Comportamiento en el fondo del pozo

Cabe hacer especial mención a los siguientes parámetros, presión estática de fondo, índice de productividad, relación gas/líquido y relación agua/petróleo.

1) La presión estática de fondo es un índice de la energía que posee el pozo.2) El índice de productividad es el caudal capaz de ser producido por el pozo en m3/día (barriles/día) por cada Kg/cm2

(Ibs/pulg2) que desciende la presión dinámica respecto de la estática. Si el petróleo se encuentra en estado líquido en formación y la presión se mantiene por encima de la presión de saturación; el IP se mantiene aproximadamente constante. Cuando la presión desciende por debajo de dicho punto, l a capa presenta saturaciones de gas y portante el IP varía. La curva representativa de las producciones en función de la presión (IPR) se mantiene lineal hasta llegar a la saturación, por debajo de ésta deja de ser una recta.

3) La relación gas/líquido, mientras la presión dinámica está por encima de la presión de saturación y el caudal de agua no vana, mantiene las condiciones de elevación en forma uniforme. Pero a medida que prosigue la explotación una vez que la presión de formación ha descendido por debajo de la presión de saturación, dicha relación cambia, aunque se mantengan óptimas las condiciones de operación.

4) La relación agua/petróleo. Lo expresado anteriormente muestra claramente que si varía la proporción de agua respecto al petróleo, cambia la relación gas-líquido, y aumenta la densidad del líquido y por consiguiente, la capacidad de elevación hacia la superficie disminuye.

Comportamiento en la columna de producción

La surgencia vertical es más favorable cuando mayor es la presión en el fondo.Por otra parte, para una determinada producción es necesaria, en cuanto a la circulación del fluido desde la formación

hacia el pozo, una determinada presión en la entrada del tubing. Cuanto menor sea esta última, mayor será la velocidad con que entra el fluido al pozo y por consiguiente e! caudal, pero contrariamente, si dicha presión en la entrada del tubing es reducida, la capacidad para elevar el fluido a la superficie en flujo vertical se reduce. Por consiguiente, en cuanto a los caudales, ambos flujos son antagónicos en lo que se refiere a como actúa sobre ellos la presión en la entrada del tubing.

Áreas de FlujoSe dice que un pozo está en surgencia natural, cuando la presión en el fondo del mismo es suficiente para impulsar su

producción hasta la superficie.Todos los yacimientos poseen una determinada presión estática generada y entrampada en las formaciones productoras (energía

natural). Cuando dicha presión es mayor que la resultante de la columna hidrostática del pozo (la profundidad al aporte relacionada con la densidad de la mezcla), más la pérdida de carga contrapuesta por las instalaciones de superficie; el pozo surgirá.

En la medida en que los pozos son producidos, la presión de formación va decayendo naturalmente por el desalojo de volúmenes de petróleo, gas y/o agua, hasta que el pozo deje de fluir. Es entonces cuando se debe recurrir a sistemas artificiales de extracción.

Para una mejor comprensión de los efectos producidos por la presión, se divide el proceso de surgencia en tres áreas desde la formación hasta los tanques:

Flujo horizontal: En ésta etapa de flujo, la mezcla de gas y líquido se desplaza desde la cabeza de pozo, donde se encuentra instalado el regulador de flujo (orificio) por la línea de conducción hasta el separador. De esta manera la presión de la cabeza de pozo antes del orificio, deberá ser suficiente para vencer las pérdidas de cargas resultantes del propio orificio, de las restricciones de la línea, y también la presión del separador. Allí se encontrará el límite mínimo.

Flujo de elevación: Es el transcurso ascendente del fluido desde el intervalo punzado, hasta la cabeza del pozo. Se sabe que el orificio está situado en la armadura de surgencia, y tiene como finalidad regular el volumen de flujo del pozo, es decir que se obtenga una producción compatible con las características del yacimiento.4

En cada punto de la columna se reflejará una presión que estará relacionada con la pérdida de carga que la mezcla provoque en el tipo de cañería, la altura desde ese punto a la superficie, la densidad de la mezcla y a la pérdida de carga o presurización determinada por el orificio. Esto se manifiesta en su máxima expresión, frente a los punzados productores.

