen el medio de transmitir al pistón de la bomba el movimiento alternativo ascendente y descendente que requiere la bomba para su funcionamiento. Son barras macizas que se construyen en un acero muy especial y altamente resistente, en dos largos estándar de 7,6 metros y 9 metros de

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longitud y en diversos diámetros, que pueden ir desde 1,5 cm hasta 3 cm. Se bajan al pozo empalmadas unas a otras por roscas especiales de alta resistencia, constituyendo de esa forma lo que se denomina “sarta de varillas de bombeo” la que puede estar constituida por tramos de varillas de distintos diámetros, a fin de obtener la combinación más resistente y al mismo tiempo más liviana para la profundidad, tipo de bomba, régimen de bombeo, etc. de que se trate. Por ultimo, la instalación se completa con los caños de bombeo o tubing, a los que ya se los mencionó en el punto IV-II.

IV-IX-III) Operación La operación para bajar al pozo todo este material es la siguiente: Se baja la columna de caños (tubing) hasta la profundidad elegida, que dependerá del nivel que alcance el fluido dentro del pozo. Esta columna tiene en su extremo inferior, empalmado, el trozo de caño del mismo diámetro, “anclaje” donde asentará la bomba de profundidad. La columna de tubing se cuelga de un accesorio, llamado “cabeza colgadora de tubing” que se monta en superficie en la boca del pozo. A continuación se baja por el interior de los tubing, la bomba de profundidad suspendida por el pistón a la sarta de varillas de bombeo, hasta llegar a la profundidad donde está el niple asiento o anclaje. En ese punto se introducen las “copas” o anillos dentro del anclaje y la bomba queda asentada, unida a los tubing, mientras el pistón permanece unido a la sarta de varillas, que se conectan en superficie a un equipo de bombeo. Existen numerosas variantes para la instalación de un sistema artificial de este tipo, así como muchos accesorios y elementos auxiliares para optimizar el bombeo, pero por su extensión no han sido incluidos en este manual.

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