00 Chaco Modulo i

PROGRAMA PARA OPERADORES DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS. MÓDULO I I) Principios básicos de fisicoquímica. Sólidos, líquidos y gaseosos. Revisión de

matemática básica. Ideas de principios de Pascal, Arquímedes, Vasos comunicantes etc.. Conceptos de las leyes fundamentales de los gases. Unidades y mediciones, lineales, cuadráticas (superficies) y cúbicas (volúmenes). Unidades de diferentes sistemas.

II) Conceptos básicos de la formación, migración y acumulación de hidrocarburos.

Entrampamientos. Formas de localización, ideas de trabajos geofísicos. Cadenas simples de hidrocarburos. Ideas de reservorios y su evolución.

III) Conceptos de perforación y terminación de los pozos. Componentes de subsuperficie,

arreglos. Herramientas. Diferentes sistemas de extracción. Aplicaciones. IV) Surgencia natural, presión hidrostática, control de la surgencia, presiones de fondo y

superficie. Elementos y prácticas de seguridad en las instalaciones de surgencia de superficie. Arbol de surgencia. Válvulas. Chokes, diferentes tipos. Importancia de la velocidad en la surgencia. Problemas en la formación debido a la incorrecta utilización del choke. Gas Lift. Principios de operación. Inyección continua e intermitente. Registro y controles. Válvulas, mandriles. Packers. Operaciones de wire line

V) Principios físicos, parámetros de la separación. Separadores generales, Alta media y

baja presión. Separación bifásica y trifásica. Separadores de control o prueba. Controladores. Verificación de eficiencia. Válvulas de alivio, mantenimiento y control. Condiciones de seguridad.

MÓD. I - CAP. I: Pag. 1

Material preparado para CHACO S.A.

MÓDULO I - CAPÍTULO I: PRINCIPIOS DE LA FÍSICA

I-I Sólidos, líquidos y gaseosos

La mayor parte de la materia puede ser descrita clasificándola dentro de una de las tres fasessiguientes: sólida, líquida o gaseosa. Ahora bien, ¿cómo difieren microscópicamente estas dife-rentes sustancias, unas de otras?

En los sólidos la estructura molecular está conformada de manera que las moléculas se encuen-tran relativamente próximas entre sí, unas con otras, actuando fuerzas de atracción suficiente-mente grandes como para asegurarles una estructura regular y mantener así una forma y unvolumen definidos. Son capaces de soportar una variedad de esfuerzos, como la tensión, lacompresión y el corte. No sólo pueden soportarlos, sino también transmitirlos, debido a queexisten fuerzas relativamente fuertes entre sus moléculas, las que están dispuestas en formasordenadas, de modo que no pueden desplazarse sin tocar a otras también.

En los líquidos, las distancias intermoleculares son generalmente más grandes que en lossólidos, están más separadas de modo que las fuerzas entre ellas tienden a ser más débiles.Pueden soportar y transmitir esfuerzos de compresión dado que son prácticamenteincompresibles pero no pueden soportar ni trasmitir esfuerzos de tensión ni de corte, por quelas capas de líquidos se deslizan entre sí con gran facilidad.Mantienen un volumen definidopero adoptan, siempre, la forma del recipiente que los contiene.

En los gases, las distancias intermoleculares son muy grandes en relación con el tamaño delas moléculas por lo que son incapaces de trasmitir esfuerzos estáticos de tensión o de corte yson mucho más compresibles que los líquidos.Las moléculas interactúan sólo débilmente, lasfuerzas de atracción son muy pequeñas en comparación con las de los sólidos y los líquidos;de ahí que los gases no poseen ni forma ni volumen propios y tienden a ocupar todo el reci-piente que los contiene.

Por lo que vemos, los sólidos y los líquidos tienen algunas propiedades en común; por ejemplo,son relativamente incompresibles, a la vez que su densidad permanece relativamente constantecuando varía su temperatura. Por el contrario, los gases son fácilmente compresibles y su den-sidad cambia de manera sustancial con la temperatura, cuando la presión se mantiene constante.