Flujo de recuperación: Es el tránsito de la mezcla que ocurre dentro del reservorio, desde la formación para el interior del pozo. En una primera instancia aumentando el orificio en la cabeza de pozo, se logra reducir la pérdida de carga a través del mismo y consecuentemente disminuye la presión del flujo de elevación en el fondo de pozo, como resultado, el caudal desde el yacimiento al pozo teóricamente aumentará (de acuerdo a la Ley de Darcy, mayor diferencial mayor volumen de flujo).(Flujo Radial)

Es muy importante considerar que a nivel de la formación se está ante una mezcla y sus fenómenos, y si bien al reducir la presión frente a los punzados se optimiza en cierta manera el aporte, tal optimización provoca que la mezcla se vea afectada por la disminución de presión, y la consecuente liberación de gas (presión de burbuja) antes de salir de la formación, perdiendo energía del reservorio.

Presión estática – Presión de Fluencia – Índice de Productividad

Cuando se perforan pozos en yacimientos de gas y de petróleo se produce gas, petróleo y frecuentemente agua, lo que reduce con el tiempo la presión original del yacimiento permitiendo que el petróleo y el gas restante se expandan y ocupen el espacio vacante dejado por los fluidos producidos.

Si las formaciones están en contacto con estratos acuíferos, a medida que la presión disminuye debido a la producción, el agua de esos estratos invade e! reservorio y hace disminuir la expansión del gas y del petróleo y por consiguiente también disminuye la caída de presión.

En el momento en que un pozo es puesto en producción la energía comienza a liberarse y se transforma en trabajo. Se comienza a formar una zona de menor presión alrededor del pozo. Se establece un gradiente de presión y el fluido comienza a migrar hacia las paredes del pozo.

"Si denominamos Pe a la presión estática medida frente a la formación después de un período suficientemente largo de cierre..."

".. .y Pf a la presión de fluencia, medida en la misma profundidad luego que el pozo haya producido a caudal constante por un determinado tiempo.

"...denominamos caída de presión o diferencial de presión a la diferencia de Pe - Pf."

Si la cantidad de energía disponible en un reservorio es reducida, la presión del mismo declina rápidamente por cada metro cúbico que se produce. Si la energía del reservorio es grande, se producirán grandes cantidades antes de que haya una reducción apreciable de la presión. Naturalmente en la práctica se dan todos los matices intermedios.

Como resumen de estos tres conceptos, tengamos claro que los parámetros que en mayor medida gobiernan la cantidad de fluido son:

La porosidad como propiedad de la roca. La presión a la que están sometidos.Mientras que los que regularán caudales a extraer son:0 La permeabilidad de la roca. Los gradientes de presión que se establezcan. La viscosidad de los fluidos. Las saturaciones de agua a la que se encuentren.

Si medimos Pf a diferentes regímenes de producción y al mismo tiempo caudales producidos en superficie podemos realizar gráficos (Caudal vs Presión) que ilustran el comportamiento de los caudales frente a una variación determinada de la presión. La forma de la curva que puede obtenerse puede ser del tipo de la figura siguiente.

Índice de ProductividadA menudo se utiliza un índice, denominado de productividad para indicar la performance de un reservorio, ya que se

expresa como número de barriles/día o m3/día (caudal diario producido en condiciones de tanque de superficie) por cada unidad de caída e presión (libras/p2 o kg/cm2) entre la presión estática Pe y la de fluencia Pf:

Índice de productividad = IP = Q/ (Pe – Pf) Este índice es una propiedad de. Los pozos, una medida del potencial o de su capacidad de producir, de responder a una

disminución de la presión de fluencia. Puede variar; depende de factores como permeabilidad de la roca, saturaciones, regímenes de producción, estado de agotamiento del yacimiento, viscosidad de los fluidos, resistencias al flujo etc.

Para determinarlo es necesario conocer la presión estática de la formación y medir, a distintos regímenes de producción, el caudal producido en superficie y la presión de fluencia frente al punzado productor. Generalmente se toma una presión de fluencia calculada a partir del nivel dinámico estabilizado al que trabaja el pozo, por lo que los valores no corresponden a una sola formación, sino en conjunto a todo el pozo.

Al registrar estos datos para determinar el Índice de productividad, es muy importante que se tomen luego de un período de estabilidad largo, como para asegurar que esa condición es de suficiente equilibrio corno para que sea representativa del régimen establecido.

El petróleo en sí mismo carece de energía que le permita auto-producirse. Esa energía disponible la entrega la energía potencial de la presión del reservorio que se encuentra almacenada en los fluidos comprimidos al producirse un gradiente hacia el pozo. Para que se produzca el movimiento de los fluidos es necesario vencer dos resistencias principales:

Las fuerzas internas, llamadas de interface, que mantienen a los fluidos dentro de los poros. La resistencia al movimiento, por viscosidad del gas y del petróleo.

