produccion de pozos con gas

E n los últimos años la produc-ción de gas del YacimientoCerro Dragón ha tenido una

agresiva campaña de perforación depozos de alta relación gas petróleo(HGOR) y a una fuerte inversión eninstalaciones de superficie (figura 1).Nuevas plantas compresoras y bateríaspermiten captar la producción asocia-da de los proyectos denominadosHGOR. Cabe destacar que el nuevoreservorio de gas de alta presión Yaci-miento Tres Picos Profundo tambiéncontribuye en gran medida en losvalores diarios de producción y ventade gas del Yacimiento Cerro Dragón.

El crecimiento de la capacidad deproducción de gas de los últimos añosse sustentó en una nueva política deexplotación y adaptación de los diseños

Trabajos técnicos

Producción simultáneade gas y petróleo enreservorios multicapasdel Yacimiento Cerro DragónPor Pablo Bizzotto, Rodrigo Della Fiore y Luciana De Marzio (Pan American

Energy, Ingeniería de Gas UUGGSJ, Unidad de Gestión Golfo San Jorge)

de producción, basada en producirreservorios de gas y de petróleo enforma simultánea. Antiguamente laexplotación del campo consistía en pro-ducir capas de petróleo, aislando y ocementando las capas de gas punzadas,principalmente porque el sistema deextracción predominante era y es elbombeo mecánico. Además, los siste-mas de extracción e instalaciones desuperficie no resultaban adecuados paraproducir grandes volúmenes de gas.

La capacitación y la adaptación alcambio de las personas involucradas aeste nuevo sistema de explotaciónrepresentaron y representan sin dudael pilar del proyecto.

Actualmente son cuatro las meto-dologías de extracción utilizadas enlos pozos HGOR:• Gas lift anular continuo e intermi-

tente (34 pozos).• Plunger lift (9 pozos).• Bombeo mecánico (30 pozos).• Surgente natural (10 pozos).

En este trabajo técnico se tratarácada sistema en particular, variantesoperativas y criterios de selección.

Hoy las nuevas tecnologías de tele-metría y automatización permitenmonitorear, operar y optimizar cadauno de los sistemas de extracción.Resulta clave el uso de controladoresinteligentes de pozo auto-cycle pluspara la operación de los plunger lift, ySAM para los pozos equipados conbombeo mecánico, en el desarrollo yadaptación de estos sistemas deextracción. La totalidad de los pozoscomunicados mediante telemetríageneran una gran cantidad de infor-mación que debe ser criteriosamenteadministrada, a fin de lograr unacorrecta interpretación del comporta-miento de los pozos. Es materia derevisión en este trabajo la gestión dedicha información, detalles operativosde los controladores y los mecanismosde seguimiento para lograr la identifi-cación de oportunidades de mejora.

El proyecto comenzó en el año2003 con un piloto de 13 pozos; alaño siguiente se perforaron alrededorde 20 pozos y en el año 2005 se dupli-có esa cantidad alcanzando los 40pozos. Este plan de desarrollo conti-nuará hasta el año 2017.

Introducción

Históricamente, en el YacimientoCerro Dragón perteneciente a laCuenca del Golfo San Jorge, sólo sepunzaban las zonas productivas depetróleo, cementando o dejando enreserva las capas de gas. Este procedi-miento se utilizaba porque el sistemade extracción empleado normalmenteen el área era y es el bombeo mecáni-co (80% de los 2.214 pozos).

Siempre se ha pensado que este sis-tema artificial de extracción no tienela capacidad de manejar de maneraeficiente grandes cantidades de gas,sobre todo si no existe un sistema decaptación de baja presión que colecteel gas producido por la entrecolumna.

Los reservorios de la Cuenca delGolfo San Jorge, a la cual pertenece elYacimiento Cerro Dragón, son del tipolenticular con alrededor de 20 delgadascapas de arenas productoras de gas, oily agua. Estas capas están distribuidasaleatoriamente desde 1.000 hasta 2.500metros de profundidad, variando encantidad y profundidades de un yaci-miento a otro dentro del área.

De todos los sistemas artificiales deextracción que se evaluaron, el gas liftanular fue el que más se ajustó a lasnecesidades para poder llevar adelanteel proyecto piloto.

Como es sabido, el gas lift anular esun sistema de extracción no conven-cional dentro de todas las variantes delgas lift, por lo tanto se debían enfrentar

algunas incertidumbres y paradigmas,como la determinación del punto deinyección de gas, tipos de equipamien-to, conversión desde gas lift continuo aintermitente, entre otros.

El proyecto piloto contó con 13pozos denominados HGOR, donde seabrieron todos los reservorios simultá-neamente. Inicialmente estos pozossurgieron de manera natural luego deun pistoneo final, cuando el equipo deworkover terminaba la completación. Siel caudal de gas declinaba a valores endonde la fluencia comenzaba a ser ines-table, se lo asistía con gas lift.

En el segundo año y después deresultados de producción exitosos serealizaron 24 pozos, también produ-ciendo por el mismo método deextracción.

En el año 2005 se perforaron alre-dedor de 40 pozos, pero por aquelentonces se introdujeron algunoscambios respecto de los sistemas deextracción, principalmente porque yano se podía instalar gas lift en todoslos pozos HGOR, debido a una capaci-dad de compresión limitada. Más alláde que la capacidad de compresióndel Yacimiento Cerro Dragón se haincrementado notablemente en losúltimos años, ahora esa capacidad esnecesaria para comprimir gas de bajapresión para la venta y no de levanta-miento como lo es en el GL.

Por lo expuesto anteriormente ypara continuar con la perforación deeste tipo de pozos, se analizaron otros

Petrotecnia • octubre, 2006 I 71

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Producción (Mm3/d)Ga

s(M

m3 /d)

Ventas (Mm3/d)

Figura 1. Producción y venta de gas, Yacimiento Cerro Dragón.

sistemas que pudiesen producir pozosde alta relación gas petróleo de mane-ra eficiente, sin comprometer la capa-cidad de compresión. Las primerasexperiencias con sistemas alternativosal gas lift se hicieron con plunger lift yluego con bombeo mecánico.

Dentro del plunger lift se probó unaamplia variedad de pistones, agregado alnuevo concepto de PL denominadoPacemaker. Con respecto al sistema debombeo mecánico, se logró producirconsiderables cantidades de gas, utili-zando diferentes tipos de dispositivosantibloqueo y controlador electrónicopump off. Con el controlador se opera alpozo haciendo paros por bajo llenadode bomba o en modo intermitente, paramejorar la performance del sistema.

Desarrollo

Actualmente, todos los pozos deHGOR del Yacimiento Cerro Dragón(CD) producen por los siguientes siste-mas de extracción artificial: Gas Liftanular (GL), Bombeo Mecánico (BM)y Plunger Lift (PL).