Desde otra perspectiva, se pueden agrupar en forma conjunta a los gases y a los líquidos bajo ladenominación común de fluidos. La palabra “fluido” deriva del latín fluere, que significa “fluir omanar”. Los fluidos fluyen, por ejemplo, para adquirir la forma del recipiente que los contenga;mientras que los sólidos no comparten esa propiedad, sino que conservan su forma. Por otraparte, ciertas sustancias no pueden ser clasificadas con facilidad, tal como ocurre con el vidrio,que parece que conserva su forma pero, si se lo mide con suficiente precisión, se verá que fluyepor períodos largos de tiempo.

Otra forma intermedia es la sustancia plástica, la cual puede moldearse o dársele forma, tal comoocurre, por ejemplo, con la arcilla. Mantiene su forma relativamente bien, por lo que no seclasificaría como fluido, pero al aplicar presión sobre ella se la puede forzar a adoptar la formade su recipiente. En general se conoce más sobre el cambio de estado de la materia al cambiarsu temperatura, que podría fundir o evaporar esa materia, que el cambio producido cuandocambia la presión sobre ella.Por ejemplo, el aluminio puede estirarse para hacer de él alambre si se lo hace pasar a través deun orificio pequeño sometiéndolo a una elevada presión, y se tienen muchas muestras en lanaturaleza como evidencia de que las rocas se pliegan bajo presiones suficientemente grandes,es decir que llegan a fluir.

Densidad

Esta propiedad constituye una de las constantes físicas de un cuerpo, aplicándose dicho términotanto a mezclas como a sustancias puras y a la materia en estado sólido, líquido o gaseoso.

Se define la densidad como la cantidad de masa que posee un cuerpo por unidad de volu-men del mismo.

Si la masa de un cuerpo es m y su volumen es V, la densidad, que se acostumbra a simbolizarlacon la letra (rho) ρ, estará expresada matemáticamente por:

ρ = (m / V)

A continuación se mencionan algunas unidades con las que se expresa la densidad:

Tambien es utilizado, para medir la densidad, el grado API (American Petroleum Institute) queestá definido como una función de la densidad por la siguiente ecuación:

ºA.P.I. = (141.5 / sp.gr. ) – 131.5

donde sp.gr. es la densidad expresada como gravedad específica del fluido.

SISTEMA UNIDAD

Gravitatorio o técnico utm/m3

Inglés libras/galón

Absoluto o M.K.S kg/m3

c.g.s g/cm3

UNIDADES DE MEDIDA DE LA DENSIDAD



SISTEMA UNIDADGravitatorio o técnico Kgf/m3

Inglés libraf/galón

Absoluto o M.K.S N/m3

c.g.s dina/cm3

UNIDADES DE MEDIDA DEL PESO ESPECÍFICO

Peso específico:

Es un efecto de l a fuerza o peso de una sustancia. Se lo define como: el peso por unidad devolumen de un cuerpo y se lo simboliza con la letra (gamma) γ.

Si el peso de un cuerpo es P y el volumen es V, la expresión matemática del pesoespecífico es:

γ = P / V = (m*g) / V

siendo (m*g) el producto de la masa por la aceleración de la gravedad, es decir, el peso de uncuerpo.

Teniendo en cuenta que el cociente m/V es igual a la densidad ρ, podemos relacionar ambosconceptos haciendo:

γ = ρg de modo que el peso específico es igual a la densidad multiplicada por laaceleración de la gravedad.

En el cuadro siguiente se detallan algunas unidades utilizadas para indicar el peso específico.

Presión:

¿Qué es una presión?A un elemento sólido podemos aplicarle una fuerza en un ángulo arbitrario con su superficie, loque provocará un efecto de esfuerzo cortante donde la fuerza actúa en el plano de un elementode superficie. Pero en el caso de un fluido, la capacidad de fluir hace que el mismo sea incapazde soportar un esfuerzo cortante y, en condiciones estáticas, la única componente de la fuerzaque puede tomarse en cuenta es la que actúa en forma perpendicular a la superficie del fluido.Sin importar cuál es la forma del fluido, las fuerzas entre el interior y el exterior actúanen todas partes en ángulo recto con las capas que forman la frontera del fluido.