El caudal (Q].

:En un gráfico como el superior podemos obtener la siguiente curva: cuando la presión de fluencia iguala a la presión

estática, el movimiento no se produce, no hay diferencia de presiones y por lo tanto Q = cero (es el punto sobre la ordenada para Pf = Pe).

En el otro extremo, cuando la presión de fluencia es cero (el gradiente de presión es igual a la presión estática) obtenemos Qí. Este valor teórico es el correspondiente a un nivel hidrostático cero.

Hemos supuesto que la diferencia Pe – Pf es suficiente para vencer las fuerzas internas interfaciales y las resistencias al movimiento por la viscosidad. Pero en los alrededores del pozo, centradas en las cercanías de las paredes, se producen resistencias adicionales al movimiento (no originales al yacimiento) debido a prácticas de perforación y de terminación de los pozos y de los fluidos utilizados durante estas operaciones. Estas resistencias adicionales son denominadas efecto pelicular o daño de formación.

Estas nuevas resistencias tienen el efecto de cambiar la respuesta del caudal frente a la presión de fluencia, cambiar la forma o pendiente de la curva y disminuir el caudal potencial producir para la Pf dada, por ejemplo al valor Q1 (menor de Q0).

SISTEMAS DE EXTRACCIÓNLa clasificación de los sistemas de extracción de los pozos productores, responde a las formas bajo las cuales utilizan la

energía para efectuar la extracción de petróleo.|No se puede generalizar las bondades o defectos de un sistema u otro, lo que sí se debe hacer es estudiar; y sacar

concusiones de los estudios comparativos que se realicen frente a cada situación particular aje se presenta en los pozos y los yacimientos.

Pueden darse infinidad de cases y variables que se presenten cuando se tiene que seleccionar el sistema de extracción, pero siempre la selección más adecuada será aquella que contemple fundamentalmente el tipo de yacimiento, el tipo de drenaje y el comportamiento futuro del mismo.

Es necesario resaltar que básicamente antes que seleccionar el sistema de extracción será imprescindible llegar al diseño de instalación más adecuado, que será función de la energía disponible, el tipo de yacimiento, tipos de petróleo, tipo de drenaje, comportamiento, relación gas-petróleo, características del sistema de extracción a instalar y métodos de recuperación secundara o asistida proyectados a realizar.

Los pozos productores se pueden dividir en aquellos que producen por surgencia natural los que tienen instalado algún sistema de extracción artificial.

Los pozos surgentes son aquellos que surgen por su propia energía natural y los que están bajo extracción artificial los que son asistidos para elevar a superficie su producción.

Bajo esta denominación se podrán seleccionar varios sistemas: Bombeo Mecánico Alternativo Bombeo Centrífugo Electrosumergido Bombeo Hidráulico Extracción por Gas Lift Bombeo por Calidad Progresiva (PCP) Extracción Plunger Lift

Todos éstos sistemas están estandarizados bajo normas internacionales, y funcionan perfectamente bien, cada uno en el pozo que tenga las condiciones adecuadas.

BOMBEO MECÁNICO

Breve descripción del sistemaEl método de bombeo mecánico consiste en elevar el fluido (petróleo + gua) desde el nivel que éste alcanza en el pozo y

desplazarlo al punto de recolección (estación satélite o tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad accionada por la columna de varillas que transmiten el movimiento del equipo de bombeo.

El fluido es conducido hasta la superficie a través de la cañería de producción (tubing) y de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (flow line)

El trabajo que efectúa la bomba depende del nivel de fluido, el mismo será mayor cuanto más bajo esta el nivel pues mayor será la columna de fluido a elevar. Es importante tener en cuenta que cuanto más se baje el nivel de fluido menor será la presión que actué sobre la capa productora y en consecuencia mayor el flujo de fluido des de la misma al pozo, lo que implicara mayor producción.

En consecuencia, para una eficiente extracción será indispensable bajar el nivel de fluido tanto como sea posible, sin que ello provoque un llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y cause el golpe de fluido.

BOMBAS DE PROFUNDIDAD1. Partes Componentes.

Las bombas están compuestas por el barril, el pistón, la válvula de pie (standing valve), la válvula viajera (travelling valve) y los accesorios: jaula de válvulas, adaptador del pistón, vástago, guía del vástago (rod guide), cupla del vástago (rod coupling) etc.