Todos estos sistemas de extracciónhan sido adaptados y modificadospara lograr una mejor performance ennuestro yacimiento e instalaciones.Detallamos a continuación cada unode los sistemas artificiales de extrac-

ción empleados, dado que poseenimportantes diferencias entre sí.

Gas liftCuando el flujo de producción es

del tipo multifásico, el método deextracción denominado gas lift resultauno de los sistemas más adecuadospara la explotación de un pozo, ya quesimula una surgencia natural; al menoses lo más parecido a un pozo surgentedentro de los sistemas artificiales.

Es por ello que inicialmente se cen-tró la atención en esta metodología,evaluando la posibilidad de aplicarloen CD, y de esa manera poder llevaradelante el proyecto que incluía laproducción en conjunto de petróleo ygas, que luego se denominó ProyectoHGOR (alta relación gas-petróleo).

El sistema GL posee muchas varian-tes y la más utilizada a nivel mundiales la denominada gas lift continuoconvencional o tubing flow, en dondeel gas de alta presión es inyectado enforma continua desde el espacio anu-lar hacia la tubería de producción através de un punto que debe estar ubi-cado a la mayor profundidad posible.

El objetivo de la inyección de gas esreducir la densidad de la columna defluidos presentes en el tubing para dis-minuir la contrapresión a la formaciónproductiva, haciendo posible que ésta

produzca de manera más eficiente.La configuración de instalación de

fondo más difundida es la denomina-da semicerrada. Tiene como caracterís-tica principal que se fija un packer porencima del primer punzado para queel gas de inyección no contrapresionela formación. El gas es transferidodesde la cañería de inyección a la deproducción a través de una válvula deGL, en donde la energía de presióndel gas se convierte en velocidad.

Más tarde, cuando el pozo aporta abajos valores de caudal y presióndinámica de fondo, es convenienteconvertirlo a GL Intermitente (GLI)bajando una válvula de pie o standingvalve en el niple de fondo, convirtién-dose en una instalación cerrada.

Otra variante del GL es la de flujoAnular (GLA). Esta configuración es lamás apropiada bajo los siguientesescenarios:• Elevados caudales de producción, ya

que en flujo vertical anular la pérdi-da de carga por fricción es menor,debido a un diámetro equivalentemayor al ID del tubing. En nuestrocaso el espacio equivalente entre untubing de 2 7/8” y un casing de 5,5”es de aproximadamente 4,5”, bas-tante mayor al ID del tubing de2,449”.

• Cuando existe una separaciónimportante entre el punzado supe-

Petrotecnia • octubre, 200672 I

1300 m

1400 m

2200 m

1300 m

1400 m

2200 m

0.25 psi/m

1.3 psi/m

655 psi

1695 psi750 psi

0.25 psi/m

550 psi

750 psi

Tubing FlowEl Gas es inyectado en el Anular

Casing Flow – Annular FlowEl Gas es inyectado en el tubing

Menor Presión dinámicade fondo

Figura 2.

rior e inferior, porque si se instalaun GL convencional o tubing flow esnecesario fijar un packer por encimadel punzado superior provocandoque el punto operativo de inyecciónde gas quede muy distanciado delos punzados inferiores. De estamanera el gas de inyección sólo ali-viana la densidad del fluido de pro-ducción en una parte de la tubería.Aplicar un GL convencional en estecaso resultaría en un pozo sub-explotado, a causa de una elevadapresión dinámica de fondo.Los reservorios del Yacimiento

Cerro Dragón son del tipo multicapacon una importante separación entreel punzado superior e inferior, por lotanto el segundo escenario de aplica-ción del GLA representa muy bien elcaso de CD.

Otro tipo de subdivisión del GL esen el tipo de flujo, continuo e inter-mitente, independientemente de si elmismo es producido vía el tubing o elespacio anular.

Frecuentemente, el mandril másprofundo tiene una válvula orificiodenominada válvula operativa, que espor donde se debe quedar inyectandode manera definitiva el gas. Su fun-ción es proveer una correcta inyec-ción dispersando el gas inyectado, yde esa manera minimizar la forma-ción de slugs o baches de líquido.

Las válvulas orificio no son exacta-mente lo que conocemos como unaválvula, dado que no abren ni cierrany generalmente se utilizan para GLcontinuo.

Todas las válvulas de GL poseenretenciones que evitan que retornelíquido de la tubería de producciónhacia la de inyección de gas, porejemplo durante un paro de compre-sores. Cabe destacar que las válvulasorificios también cuentan con estemecanismo de retención.

Las válvulas de GL generalmenteson clasificadas como IPO (InjectionPressure Operated), que son sensibles ala presión de inyección o PPO (Produc-tion Pressure Operated), sensibles a lapresión de producción. A pesar deexistir otros tipos de válvulas, estosdos grandes grupos representan muybien la mayoría de las válvulas emple-

adas en los yacimientos.Dentro de la aplicación del gas lift

en CD encontramos el del tipo inter-mitente, que se realiza mediante uncontrolador electrónico y una válvulaneumática encargados de gobernar lainyección de gas al pozo, por lo tantoeste fenómeno se denomina GL inter-mitente de superficie.

La aplicación de este método cíclicose limita a las siguientes condiciones:• Elevado Índice de Productividad (IP)

y baja presión dinámica de fondo(FBHP).

• Bajo Índice de Productividad (IP) y bajapresión dinámica de fondo (FBHP).En esta metodología se permite que

un slug de líquido sea acumulado enla cañería de producción hasta uncierto valor de presión de fondo oaltura de slug. Luego comienza unperiodo de tiempo en el cual se inyec-ta gas al pozo presurizándose la cañe-ría de inyección, y cuando se alcanza


1/2 Am (2)

la presión de apertura de la válvulamás profunda se inicia la transferen-cia de gas. Una vez que el gas comien-za a ingresar a la tubería de produc-ción, el slug empieza su carrera ascen-dente hasta llegar a la superficie.

Bajo condiciones ideales, el líquidodebería viajar en forma de slug haciala superficie, debido a la energía deexpansión y al flujo de gas que viajadebajo del bache de líquido. Dadoque el gas tiene una velocidad aparen-te mayor que la del líquido, se produ-ce una penetración parcial del gas através del slug líquido. Este fenómenocausa que parte del líquido pertene-ciente al slug original pase a la fasegaseosa como pequeñas gotas de líqui-do, y/o en forma de un delgado film alo largo de la pared de la tubería.

Cuando el slug alcanza la superficie,la presión en la tubería de produccióna la profundidad de la válvula dismi-nuye, incrementándose el pasaje de gasa través de la misma. Cuando la pre-sión en la tubería de inyección cae a lapresión de cierre de la válvula, el pro-ceso de transferencia de gas concluye.