Es necesario evitar confusiones entre las nociones de fuerza y de presión.Una fuerza, en el lenguaje cotidiano, es equivalente a empuje. Para medir tal fuerza en formacuantitativa, se la expresa en términos de la aceleración que determinado cuerpo experimentacomo respuesta a una fuerza que se le aplica. Por lo tanto; una fuerza es todo aquello capazde modificar el estado de reposo o de movimiento de un cuerpo.

Para que exista una fuerza, debe existir un punto de aplicación, un sentido y una dirección de lamisma y en términos reales, el punto de aplicación tendrá una superficie, cualquiera sea su tama-ño.Entonces, al aplicar una fuerza en forma perpendicular a una superficie, se obtiene una PRE-SIÓN distribuida sobre dicha superficie. La relación numérica de la presión se obtiene al dividirel valor de la fuerza sobre la superficie aplicada. En otras palabras, presión es la fuerza que seejerce sobre un elemento de superficie.

Ahora bien, la presión es numéricamente igual al cociente entre la fuerza y la superficie compri-mida:

Presión = Fuerza / Superficie

donde, por ejemplo una misma fuerza tendrá diferentes efectos según sea el tamaño de la super-ficie sobre la cual se aplica. La presión es una magnitud escalar y no tiene propiedadesdireccionales, como es el caso de la fuerza, que es vectorial y sí tiene propiedades direccionales.Las unidades de medida de presión frecuentemente utilizadas, se detallan en el siguientecuadro:

La medida de las presiones se ha convertido en una operación corriente e indispensable en laindustria, debido a la enorme variedad de instalaciones en las que se utilizan los más diversosfluidos. Particularmente en las operaciones petroleras, la aplicación de las técnicas hidráulicas yneumáticas juegan un rol importante, por lo que para entrar en estos temas se hará necesariorevisar algunos conceptos de hidrostática, que ayudarán a entender con facilidad el funciona-miento adecuado de las válvulas neumáticas y cierto tipo de instrumental que funciona en basea estos principios.La medición correcta de algunos parámetros no sólo es fundamental para el conocimiento yseguimiento de los procesos, sino también para la seguridad de las personas y mantenimiento delos materiales dentro del rango de trabajo que corresponda.

Para analizar la variación de la presión en un fluido que se encuentra en reposo, hay que aceptarque si un fluido se encuentra en equilibrio, cada porción del mismo deberá también estar enequilibrio. Considerando una pequeña porción de volumen sumergido de un fluido, a una distan-cia “y” de un nivel de referencia en el fondo y área “A”, tal como se observa en la Figura I-1siguiente:

SISTEMA UNIDAD DENOM INACIÓN Gravitatorio o técnico K gf /m

2

Inglés Libra f /pulg2

Absoluto o M .K.S N/m 2 Pascal (Pa)

c.g.s dina/cm2 baria; (bar = 106 barias)

no coherente K gf /cm2 unidad usada frecuentemente

UNIDADES DE MEDIDA DE PRESIÓN



Las fuerzas verticales son debidas a la presión que rodea al elemento y al peso del mismo.

La fuerza vertical resultante es cero, porque el elemento está estático en equilibrio.

Existen dos fuerzas hacia abajo:1) (p + dp)A, que es el efecto de la presión por el área, y2) la debida al peso del elemento (igual al peso específico - qg - por el volumen - Ady -).

Por otro lado, existe una fuerza hacia arriba que es igual a: pA.

Para que se cumpla el equilibrio vertical, la fuerzas hacia arriba deben ser iguales a las fuerzashacia abajo, tal como se expresa en la siguiente ecuación:

pA = (p + dp)A + qgA dy

por lo tanto: dp/dy = - qg

Esta ecuación indica la forma en que varía la presión con la elevación sobre cierto nivel dereferencia en un fluido en reposo estático.Como vimos anteriormente a la expresión - qg - se la conoce como Peso específico del fluidoy es el peso por unidad de volumen. (Por ejemplo, para el agua, el peso específico es 9800Newton/m3).