2. Funcionamiento. En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la válvula viajera (T.V) y el fluido es desplazado por el pistón desde el tubing a la superficie. El ascenso del pistón causa una disminución de presión sobre la válvula de pie, por lo que ésta se abre, permitiendo el ingreso de fluido de la formación a la bomba.

En la carrera descendente el movimiento del pistón incrementa la presión en la cámara entre ambas válvulas,lo que

provoca la apertura de la válvula viajera (T.V) y el cierre de la válvula de pie (S.V.) El peso de la columna de fluido se transfiere de las varillas al tubing y el fluido que pasa a través de la válvula viajera será elevado en la próxima carrera ascendente del pistón.

En la carrera ascendente el peso del fluido actúa sobre la válvula viajera y en consecuencia sobre as varillas; y en 1a descendente el peso del fluido actúa sobre la válvula de pie. Como la bomba está asentada en eli el tubing, la carga del fluido se trasmite al mismo. Por lo tanto, en la carrera ascendente 1asvarillas se alargan deformación elástica) y vuelven a su longitud inicial en la descendente. El tubing se alarga en la carrera descendente y vuelve a su longitud inicial en la ascendente.

Dichos movimientos pueden ocasionar desgastes en el casing, cuplas del tubing y de las varillas.. Como veremos más adelante, para evitar los movimientos de tubing y los desgastes mencionados se sujeta éste al casing con un ancla de tensión.

3. Tipos de. bombas. Las bombas de profundidad pueden ser: de tubing o insertables. La diferencia básica entre ambas es que las segundas se instalan en el interior del tubing y se bajan al pozo con las varillas, fijándolas a la tubería con un niple de asiento. Las bombas de tubing se conectan a la tubería de producción y se bajan al pozo formando una parte integral con ésta.

Ejemplos :Bomba insertable : 25 - 200 - RWBC 24 Bomba para ser utilizada en. tubing de 2 7/8; pistón de 2”; tipo insertable, de pared fina, asiento inferior tipo copas con

longitud de barril de 24´(pies) y longitud de pistón de 5´ (pies) sin extensiones.. Bomba de tubing : 30 - 275 - THBM 20-5Bomba para ser utilizada en tubing de 3-1/2", diámetro de pistón 2 ¾”, tipo tubing pump de pared gruesa, asiento

inferior tipo mecánico, con longitud de barril de 20' (pies) y longitud de pistón 5' (pies) sin extensiones.

1 pie = 30,48cm = 0,3048m

4. Designación de las bombas. En la designación de las bombas deberá especificarse:

a. Tipo de bomba.b. Diámetro del pistón.Los diámetros que se utilizan usualmente para para bombas insertables son : en tubing de 2-7/8" : pistones de 1-1/2", 1-3/4" y 2" en tubing de 3-1/2" : pistón de 2-1/2"para bombas de tubing los pistones de uso común son :en tubing de 2-7/8" : pistón de 2-1/4" en tubing de 3-1/2" : pistón de 2-3/4"c. Longitud del pistón.La longitud del pistón depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio de adoptar la longitud

del pistón de 1´ cada 1000' de profundidad. La longitud standard del pistón es 5".d. Longitud del barril.Las longitudes que se utilizan son de 16' y 24', los de 16' se utilizan para carreras de hasta 86" (con adecuado

espaciamiento puede utilizarse hasta carreras de 100 ").e. Espesor de pared del barril.En bombas insertables se usan barriles de pared gruesa para diámetros de pistón 1-3/4" y 1-1/2" y de pared fina para

bombas con pistón de 2".En bombas de tubing se usan barriles de pared gruesa únicamente.f. Tipos de asientos.BHD: asiento de copas inferior MHD: asiento mecánico inferiorTHD: asiento de copas superior (poco utilizada).MHD – TH: Doble asiento, mecánico inferior y de copas superior.g. Luz entre pistón y barril.Expresado en milésimas de pulgada, por ejemplo una luz de 0.007" se indica (-7).

Ejemplos

Bomba insertable para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal (diámetro interior.2-1/2"), con pistón de 2", largo de barril 24', luz de pistón 0.006", longitud de pistón 5' y asiento de copas inferior.