Una vez que el bache macizo delíquido (acumulado durante el perio-do de cierre de la inyección de gas)llega a la superficie, se origina unadespresurización del gas de levanta-miento y una porción de líquido esproducida en forma de niebla, mien-tras que otra resbala hacia el fondo enforma de film sobre la cañería(fallback). Luego cuando ya no existeflujo de gas de empuje, el slug se ali-menta de dos fuentes: el resbalamien-to de líquido perteneciente al bacheanterior que no pudo alcanzar lasuperficie, y el aporte propiamentedicho desde la formación productiva.

El fallback puede representar unporcentaje importante del slug origi-nal, por ello, el control de esta varia-ble con seguridad determina la efi-ciencia o éxito de una instalación deGL intermitente en un pozo.

En un GL intermitente el fallbackrepresenta entre un 5 y un 7% del slugde líquido por cada 300 metros deprofundidad. Por lo tanto, para unpozo de 2.500 metros de profundidadse tiene desde un 35% a un 49% defallback. Esto nos está indicando que

por cada ciclo que realiza el pozo sedeja ese porcentaje del bache inicialen el fondo; si este volumen lo afecta-mos por la cantidad de ciclos que serealizan por día, se ve que la pérdidade producción o la oportunidad demejora es realmente importante.

Para comenzar con la aplicaciónespecífica de Cerro Dragón, el propósi-to de un GL intermitente es el mismoque el de un GL continuo, “crear lapresión dinámica de fondo o el draw-down necesario para producir el caudaldeseado”, uno mediante un flujo con-tinuo y otro de una manera cíclica.

La característica más importantedel sistema de extracción gas lift es suflexibilidad. Normalmente los datosde producción (caudal de líquido,RGL, % H20, etc.) de un pozo nuevono son conocidos y si se tiene capaci-dad de compresión disponible,mediante este sistema se puede produ-cir una amplia variedad de tipos depozos. Una instalación de GL que estébien diseñada puede producir a cau-dales elevados durante la etapa inicialdel pozo, y luego cuando el aporte dela formación ya no es tan importantelo puede hacer mediante GL intermi-tente, con pequeñas modificacionesen las facilities de superficie y en lainstalación de fondo.

En nuestro yacimiento tenemoscasos de pozos que han producidomás de 300 m3/d de líquido y actual-mente están produciendo menos de10 m3/d con la misma instalación defondo. Cualquier otro sistema deextracción requeriría diferentes tipos ytamaños de equipos para pasar decaudales elevados a valores bajos deproducción, y en el GL esto es muysimple de llevar a cabo.

Caso Cerro DragónLuego de algunos conceptos funda-

mentales de GL se detallan los aspec-tos más importantes en la aplicaciónde este sistema en nuestro yacimien-to. Como se mencionó anteriormente,el GLA se aplica bajo un escenario deelevados caudales de producción ocuando la diferencia entre punzadosuperior e inferior es importante. Elcaso de Cerro Dragón está representa-

do por la segunda condición. En lafigura 2 se muestra un ejemplo deaplicación de GL en un reservoriomulticapa; como podemos ver, la ven-taja de aplicar flujo anular radica enque se puede alivianar la columna defluido de producción desde el fondodel pozo, mientras que en un conven-cional sólo hasta el punzado superior.El resultado es que con el GLA se pue-den obtener valores muchísimos másbajos de presión dinámica de fondo.

EEqquuiippaammiieennttoo ddee ffoonnddooEl gas lift anular se debe llevar a

cabo mediante una instalación cerra-da, con algún dispositivo en el fondode la columna de tubing que no per-mita que el gas inyectado de alta pre-sión contrapresione las formacionesproductivas y que de esa manera elúnico camino disponible para el gassea la válvula de GL instalada en losmandriles.

NNiippllee ddee ffoonnddoo: se decidió utilizarun niple NB de 2 7/8” EU con capaci-dad de encastrar una válvula de pie(standing valve) o un tapón, el mismoposee un bottom NO-GO de 2,185” yun seal bore de 2,25”.

VVáállvvuullaa ddee ppiiee,, ssttaannddiinngg vvaallvvee: sedecidió instalar una válvula de pie enel niple NB cuando el equipo de wor-kover baja la instalación final de pro-ducción. La standing valve tiene lassiguientes ventajas: • Permite efectuar la prueba de her-

meticidad final de la cañería, ya quehace de retención desde arriba haciaabajo (soporta 5.000 psi de presióndiferencial), sin emplear otro dispo-sitivo del equipo de WO que luegotenga que ser pescado.

• Si se llega a tener una surgencia depozo debiendo circularlo con unfluido de ahogue más denso, esteelemento posibilita que el equipode workover circule desde el anularhacia el tubing normalizando lasituación.

• Se puede poner en producción elpozo sin tener que instalar otro ele-mento, como por ejemplo untapón, porque la retención al serdesde arriba hacia abajo, no dejaque el gas inyectado tenga efectoalguno sobre los reservorios.TTaappóónn PPNNBB: el tapón recuperable



PNB de 2 1/2” de diámetro nominal esapto para soportar presiones diferencia-les de 6.000 psi en ambos sentidos.

Como la válvula de pie tiene unasiento y una bola que pueden erosio-narse o desgastarse perdiendo eficien-cia de sello, se decidió instalarla demanera provisora y cuando el pozoqueda en producción se realiza elcambio por el tapón recuperable PNBcon equipo de slickline.

Con respecto a los mandriles y vál-vulas de gas lift, dentro del ProyectoHGOR se utilizaron dos tipos diferen-tes de configuraciones para realizarGLA (figura 3):• Mandril de salida inferior o prepara-

do para flujo anular y válvula IPO1” (Injection Pressure Operated).

• Mandril de salida lateral y válvulade flujo reversa sin retención. Laválvula de flujo reversa es una vál-vula del tipo PPO (Production Pressu-re Operating), pero operada en flujoanular funciona como una IPO.Respecto al conjunto mandril-vál-

vula, lo más importante para destacares que en cualquiera de los dos casos,por la configuración de los elementosy el sentido del gas inyectado, las vál-vulas funcionan como IPO (operadapor presión de inyección). Como elbalance de fuerzas en una válvula deGL está dado por las presiones actuan-

tes y las áreas expuestas a las mismas,cuando se dice que una válvula essensible a la presión de inyección, sig-nifica que el área más grande estáexpuesta a la inyección del gas.

Las dos opciones de combinaciónmandril-válvula tienen sus ventajas ydesventajas; actualmente se están uti-lizando los mandriles de salida lateraly válvula de flujo reversa.

Quizás, esta opción tiene la ventajade que el mandril empleado tienegran aplicación en los GL convencio-nales (inyección de gas por anular) yen pozos de waterflooding. Por lo tantola disponibilidad y tiempos de entregason mucho más cortos que los man-driles de salida inferior o de flujo anu-lar, que generalmente sólo tienen estaaplicación y se fabrican a pedido.