En los líquidos, que son incomprensibles, la densidad q es constante, y también se puede consi-derar constante la gravedad, dado que se trata de pequeñas diferencias de altura. Entonces,para dos niveles diferentes, y2 e y1 con presiones correspondientes, p2 y p1, será, para un líquidohomogéneo:

p2 - p1 = -qg (y2 -y1)

Fig.III-2:

Figura I-1

Si existe una superficie libre a la atmósfera, con altura y2 y presión atmosférica P0, tal como semuestra en la Figura I - 2, será :

po - p = -qg (y2 - y1) = -qg (h)

de donde p = p0 + qgh

Esto demuestra que en un líquido, la presiónaumenta con la profundidad, pero es la mismaen todos los puntos situados a la misma pro-fundidad o a un mismo nivel horizontal.

Para los gases, la densidad varía muy poco ycuando la distancia entre y2 e y1 es muy pe-queña, las diferencias de presión no sonconsiderables.Es decir que en el caso de los gases, para apreciar una diferencia de presión, esnecesario que la distancia entre y2 e y1 sea significativa, tal como ocurre con la presión del airecuando ascendemos a grandes alturas en la atmósfera. Debido a que la densidad varía en formaproporcional a la presión (y asumiendo que la temperatura no varíe significativamente), la pre-sión atmosférica disminuye en un factor de 10 cuando al altitud cambia en 20 km. Es decir que a20.000 metros sobre el nivel del mar, la presión atmosférica es igual a 0,1 atm; a 40.000 m, iguala 0,01 atm, etc.

Presión hidrostática:

Tal como vimos anteriormente la presión se ejerce en forma perpendicular a la superficie, (tambiense dice en forma normal a la superficie) y los fluidos transmiten íntegramente y en todos suspuntos, la variación de presión a la que ellos son sometidos. Esta condición de igualdad de laspresiones en todas direcciones se explica por el hecho de que las moléculas de un fluido son muymóviles unas para con otras. Una molécula, en caso que se le aplique una presión en una ciertadirección, no podría quedar inmóvil respecto de otra si no fuese mantenida con una presiónigual y opuesta a la que sobre ella es aplicada.

La presión de un líquido en estado de equilibrio sigue algunas reglas fundamentales, tales como:1) Las partes contiguas de un líquido actúan sobre las otras ejerciendo una presión normal

a la superficie que las separa.2) Para un punto cualquiera dentro del líquido, la presión tiene un mismo valor y se ejerce

en todas direcciones, independiente de la dirección del elemento considerado. Su valores el mismo en todas direcciones y se la denomina presión hidrostática.

La parte de la física llamada Hidrostática estudia las propiedades de los líquidos en equilibrio yparticularmente de las presiones que ejercen en el interior de su propia masa y sobre las paredesque los contienen.



La expresión Hidrostática como la palabra lo indica, señala la relación hidro, que indica algolíquido, con estática que nos da una idea de algo quieto o inactivo. También se puede decir quecorresponde al estudio de las propiedades de los líquidos en reposo.

Por ejemplo, si se fabrica un recipiente de base cuadrada de un centímetro de lado y diez metrosde altura, tendrá una base de 1 cm cuadrado y 10 metros de altura ó 1000 cm, que es lomismo. Si lo llenamos de agua, se necesita un litro para llenarlo y colmar su capacidad. Estevolumen de agua pesa un kilogramo, es decir que nuestro recipiente, que tiene un centímetrocuadrado de base, está soportando un kilogramo de peso; consecuentemente la presión, que esigual a la fuerza (o el peso) dividida por la superficie donde se aplica, será igual a :

P = 1 kg / 1 cm2 = 1 kg/cm2.

Si se supone ahora que nuestro recipiente tiene 2 cm2 de base y la misma altura que el anterior,es decir, 1000 cm. (por lo tanto tendrá el doble de capacidad) para llenarlo serán necesarios doslitros de agua; en este caso se tendrá un peso de dos kilogramos sobre una superficie de doscentímetros cuadrados. Para calcular la presión, tendremos:

P = 2 kg / 2 cm2 = 1 kg/cm2

En términos de presión seguirá siendo 1 Kg/cm2 igual que en el caso anterior. Por lo tanto lapresión depende del líquido de que se trate y de la altura sobre el nivel que se quiere medir lapresión.