Bomba insertable 2-1/2" x 2" x 24', (-6), BHDBomba de tubing para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal (diámetro interior 2-1/2"), con pistón de 2-

1/4" largo de barril 24', luz de pistón 0.004", longitud de piston 5',válvula de pie con asiento mecánico inferior.Bomba de tubing 2-7/8" x 2-1/4" x 24', (-4), MHD

Nota : como puede verse en los ejemplos, el espesor de pared, barril de pared gruesa o fina normalmente no se lo indica, dado que en las operación están standarizados de acuerdo al tipo de bomba y su diámetro (punto e). Respecto del largo del pistón, solamente se lo indica si la longitud del mismo difiere de la medida standard de 5' (punto c).

5. Descripción de las bombas,

De acuerdo a lo ya indicado las bombas de profundidad pueden clasificarse en : Insertables De tubing

Las más utilizadas son las del tipo insertable. Las bombas de tubing se usan en aquellos pozos, cuya producción potencial supera la capacidad de una bomba insertable para el mismo diámetro de tubing.

BOMBAS INSERTABLES. Las bombas de tipo insertable se bajan y sacan del pozo con las varillas, y se las fija al tubing en un niple asiento que se baja previamente con éstos. Un esquema de una bomba insertable tipo puede verse en la figura con los nombres de las principales partes componentes.

Una bomba como la de la figura con asiento de copas en la parte superior de la bomba y asiento mecánico en la parte inferior se denomina MHD - THD (doble asiento). Existen dos tipos de asientos para bombas : común y mecánico; ambos tipos con el niple (macho-macho) de asiento correspondiente que va enroscado en el tubing pueden verse en la figura.

El asiento común. Tiene copas de plástico espaciadas con anillos de acero en el mandril. Este conjunto se coloca en la parte superior de la bomba (top hold-down) o en el fondo (.bottom hold-down). Cuando la bomba se baja al pozo el mandril del asiento que tiene un diámetro mayor que cualquier otra parte de la bomba, se pone en contacto con el niple de asiento que ha sido bajado con la columna de tubing. Este conjunto forma un sello por fricción que mantiene a la bomba firmemente ajustada al tubing.

Sobre las copas el mandril tiene un anillo tope que impide que la bomba pase a través del asiento. La experiencia del uso de copas de plástico en el asiento común indica que éste puede adoptarse para todos los casos de bombas insertables.

El asiento mecánico. Pueden utilizarse solamente como bottom hold-down. Los fabricantes recomiendan este tipo de asiento especialmente para, los pozos profundos porque cuando la bomba se asienta se percibe en superficie sobre la columna de varillas y su encastre de tipo positivo hace más difícil que se desasiente mientras esté en operación. Además tiene la ventaja de poder asentarse y desasentarse varias veces sin dañar el asiento.

Limitaciones del asiento superior (top hold-down).El asiento a copas superior tiene su limitación de acuerdo a la profundidad que se inserte la bomba y al nivel de fluido del pozo. Esto es debido a la diferencia de presiones que actúan dentro y fuera del barril por las respectivas columnas de fluido, las que incidirán en mayor grado cuanto más profunda esté la bomba y menor sea el nivel de fluido. Sobre la superficie interior del barril actúa la presión ejercida por la columna de fluido de tubing más la presión de la línea que tiende a deformar el barril. Cuando el nivel de fluido es bajo, la presión sobre la superficie exterior del barril será también baja y el barril tenderá a deformarse más.

Dicha deformación disminuye el rendimiento de la bomba y puede provocar la rotura del cuerpo del barril o en las conexiones. La experiencia nos indica que no es conveniente utilizar el asiento top hold-down por debajo de los 1000 m, salvo en los casos especiales de pozos con alto nivel de fluido.

CRITERIO DE SELECCIÓN DE BOMBAS INSERTABLESLos problemas más comunes que presentan los fluidos de los yacimientos para ser bombeados son :

1. Deposición de arena2. Pozos con gas3. Petróleo viscoso4. Incrustaciones de carbonato de calcio.

1. Deposición de arena.La arena que suele transportar en suspensión el fluido originan los siguientes problemas en el bombeo mecánico :a. Desgaste de válvulas. Cuando una o más partículas de arena quedan atrapadas entre la bola y el asiento de las

válvulas, impide el cierre perfecto dejando un pequeño espacio por donde puede pasar el fluido a gran velocidad. Este flujo de fluido termina por desgastar en forma de hendiduras o canaletas las superficies de las válvulas. Se utilizan bombas con doble válvula de pie y viajera, de material standard. En aquellos casos de desgaste muy severo se arman bombas con válvulas simples de mayor dureza (carburo de tungsteno). El uso de doble válvula puede dar lugar, en algunos casos, a una disminución de la producción ya que la caída de presión a través de una segunda válvula puede provocar un llenado incompleto del barril. Esto puede incidir en pozos con fluidos viscosos y en pozos con alta relación gás- petróleo, debido a que la pequeña caída adicional depresión puede influir en la eficiencia de la bomba al liberar un mayor porcentaje de gas.