Es importante destacar que másallá de que las dos configuraciones deGLA difieren notablemente, siemprela presión de inyección del gas estáafectando al área más grande. Estoquiere decir que, a pesar de que este-mos usando dos tipos de válvulas dis-tintos, ambas se comportan comosensibles a la presión de inyección delgas. En nuestro caso, con el mandrilde salida lateral, se utiliza una válvulaPPO (sensible a la presión de produc-ción), pero al invertir el sentido delflujo de gas, ésta se convierte en vál-

vula de flujo reversa sensible a la pre-sión de inyección. Para poder invertirel flujo de gas dentro de esta válvulaes necesario quitar la retención de lamisma, de otra manera la válvula nofuncionará ya que no permitirá elpasaje de gas.

Instalación de superficie

Las instalaciones de superficie semuestran en la figura 4, donde sedetallan los componentes:• Armadura de surgencia para 5.000 psi.• Válvulas de seguridad line break en

línea de producción e inyección,con pilotos de alta y baja presión.

• Válvula choke reguladora de gas lift,graduada en 1/64”, para poder cal-cular el gas inyectado en forma per-manente mediante SCADA.

• Línea de inyección de gas de 3” SCH 80.• Línea de producción de 4” o 6” SCH

40, el diámetro depende de la dis-tancia a la estación de producción yde los caudales a producir.

Detección del punto de inyección de gas

Históricamente la detección delpunto de inyección de gas se ha reali-zado mediante gradientes dinámicosde presión y temperatura, haciendoparadas 5 metros por encima y 5metros por debajo de cada mandril. Siexiste una pérdida en alguna de lasválvulas, en el gradiente de tempera-tura se observa un enfriamiento entrelas paradas de un mismo mandril,principalmente debido a la expansióndel gas. Además, en el gradiente depresión se puede ver un cambioimportante en la pendiente de lacurva, que se debe a la diferencia dedensidad del fluido; por encima delpunto en donde se detecta la pérdidase observa la densidad de un fluidogasificado y por debajo la del fluidode reservorio sin asistir.

Cuando se comenzó con el Proyec-to HGOR produciendo todos los pozospor GLA, la detección del punto deinyección de gas representaba una delas incertidumbres más importantes.

Figura 3. Mandril de salida inferior o de flujoanular y válvula IPO (Injection PressureOperated).

Mandril de salida lateral y válvular de flujoreserva sin retención (PPO).


Se suponía que la expansión y enfria-miento del gas, que se ve con tantaclaridad en un GL convencional endonde se inyecta el gas por el espacioanular, no podrían ser detectados enun GLA, donde la expansión se pro-duce en la entrecolumna.

Luego de sucesivas pruebas en dife-rentes pozos, se concluyó que el enfria-miento producido por la expansión delgas en un GLA puede verse con muchí-sima claridad mediante un gradientedinámico de P y T. A pesar de que lamedición se esté llevando a cabo den-tro del tubing y el fenómeno de expan-sión esté ocurriendo en la entrecolum-na, el gradiente dinámico resultó seruna herramienta fundamental en elseguimiento y optimización.

Otra medida adicional y acertadaconsistió en utilizar la válvula orificiode fondo sin retención. La finalidadde este cambio fue la de detectar fallaso pérdidas en válvulas por medio delgradiente de presión. En aquelmomento se pensó que si una de lasválvulas superiores tenía alguna pérdi-da, el punto de inyección se traslada-ría hasta el mandril con pérdida. Alno tener la válvula orificio de fondocon retención, el nivel de líquidopodría subir hasta el nuevo punto deinyección. De esta manera se podríaver el cambio de densidad en el gra-diente de presión, en un fluido gasifi-cado por el gas de inyección, y debajode la válvula con pérdida un fluido deformación sin asistir.

Aplicación del GLA intermitenteGeneralmente los pozos con produc-

ciones inferiores a los 20 m3/d son can-didatos a convertirlos desde GL conti-nuo a GL intermitente, básicamenteporque ya tienen presiones dinámicasde fondo muy bajas y la inyección con-tinua de gas contrapresiona las forma-ciones productivas. Agregado a ello,siempre se obtiene un ahorro del gasinyectado. Esto es particularmenteimportante para la operación de CerroDragón, ya que libera capacidad decompresión para la venta de gas.

En la introducción de este sistemade extracción, para convertir un pozodesde GL continuo a intermitente hay

que realizar muy pocos cambios. Ennuestro caso la intermitencia segobierna desde superficie, con la ins-talación de una válvula neumática yun controlador electrónico del tipotimer que maneja el cierre y la apertu-ra de la válvula. En el mandril operati-vo de GL (M1: Mandril Inferior) secambia la válvula orificio utilizada enGL continuo y se coloca una válvulacalibrada, idéntica a las de descarga,para evitar la transferencia continua

de gas desde el tubing al anular.Cuando se convierte un pozo a este

tipo de sistema cíclico se generan dosincógnitas: el tiempo de cierre y deinyección óptimo. Durante el cierrede la inyección el pozo acumulará unslug de líquido en el fondo, produ-ciendo a un drawdown máximo.Durante la apertura de la válvula neu-mática de inyección, el bache delíquido viaja desde el fondo hacia lasuperficie.

1/2 Am (3)


• Para determinar el tiempo de cierreóptimo, se realiza un build up depresión con el memory de P y T enel fondo del pozo, a fin de visualizarla velocidad de recuperación delnivel de líquido. En el gráfico debuild up se puede ver que en uncierto punto la curva de recupera-ción de presión cambia notable-mente su pendiente, haciéndosemás horizontal. Es ahí cuando yano es conveniente alargar el tiempode cierre, para hacer un barrido congas inyectado.

• Para determinar cuál es el tiempoóptimo de inyección de gas, lo quese registra es la velocidad del slug delíquido. A modo de simplificación,se asume que la válvula de gas liftdel mandril inferior se abre cuandocomienza la inyección de gas, aun-que en la práctica no sucede exacta-mente así. Cuando se inicia el ciclode inyección de gas, primero se pre-suriza la cañería de inyección, eneste caso el tubing, hasta alcanzar lapresión de apertura de la válvula degas lift. Entonces recién comienza latransferencia de gas desde el tubingal espacio anular. Pero prácticamen-te se considera que la carrera ascen-dente del slug comienza con la aper-tura de la válvula neumática, luego

se registra la llegada del bache delíquido en superficie, a causa de unincremento en la presión de pro-ducción. La velocidad óptima orecomendada del slug es de 300mts/min, con esto se asegura unfallback mínimo.Durante los periodos de cierre, la

cañería de inyección (tubing) quedapresurizada a la presión de cierre de laválvula de gas lift inferior, de aquí queel registro de presiones sea crítico eneste tipo de sistema. Si alguna de lasválvulas superiores tiene un inconve-niente de manera que traslada el puntode inyección, durante los cierres sedetectarán presiones de estabilizaciónmayores, ya que las presiones de cierrede las válvulas superiores son más ele-vadas. Generalmente para que esteefecto sea más evidente, en el mandrilinferior se baja una válvula con unacalibración bastante menor (flag valve),por ejemplo en nuestro caso las válvu-las n° 1 de los pozos de GLI tienen unacalibración de 500 psi de presión deapertura y un orificio de 5/16”. Las vál-vulas superiores tienen un orificio de3/16”; el mayor diámetro de orificio enla válvula n° 1 en GLI posee la finali-dad de permitir una expansión y pasa-je brusco de gas que impulse inmedia-tamente el bache de líquido.