b. Acumulación de arena entre barril y tubing: Esto produce un atascamiento de la bomba haciendo necesario sacar el tubing para poder cambiar la bomba. Normalmente se utiliza con doble asiento, asiento mecánico inferior y a copas el superior. En los pozos poco profundos del orden de 1000 metros, o en aquellos más profundos con buen nivel de fluido es suficiente anclaje superior a copas para prevenir el problema.

En casos especiales puede utilizarse una bomba de tres tubos, constituída por el pistón, el barril fijo y una camisa exterior que se mueve conjuntamente con el pistón. La combinación de estas partes hace que la bomba produzca gran turbulencia evitando la deposición de la arena. En la parte inferior tiene un anillo tope que evita el pasaje de arena al asiento de la bomba, previniendo su atascamiento.

Debe tenerse en cuenta que esta bomba no se puede golpear como las tradicionales ya que se deteriora el cuerpo de la misma, por lo que constituye un problema su uso en pozos con gas. En el caso de pozos con alto porcentaje de agua se deberá considerar la pérdida por escurrimiento ya que estas bombas tienen normalmente mucha luz entre pistón y barril.

c. Desgaste del pistón y el barril, produciendo a veces el atascamiento del pistón. En estos casos se trata de adecuar las características de la bomba a las condiciones particulares del pozo y de acuerdo a los resultados previos obtenidos en pozos similares. Las técnicas que normalmente se aplican en nuestra operación son: instalar filtros, utilizar válvulas de retención de

arena y adecuar la luz entre pistón y barril de la bomba.De las soluciones indicadas la más importante a considerar es el valor de la luz entre pistón y barril. La experiencia

indica que dicha luz deberá ser la menor posible a fin de no permitir que los pequeños granos de arena que decanten puedan pasar a través del espacio entre el pistón y el barril, evitándose de esta manera el excesivo desgaste y atascamiento del pistón. El valor de luz que se adopte deberá además asegurar un libre movimiento del pistón.

Cuando sea posible extraer muestras de arena del pozo, o también cuando se recupere arena que ha quedado retenida en la bomba se puede efectuar un ensayo granulométrico para aproximar el valor de la luz en_ tre pistón y barril más adecuada al mismo.

En general, para pozos productores de arena la luz entre pistón y barril no debería superar 0.003", dependiendo ello de las condiciones particulares de cada pozo, viscosidad, del petróleo y porcentaje de agua. Para el caso que sea necesario luces más altas deberá consultarse con el Ingeniero de Producción.

La decantación de la arena cuyos inconvenientes se citaron en (b) y (c) se agrava cuanto mayor sea el tamaño de las partículas de arena y cuanta menor sea la viscosidad del fluido especialmente si el bombeo se detiene por tiempos prolongados.

2. Pozos con gasEl gas disminuye el rendimiento de la bomba ya que ocupa un volumen que de no estar presente lo ocuparía el fluido. En

casos extremos el gas ocupa todo el volumen del barril con lo cual la bomba se bloquea y deja de producir. Lo que ocurre es que el gas se comporta como un resorte, en la carrera ascendente se expande y en la descendente se comprime, no permitiendo que la válvula viajera (T.V) se abra para desalojarlo del barril.

En estos casos es necesario "golpear" la bomba, es decir reducir el espaciamiento hasta que la cupla del vástago (rod coupling) golpee la guía del vástago (rod guide) provocando la apertura de la válvula viajera y dejando escapar el gas.

El problema del bloqueo por gas puede reducirse a un mínimo, disminuyendo la separación entre la válvula de pie y la válvula viajera (espacio nocivo). En la actualidad las bombas se arman de tal forma que al final de la carrera descendente la separación entre válvulas no supere 1-1/2"; en casos particulares se consultará con el Ingeniero de Producción. ..