La calibración de la válvula n° 2,inmediatamente superior a la n° 1,generalmente supera los 700 psi, porlo tanto cualquier cambio desde laválvula n° 1 (500 psi) a una superiores muy evidente durante las estabiliza-ciones en los periodos de cierre de lainyección. En el registro de presionesse puede ver cómo la presión de esta-bilización en la inyección de gas es dealrededor de 450 psi, lo que nosmuestra que el pozo está operandopor el mandril n° 1. Como se mencio-nó anteriormente, la presión de aper-tura calibrada en estas válvulas es de500 psi y siendo del tipo desbalancea-das, con un spread entre la presión deapertura y cierre, estabilizan en 450psi aproximadamente, que representala presión de cierre (figura 5).

Problemas de emulsiones

La presencia de emulsiones llama-das oil in water es uno de los numero-sos problemas encontrados en la pro-ducción petrolera. Conocidas común-mente como emulsiones directas, sonuna mezcla estabilizada de agua enpetróleo y se originan cuando el aguade formación entra en contacto con elcrudo; a causa de la fuerte turbulenciadel fluido, se rompe en muy pequeñasgotas dispersas en el petróleo.

La presencia de moléculas comple-jas (heterocíclicas) en el petróleo y susdiferentes solubilidades, permitencrear una película que engloba la gotade agua y estabiliza la mezcla.

Para simplificar, la formación deemulsiones debe responder a tres cri-terios básicos:• Presencia de una fuente de energía

mecánica, bastante importante pararomper la tensión superficial delagua (en general de alta salinidad).

• Presencia de agentes tensoactivos,emulsificantes que muestren dife-rentes solubilidades en cada una delas dos fases.

• Diferencia de solubilidad entre lafase continua (petróleo) y la fasediscontinua emulsionada (agua).

Una vez que la emulsión se forma, laviscosidad tiende a incrementarsehasta presentar un aspecto sólido,

Producción de Gas + Líquido a traves de 4” SCH40 hacia una estación separadora.

Válvula Line Break en línea de producción

Válvula reguladora de Gas Lift

Válvula Line Break en línea de inyección de gas

Línea de gas inyectado (3” SCH 80 - 1000 Psi)

Gas inyectado a traves de tubing 2 7/8” y prducción a traves del espacio anular con el casing de 5 ½”

Figura 4.


que muchas veces a temperaturaambiente no llega a fluir. Sobre labase de la experiencia de campo,para que estas emulsiones lleguen apresentar viscosidades de este tipo,es necesario que entren en juego lossiguientes factores:

• Presencia de agua salada de forma-ción de entre el 20 y el 25% hasta el80 por ciento. Menor al 20% laemulsión es dispersa en el crudo yno puede crear una telaraña conti-nua. Mayor al 80%, se crea unaemulsión inversa, es decir, gotas depetróleo en agua, con presencia demucha agua libre. En este últimocaso, la fase continua y la viscosi-dad son las del agua.

• Que el grado API° del crudo sea infe-rior a 25-28 grados.

• Presencia de altas cantidades deparafinas con polímeros mayores deC45-50.

• Presencia de asfaltenos o naftenos.La alta viscosidad de la emulsión

crea varios problemas de producción,por ejemplo en bombas, elementos demedición, y como en nuestro caso enla zona de Tres Picos dentro del Yaci-miento Cerro Dragón, inconvenientespara bajar el punto de inyección enlos pozos de gas lift.

Debido a los elevadísimos valoresde viscosidad encontrados en estasemulsiones, se necesita una excesivapresión de inyección para pasar de unmandril a otro inferior con el gasinyectado, principalmente en virtud

de la pérdida de carga. Esto nos pro-vocaba que el gas no descendiera yquedase inyectándose por los mandri-les más someros, a pesar de inducirarranques manuales con intervencio-nes con equipo de slickline.

Para solucionar el problema de laformación de emulsiones que presen-tan alta viscosidad, es necesario rom-per, o mejor, prevenir la formación demezclas estabilizadas. Esto se hacemediante la inyección de productosquímicos que actúan al revés de lasmoléculas heterocíclicas del crudo,rompiendo la película de estabilizaciónde la emulsión y dejando a las gotas deagua juntarse hasta un tamaño en elcual la tensión superficial de los fluidosno permite más su estabilización.

La velocidad de reacción de losproductos químicos es el parámetromás importante en la búsqueda deuna solución a la formación de emul-siones causadas por la agitación de losfluidos en el punto de entrada del gas,y al enfriamiento causado por laexpansión del mismo cuando pasa através del orificio de la válvula. Agre-gado a ello, otro factor crítico es queel producto químico debe ser inyecta-do vía el sistema de inyección de gas.

La inyección de productos químicosvía el gas de inyección en el sistemade extracción gas lift, requiere una for-mulación especial para resistir a latemperatura de fondo y la evaporaciónde los solventes en un gas seco. Enefecto, los solventes ordinarios tales

como agua, aromáticos u otroscomúnmente utilizados, tienden aequilibrar su presión parcial en el gas ya evaporar en parte, causando el des-equilibrio de las materias activas ensolución. Cuando esto sucede el pro-ducto pierde la capacidad de resolverel problema de las emulsiones, se for-man gomas y depósitos que puedenobturar los orificios de las válvulas.

Por otro lado, el encontrar un pro-ducto capaz de ser dosificado vía elgas lift tenía la ventaja de poder tratarel fluido de producción desde elfondo del pozo. Apoyándonos en laimportante experiencia de nuestroproveedor de productos químicos parapozos que producen por GL, se for-muló el DGP 140 PTP, con solventesespeciales que no causan degradaciónen su estabilidad.

En nuestro caso, en la mayoría delos pozos que producen por medio deGL la temperatura de fondo es de alre-dedor de 110° a 115°C y en superficiecae a 10°-15 grados centígrados. Es evi-dente que la baja temperatura no sólofavorece al incremento de viscosidaddel crudo mismo, sino que también alendurecimiento de la emulsión.

Para formular el producto y evaluarsu eficiencia en laboratorio se realiza-ron ensayos bottle test, y el parámetromás importante que se tuvo en cuentafue la rapidez de resolución de laemulsión y de separación del agua.

Los parámetros que se consideraronpara formular el producto fueron:• Disminución inmediata de la visco-

sidad.• Rapidez para romper la emulsión.• Temperatura de tratamiento máxi-

mo 90°C (temperatura del punto deinyección del gas) y mínimo 25 gra-dos centígrados.Los resultados de campo fueron

coherentes a los de laboratorio. En lospozos que presentaban problemas deemulsiones severas, donde no sepodía bajar el punto de inyección, serealizaron bacheos iniciales y luegoquedaron con dosificación continuavía el gas de inyección.

La mayoría de los pozos reacciona-ron favorablemente y de manera inme-diata al producto químico, cambiandonotablemente las características de los

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Datos c/20 seg.

Presión de inyección, PSI Presión de producción, PSI

Figura 5. Gas lift intermitente.


fluidos producidos, que no sólo no nospermitían bajar el punto de inyecciónde gas sino que también nos generabanelevadas presiones dinámicas de boca,por una gran pérdida de carga en lalínea de conducción.

Se pudo comprobar la existencia deun solvente para productos químicoscapaz de ser dosificado vía el gas deinyección, de suma importancia paraeste sistema de extracción, dado quecon este solvente se puede inyectarcualquier tipo de producto químico.

Bombeo mecánicoEl uso del sistema de Bombeo

Mecánico (BM) para la producción depozos HGOR ha evolucionado rápida-mente, desde el paradigma de su noutilización en presencia de gas a laactualidad, cuando ya es empleado enpozos de elevados caudales de gas. Lanueva política de explotación adopta-da por la compañía plantea un gran

desafío en cuanto a la optimización yproducción de este tipo de pozos. Elinicio de aplicación del BM en pozosde HGOR comenzó con el conoci-miento de algunas experiencias de uti-lización de este sistema en pozos degas que producen por debajo del cau-dal crítico de ahogue, en las cuales esusado de manera intermitente concontrolador pump off. El controladoropera por llenado de bomba; cuandoel pozo se está ahogando por acumu-lación de nivel de líquido, el BMarranca y opera hasta descargar elpozo completamente, parando nueva-mente por bajo llenado de bomba ydejando acumular líquido con el pozosurgiendo. Es común encontrar estetipo de experiencias en Texas, dondese producen yacimientos de gas debaja permeabilidad y el BM constituyeuna de las tantas soluciones a los pro-blemas de load up o acumulación delíquidos. El intercambio continuo deinformación con British Petroleum,

principal accionista de PAE, nos sirviópara comprobar el éxito obtenido conestas experiencias en los EEUU. Porello iniciamos esta nueva etapa en lospozos de HGOR, con mayor confianzaen poder aplicar el sistema de maneraeficiente.

Instalaciones de superficiePara producir pozos HGOR con

bombeo mecánico es necesario utilizaruna armadura acorde a las presionesque se manifiestan. La práctica reco-mendada consiste en emplear unaarmadura que no posea ninguna partede la cañería, ya sea casing o tubing,expuesta al exterior. Se usa una válvulamaestra de cierre total por debajo de laBOP (válvula Ratigan), esencial paracerrar el pozo ante una pesca de vásta-go. En los casos en que no se cuentacon la válvula maestra, se colocangrampas de seguridad en el vástagopulido para que, de producirse una

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pesca de pin superior del mismo, nocaiga por debajo de la BOP válvula Rati-gan y de esa manera controlar el pozo.

Para los pozos con una presiónestática elevada se utilizan válvulasline break en la conexión con la líneade producción, que poseen dos pilotosseteados, de modo que se produzca elcierre ante un evento de incremento ocaída de presión en la línea de pro-ducción. Con este dispositivo evita-mos la transmisión de presión a lalínea de conducción, manifold, y esta-ciones en casos de cierres no progra-mados. Los pozos cuentan con doselementos de seguridad de paro delAIB en casos de alta presión de línea,un presostato (Murphy) y un límitesuperior de presión fijado en el con-trolador de pump off.

Las unidades de bombeo más usa-das son unidades Mark II con 168” decarrera máxima. El régimen recomen-dado es máxima carrera y mínimosgolpes para favorecer la eficiencia debombeo.

Diseño de instalaciones de fondoPara operar y producir los pozos de

HGOR con bombeo mecánico es fun-damental un adecuado diseño defondo, que varía según las particulari-dades de cada pozo: la profundidad, ladistribución de los punzados, lascaracterísticas de los fluidos, los cau-dales de líquido y gas, entre otros, sontodos factores importantes para deter-minar la mejor opción.

Los diseños estándares constan deun bar collar seguido de un tubing, y eltubing corto con niples MHD-BHDpara alojar la bomba de profundidad.La totalidad de los diseños incluyenancla, y su profundidad cambia segúnla disposición de los punzados y lasfracturas realizadas. Normalmente sealoja por sobre la mayor cantidad decapas fracturadas posibles, para dismi-nuir las probabilidades de deposita-ción de arena sobre el ancla, que enun futuro dificulte su desclave. Ubicarel ancla por sobre alguna capa surgen-te es un recurso muy usado para man-tenerla libre de arena, ya que la pro-ducción anular ayuda a evitar la depo-sitación de sólidos sobre ésta.

La no utilización de filtro del tipoParissi se debe a que no existen ante-cedentes de problemas de arena comopara incorporarlos en los diseños, ade-más de presentar inconvenientes detaponamiento que generalmente con-ducen a una intervención del pozocon equipo de pulling.

Todo lo que signifique evitar inter-venciones en este tipo de pozos es crí-tico, porque los mismos deben serahogados y normalmente luego norecuperan la producción de gas previa.

Existen diseños particulares paracasos en que las disposiciones de lascapas así lo exijan, como por ejemplocuando se tienen capas productorasde gas por debajo de la succión de labomba, diseñando la cañería con unancla separadora de gas. El dispositivoayuda a producir y operar pozos enforma convencional, evitando blo-queos e interferencias graves por gas.

Las bombas de profundidad jueganun papel muy importante y unacorrecta selección previene un grannúmero de trastornos en la operacióny producción del pozo. La totalidadde las bombas empleadas tienen dis-tintos dispositivos para evitar blo-queos de gas y mejorar la eficienciamediante la disminución del efectodel gas dentro de la bomba.

Los dispositivos incorporados a lasbombas son los enumerados a conti-nuación:• RRiinngg vvaallvvee: actúa en el momento

que comienza la carrera descenden-te disminuyendo la presión sobre laválvula viajera, de modo que favore-ce su apertura inmediata. Ayuda adisminuir los efectos de compresiónde gas en la bomba.

• DDiissppoossiittiivvoo mmeeccáánniiccoo: fuerza a laválvula viajera a abrir en la finaliza-ción de la carrera descendente. Evitalos bloqueos por gas, siempre que labomba esté bien espaciada.