A continuación se indican algunas recomendaciones prácticas y la descripción de dispositivos especiales que se aplican para pozos con gas.

a. Utilizar bombas con menor separación entre válvulas.b. Espaciar adecuadamente el pozo de modo de reducir al mínimo el espacio nocivo. Esto se efectúa regulando

manualmente la posición de la grampa del vástago pulido hasta lograr el efecto deseado.c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo. De esta forma se logra mayor tiempo para el llenado de la

bomba y por consiguiente mejora el rendimiento.d. Profundizar la bomba. De manera que quede por debajo de la zona productora de alta relación gas-petróleo.e. Utilizar bombas con dispositivos especiales :

Bombas con pistón deslizable (pistón loc-no). con válvula tipo anillo (ring valve) Separadores de gas (anclas de gas)

Bombas con pistón deslizable. Este pistón es intercambiable con cualquiera de los pistones de bombas insertables API. En la figura se indica el conjunto con la indicación de sus partes.

Funcionamiento: en la carrera descendente el pistón se desplaza hacia arriba debido a la presión actuante sobre la superficie del asiento. La válvula tipo gota al abrir permite la entrada del fluido al espacio anular entre el pistón y el vástago, transfiriéndose la carga de fluido a la válvula de pie y evitando el bloqueo por gas.

En la carrera ascendente la válvula tipo gota se apoya en el asiento del pistón deslizable y éste desplaza el fluido a la superficie.

La superficie del asiento de la válvula tipo gota está recubierta con stellite (aleación de cromo, tungsteno y cobalto) con propiedades adecuadas para ser usados en medios corrosivos y abrasivos.

Bombas con válvula tipo_anillo_(ring yalve)_. El dispositivo ring valve que puede adaptarse a las bombas standard API es utilizado para prevenir el bloqueo por gas y el golpe de fluido. El mismo se ínstala en la parte superior del barril de las bombas insertables tipo RW y RH.

Funcionamiento: en la carrera descendente la ring valve permanece cerrada evitando que la columna de fluido actúe sobre la (T.V), e to elimina el golpe de fluido, tiende a mantener las varillas traccionadas y previene el bloqueo por gas.

En la carrera ascendente la carga de fluido sobre la ring valve mantiene cerrada hasta que la presión del fluido desplazado por pistón produce su apertura. Esta compresión evita el bloqueo bomba en la carrera ascendente.

Por las condiciones de trabajo indicadas la bomba con dispositivos ring valve es también aplicable en pozos con petróleo viscoso.

- Separadores de gas. Llamados también "anclas de gas" son utilizados en nuestra operación en aquellos pozos que debido a su alta relación gas-petroleo, no se logra buenos resultados con las técnicas y dispositivos descriptos.

Cuando el pozo tiene suficiente profundidad a continuación de punzados, puede utilizarse un separador de gas denominado "ancla natural" en el cual la succión de la bomba se ubica por debajo de las zonas productivas. El tubo de succión lo constituye un tramo de tubing con perforaciones o ranuras que va instalado a continuación de la bomba. Este tipo de ancla permite la mejor separación gas-líquido ya que el gas producido estará por encima de la bomba y la sección de pasaje del fluido es la máxima posible que pueda lograrse con cualquier otro tipo de ancla de gas. Para un mejor resultado es recomendable, cuando sea posible, que la succión se ubique a 4,5 m debajo del punzado productivo más profundo.

Otro diseño de separador de gas se utiliza completando la instalación con un packer que se ubica por encima de las zonas productoras a fin de que pueda liberarse el gas. El fluido llega a la bomba a través de un conducto con entrada en la parte inferior

y el gas asciende por el espacio anular. Su utilidad está condicionada a la ubicación de las zonas productivas y al nivel de fluido por lo que deberá seleccionarse muy bien los pozos en los que se instalará.

3. • Petróleo viscosoEl petróleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamiento del pistón y a su desplazamiento a través de la cañería de

producción, provocando sobrecargas en los componentes del sistema de bombeo.En las operaciones usuales se aplican distintas técnicas para su extracción :a. Utilizar pistones de menor longitud (2´ a 3').b. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (G.P.M).c. Utilizar bombas con mayor luz entre pistón y barril.d. En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20 % la inyección de desemulsionantes por casing.e. Producir por casing. Esta técnica se utiliza para petróleos del orden de 10° a 16°API para reducir el alto rango de

cargas a que estaría sometido el sistema con el bombeo tradicional. La instalación consiste en la ubicación de un. packer sobre los punzados y un tubing perforado sobre el packer.

El fluido producido pasa por el caño perforado y de este a la superficie a través del espacio anular casing-tubing. La cañería de producción se llena normalmente con gasoil o kerosene para reducir fricción en el movimiento de las varillas y de esta forma permitir aumentar los G.P.M con el consiguiente incremento de producción.

4. Carbonato de CalcioEn algunos pozos de nuestra operación se han observado incrustaciones de carbonato de calcio en distintas partes de la

bomba, generalmente se acumulan en las paredes del barril hasta que origina el atascamiento del pistón. Sobre los asientos de las válvulas, en especial de la de pie, tiene el mismo efecto que los gr. de arena.

En casos de alta concentración se producen obturaciones parciales de bar-collar, jaula de válvula de pie y filtros. La precipitación carbonato de calcio y la incrustación resultante se produce caso, por la caída de presión que experimenta el fluido a través de la bomba, por lo que se aplican las mismas recomendaciones prácticas indicadas para el bombeo de pozos con gas.

Otras medidas que se aplican para disminuir las intervenciones de los pozos afectados son :- Utilizar válvulas de pie standard, de mayor medida.- Bombas con mayores luces (.con pistones de mayor longitud para disminuir las pérdidas por escurrimiento).Válvulas de carburo de tungsteno.Eliminar los filtros.Inyectar inhibidor de incrustaciones.- BOMBAS DE TUBING. Las bombas de tubing son utilizadas para la extracción de mayores volúmenes de fluido. En las operaciones usuales se

las usa en aquellos pozos cuya producción potencial supera la capacidad de una bomba insertable, para el mismo diámetro de ing.Las bombas de uso común son las de pistón de 2-1/4" utilizadas en tubing de 2-7/8" y las de 2-3/4" usadas en tubing de

2-7/8" y 3-1/2".En este tipo de bombas, el barril con el niple asiento y la válvula de pie instalada se bajan con los tubing y el pistón con

las varillas de bombeo. En el caso de tener que recuperarse la válvula de pie y/o el pistón puede efectuarse esta operación sin retirar la bomba con la cañería de producción. Esto es así para bombas de 2-1/4" en tubing de 2-7/8" o bombas de 2-3/4" en tubing de 3-1/2", en las que para recuperar la válvula de pie se giran las varillas hacia la derecha de tal forma de enroscar el pescador y se recupera el pistón y el conjunto válvula de pie - asiento al mismo tiempo.

Las bombas de tubing no son recomendables- para trabajar en pozos con alta relación gas-petróleo pues tienen un espacio nocivo grande y se corre el riesgo de bloqueo por tal motivo. Otra desventaja de es te tipo de bomba es que en el supuesto de bloquearse no se puede golpear, ya que de hacerlo podría dañarse el pescador o la conexión de la válvula de pie que son las partes que se pondrán en contacto en dicha maniobra.

En el caso de utilizarse bombas de 2-3/4" en tubing de 2-7/8"o cuan_ do se utiliza packer de 5-1/2", dicha operación no se puede realizar por la correspondencia de diámetros entre pistón de bomba, tubing y packer. En estos casos se baja la bomba completa con los tubing y se efectúa el acople de las varillas a la bomba con el dispositivo de acople "on and of£". Este dispositivo se utiliza para facilitar la conexión y desconexión entre las varillas y el vástago de la bomba, sean estas de tubing o insertables En las operaciones usuales se lo emplea normalmente para los siguientes casos :

- Pozos con packer de 5-1/2" y bomba debajo del mismo.En bombas con diámetro de pistón mayor que el tubing (bomba con pistón 2-3/4" en tubing de 2-7/8").

Instalación y maniobra de acople. Sobre el vástago de la bomba se coloca un trozo en el cual se enrosca el mandril que es solidario al resorte y al buje de

acople. El conjunto se lo baja al pozo con el tubing y la camisa se la baja con las varillas.Al llegarla la profundidad de asentamiento se bajan lentamente las varillas y cuando los dos elementos estén en contacto

se asientan descargando un peso de aproximadamente 2.000 Ibs, se gira a la izquierda para vincular las partes y a continuación se verifica dicho acople.

Para desacoplar se descarga nuevamente un peso de 2.000 Ibs y se gi^ ra a la derecha con lo que el dispositivo quedará libre. En nuestra operación disponemos dispositivos de acople "on and off" de los diámetros que se indican :

1" - 13/16" utilizado únicamente con bombas insertables en tubing de 2-7/8".2" - 13/16" utilizado únicamente con bombas de tubing 2-3/4" en tubing de 2-7/8".