• DDiissppoossiittiivvoo mmóóvviill ddee aannttiibbllooqquueeoo:ayuda a abrir la válvula viajera en elmomento del inicio de la carreradescendente, disminuyendo losefectos de compresión de gas ymejorando la eficiencia del bombeo.Es común combinar dispositivos

con el fin de minimizar los efectos delgas en el funcionamiento de la

bomba. La combinación más usada esring valve y dispositivo mecánico.

Los diseños de varillas no difieren ennada de los convencionales. Los diáme-tros utilizados son 1, 7/8, 3/4 y barrasde peso (1 5/8). En este tipo de pozo lasvarillas constituyen el elemento menossolicitado, ya que al tener generalmentecolumnas de fluidos muy gasificadas,bajos cortes de agua que densifiquenlas columnas de fluidos, las exigenciasson relativamente bajas.

Los vástagos pulidos en este tipo depozos son de 1,5 pulg y 26 ft. Los vás-tagos requieren mayor longitud quelos convencionales (22 ft), porque lasarmaduras en boca de pozo poseenmayor altura que las convencionales yde esta manera podemos operar concarrera de 168 pulg o más sin ningúnproblema. En los casos de pozos querequieren una carrera menor a 168pulg podemos emplear vástagos con-vencionales de 22 ft.

Operación de los pozosCada pozo productor es caracterís-

tico, es decir, cada uno tiene diferenteconfiguración de capas y diferentescaudales de gas, líquido y agua. Por locual es muy difícil establecer paráme-tros operativos para englobar la totali-dad de los pozos de HGOR.

Como una de las medidas adopta-das para ayudar a la operación ycorrecta explotación de estos pozos, seimplementaron controladores depozos pump off para cada uno de lospozos con bombeo mecánico de estesistema de extracción.

Se definieron tres grupos de pozos,que de alguna manera tienen diferen-tes características en cuanto a com-portamiento, caudales y distribuciónde las capas. Asimismo, existen pozosque no pertenecen a ninguno de estosgrupos preestablecidos y son operadosen forma excepcional debido a sucomportamiento distintivo.

A continuación se detallan cadauno de los grupos y las característicassobresalientes de su operación.

GGrruuppoo ddee ppoozzooss 11: pozos con esca-sa producción de líquidos y abundan-te caudal de gas. La principal caracte-rística es que producen con surgencia


o semisurgencia por casing y tubing. Una de las formas de reconocer

esta clase de comportamiento esmediante la carta dinamométricacaracterística de este tipo de pozos ypor la imposibilidad de la toma demuestra líquida en boca de pozo,dado que sólo produce gas con líqui-do en forma de niebla.

La carta dinamométrica no muestraun trabajo de bomba efectivo, única-mente produce un efecto de agitaciónen el fondo. Esto se debe a que elpozo tiene energía suficiente comopara mantener las válvulas de labomba abierta. A medida que el pozopierde energía se comienza a acumu-lar líquido en el fondo, dado que elcaudal de gas no es suficiente comopara elevar la totalidad del líquido a lasuperficie. Este efecto genera un traba-jo de bomba intermitente, es decir,sólo durante algunas pocas emboladasse aprecia trabajo efectivo de bomba.

Operativamente el comportamien-

to de este tipo de pozos genera nume-rosos inconvenientes. Al no disponerde un caudal de líquido que colaborecon la lubricación del vástago pulido,son frecuentes las roturas de empa-quetaduras, generando derrames ytrastornos operativos. Para la opera-ción de este tipo de pozo se imple-mentó el uso del modo timer en elcontrolador, que nos posibilita accio-nar el AIB después de un tiempo sufi-

ciente de paro, de manera que el pozohaya acumulado un cierto nivel delíquido en el fondo. De este modo enel momento del arranque del bombeo,la bomba tiene un nivel de líquidosobre ella que le permite realizar untrabajo de bomba (figura 6).

El bombeo de líquido hacia lasuperficie produce que el vástago puli-do se mantenga lubricado, eliminan-do por completo los problemas de

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Figura 7. Figura 6.


desgaste de empaquetaduras. Paradeterminar los tiempos de paro y mar-cha adecuados que posibiliten solucio-nar los problemas operativos y maxi-mizar la producción, es necesario rea-lizar algunas pruebas a distintos tiem-pos de paro, ya que cada pozo tieneun tiempo de paro y marcha óptimo.Las pruebas tienen como objetivoestablecer un tiempo de paro tal quenos permita tener un arranque debombeo con un llenado de bombaentre el 80 y 100%, y un tiempo demarcha suficiente como para restable-cer la condición de surgencia.

En muchas ocasiones lograr un100% de llenado de bomba en elmomento del arranque requiere de untiempo de paro muy prolongado, y unacolumna de líquido tal, que puedegenerar interferencia en los punzadosproductores de gas, trayendo comoconsecuencia pérdida de producción.Debido a las diferentes característicasde los pozos, es imposible establecer untiempo de marcha y paro estándar quepueda llegar a ser aplicado en todos loscasos. Cada pozo tiene sus tiemposóptimos de operación.

En la figura 7 se puede observarque el dinamómetro azul es la cartade paro y el rojo es la de arranque.

Para operar bajo estas condicioneses importante contar con unidades debombeo que no sean balanceadas aaire (air balanced), porque al tenertiempos de paro normalmente prolon-gados generan en muchas ocasiones ladespresurización del cilindro, derivan-do en un arranque fallido de la unidad.En caso de tener que acudir a este tipode unidades, es aconsejable utilizaruno que se encuentre en perfecto esta-do, a fin de evitar la despresurizacióndel cilindro en los momentos del paro.

GGrruuppoo ddee ppoozzooss 22: clasificamos

dentro de este grupo a los pozos quehan perdido potencial de gas y secomportan prácticamente como unpozo convencional de producción pri-maria. Es decir, caudales medios degas (1.000-7.000 m3/d de gas) y cau-dales de líquido medios (5 y 30m3pd). Son pozos que tienen un com-portamiento estable y, de detenerse laacción mecánica del bombeo, no pro-duce por el tubing por sí solo, dadoque no cuenta con la energía parahacerlo, únicamente produce peque-ñas cantidades de gas por casing. Lascartas dinamométricas de estos pozosson fáciles de identificar porque pre-sentan en la mayoría de los casos unamarcada compresión de gas. Son pro-pensos a los bloqueos por gas y esmuy difícil lograr buenas eficienciasde bombeo. Para estos pozos comopara la mayoría de los pozos HGOR esrecomendable el uso de unidades debombeo con carreras largas y bajavelocidad de bombeo, con el propósi-to de beneficiar la acción de la bombaen el fondo del pozo.

El uso de controladores pump off nospermite operar los pozos evitando losbloqueos por gas. El parámetro de con-trol utilizado para este tipo de pozos esel llenado de bomba de la carta dina-mométrica de fondo. Se introduce unvalor de referencia de llenado para queel pozo detenga el estado de marchacuando el llenado de la bomba seainferior a este valor seteado. Los valo-res de porcentaje de marcha diariosresultan muy variables según cadapozo, y no son ni más ni menos que elresultado de los parámetros que se leestablecen al controlador para quecomande el funcionamiento del pozo yel régimen de producción (carrera yfrecuencia de bombeo).

En la figura 8 se observa un pozooperando al 62% de marcha diaria. Elciclo normal de bombeo para estecaso es 30 minutos de paro y 40minutos de marcha. La carta dinamo-métrica azul corresponde a la carta dearranque, la carta roja corresponde aun tiempo intermedio de marchaantes de efectuar la carta verde, quecorresponde a la de paro.

Para establecer el modo de opera-ción optimo de producción hay que

evaluar las cartas dinamométricas queel pozo manifiesta en el momento deparo, arranque y marcha, como asítambién los tiempos vinculados atales eventos.

No siempre se logra iniciar el bom-beo con un llenado de bomba comple-to, muchas veces las características delfluido o bien una bomba de profundi-dad no adecuada producen que nuncase opere con un llenado total debomba, por más que el tiempo de parosea prolongado. En estos casos es muyimportante contrastar las modificacio-nes realizadas en los tiempos de paros,marcha, sets de llenado de bomba etc.,con ensayos de producción y compro-bar que los cambios realizados no per-judican bajo ningún punto de vista losvalores de producción.

GGrruuppoo ddee ppoozzooss 33: la principalcaracterística de estos pozos es que ladistribución de las capas productoraspermite generar gas por el casing ymaximizar la producción de líquido através del tubing impulsados por labomba de profundidad. Las capas pro-ductoras de gas se ubican sobre capasimportantes de líquidos.

Generalmente en la puesta en mar-cha estos pozos presentan una altaproducción de líquidos y muy buenaproducción de gas. Cuando esto ocu-rre la puesta en bombeo de estospozos ocasiona problemas operativos,causados por las altas presiones que segeneran en la línea de producción,

Figura 8.

Controlador autoajutable con batería y panelsolar 12v.


provocadas por la producción de unfluido de tipo multifásico (gas, petró-leo y agua). A medida que el diámetrode la líneas de producción aumenta,este inconveniente se minimiza.

Con el fin de priorizar la producciónde los líquidos y evitar los problemasde paros por alta presión, es precisocomenzar desde el primer momentocon la unidad de bombeo en marchaproduciendo líquidos con la bomba deprofundidad a través del tubing. Elcasing se va a ir abriendo a medida quela presión de la línea de producción nosupere la presión establecida de cierrede la válvula de seguridad (line break).

Normalmente en producción estospozos no suscitan mayores problemas,pero sí requieren de un buen segui-miento porque es muy importantemantener la surgencia por casing elmayor tiempo posible. Para esto sedebe conservar el nivel de líquido ajus-tado por debajo de los punzados pro-ductores de gas y lo más cercano a labomba posible. La verificación de estascondiciones debe realizarse con fre-cuencia, ya que de no mantener la sur-gencia por casing, el pozo pierde pro-ducción de líquido y gas en formaabrupta. Ante la imposibilidad de reali-zarle un sonolog por casing para deter-minar el nivel de fluido del pozo, laherramienta de seguimiento es la cartadinamométrica de fondo, tratando quela carta trabaje con un incipiente golpede fluido. La carta dinamométrica noaparenta ser de un pozo con produc-ción de gas, sin embargo este pozo pro-

duce más de 200 Mm3gpd.Generalmente a medida que la pro-

ducción de gas va disminuyendo, lacantidad de líquido que se producebajo surgencia en el casing disminuye.Esto provoca incremento de nivel delíquido en el fondo del pozo, lo cualacarrea una pérdida de producción. Siel nivel de líquido interfiere en lospunzados productores de gas puedeconducir al ahogue de los mismos yproducir una pérdida irrecuperable enla producción de gas y líquido.

La manera de evitar este efecto pre-maturamente es incrementar el régi-men de extracción a medida que estosfenómenos se vayan manifestando, obien anticipadamente.

PPlluunnggeerr lliiffttEl sistema de extracción plunger lift

es ampliamente utilizado en la extrac-ción de líquidos acumulados en pozosproductores de gas y condensado queproducen por debajo de su caudal críti-co. Esta condición se alcanza cuando lavelocidad del gas en el tubing no es losuficientemente elevada para arrastrarlas partículas líquidas que consecuente-mente terminan acumulándose en elfondo del pozo (proceso denominadoload up). Si esta situación no se corrigea tiempo, inevitablemente se alcanzaráel ahogue definitivo del pozo.

En el Yacimiento Cerro Dragón, laaplicación del plunger lift tiene otroobjetivo, optimizar la producción depetróleo empleando el gas como fuen-te de energía para producir un flujo

multifásico, con un sistema de extrac-ción extremadamente económico.

Como hechos destacables, pode-mos mencionar que hemos utilizadouna importante variedad de tipos depistones y controladores autoajusta-bles con opción a telemetría y auto-matización, permitiendo una opera-ción a distancia. Estos controladoresautoajustables o inteligentes tienen lacapacidad de hacer cambios en losparámetros operativos, buscando lamejor performance del pozo y res-guardándolo de un posible ahogue. Eltrabajo Aplicación de los diferentes tiposde plunger lift en el Yacimiento CerroDragón, presentado en este evento porseparado, resume nuestra experienciaen la aplicación del sistema PL paraproducir petróleo mediante la energíade los reservorios de gas.

Conclusiones

• Se consiguió producir gas y oil demanera simultánea, en un yaci-miento netamente petrolero.

• Se logró cumplir e incrementar loscompromisos de venta de gas de lacompañía.

• Se aplicó una versión no convencio-nal de gas lift produciendo a travésdel espacio anular.

• Se diversificaron los sistemas de extrac-ción aplicados a los pozos de HGOR.

• Se aplicó el plunger lift en pozos depetróleo, siendo un sistema deextracción de pequeñas cantidadesde líquido en pozos de gas.

• Se instaló telemetría y automatizaciónen todos los sistemas de extracción.

• Gracias a las nuevas tecnologías deseguimiento de pozos, dispositivos,bombas, diseños y cambio en la cul-tura de la gente, se están producien-do reservorios que antiguamente sehubieran aislado.

• Se produjo una notable disminuciónde los casos de bloqueos por gas, apesar de que cada vez se está utili-zando el bombeo mecánico paracaudales de gas mayores.

• El pump off es una herramienta fun-damental en la operación y produc-ción de pozos HGOR con bombeomecánico.

Instalaciones de superficie de un pozo con Plunger Lift.

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produccion de pozos con gas

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