De acuerdo a esto, para un líquido en reposo en equilibrio, la presión hidrostática en un puntosumergido en el líquido a una profundidad dada (H) es igual al producto del peso específico (Pe)del líquido por dicha profundidad.

Por ejemplo, se trata de calcular la presión y la fuerza que ejerce el agua contenida en unacañería que está conectada a un tanque ubicado a 120 metros de altura, contra una válvula de 4"de diámetro que está cerrada.

Primero hay que averiguar la presión de la columna de agua.

Presión = Pe. * altura

Si la presión la deseamos calcular en kg/cm2, debemos reducir homogeneizar todas las unida-des:El Peso específico lo consideramos igual a 1kg/dm3 (por ser agua), y para las unidades, en estecaso lo reducimos a kg/cm3 multiplicandolo por 1dm3/ 1000 cm3.La altura la consideramos en cm, por las mismas razones. Por lo tanto, los 120 metros losmultiplicamos por 100 cm/ 1m.

.Luego:

Presión (kg/cm2) = 1 kg/dm3 * (1dm3/1000 cm3) * 120 m * (100 cm/1m) =

Presión = 12 kg/cm2

Ahora, aplicando la formula: P = F/A, se calcula el peso o fuerza que está soportando la válvula.

Las 4" de diámetro se deben convertir en cm multiplicando por 2,54 cm/plg, lo que nos da undiámetro de 10 cm, aproximadamente.Con este valor, calculamos la superficie aplicando S = (pi) * D/4.

Aproximadamente, S = 78 cm2.

Ahora calculamos la fuerza sobre la válvula debida a la presión de la columna de agua.

Si P = F/A, será F = P * A, por lo tanto:

F = 12 Kg/cm2 x 78 cm2 = 936 Kg.

Como resultado, nuestra válvula está soportando una fuerza de 936 Kg.

Es interesante responder a la siguiente pregunta: ¿quién ejercerá mayor presión contra el piso,un elefante de 4.000 kg de peso que camina alternando dos de sus cuatro patas de 30 cm dediámetro cada una, o una grácil señorita de 50 Kg de peso que camina alternando sus pies ,calzados con zapatos que tienen un centímetro cuadrado de taco cada uno ?

Mientras tanto, y siguiendo con los conceptos de presión hidrostática, se observa en la Figura I- 3 que, siempre que el fluido sea el mismo, la presión es la misma en todos los puntos de unmismo plano horizontal, tales como A; B; C; D; E y F, sin importar la forma del recipiente, dadoque solamente dependerá de la altura del líquido. Del mismo modo, la diferencia de presionesentre el punto G y el A es la misma que entre G y D; G y C; etc.

Figura I-3



Principio de Pascal

Los líquidos transmiten integralmente y en todos sus puntos las variaciones de presión quesoportan.Sea un líquido incompresible en reposo llenando completamente un vaso no deformable.Entre dos puntos “A” y “B”, separados por una altura H, hay una diferencia de presión quedepende solamente de su distancia vertical y del peso específico del líquido. Si con unmedio cualquiera se aumenta la presión en A en un valor determinado, se necesita tambiénque la presión en B aumente en ese mismo valor a fin de que la diferencia de presión entreambos permanezca constante.Blas Pascal estableció en el año 1652 el principio que lleva su nombre:

la presión aplicada a un fluido confinado se transmite íntegramente yen todo sentido a todas las partes del fluido y a las paredes del recipienteque lo contiene.

Este principio es consecuencia del teorema general de la hidrostática, para el que la pre-sión que se ejerce en un punto puede considerarse como producida por dos causas: por lapresión exterior y por la presión proveniente del peso del líquido.

Observando la Figura I-4, un líquido incompresible dentro de un cilindro equipado con un ém-bolo, se entiende que al aplicar al émbolo una fuerza externa (F), la fuerza aplicada a la super-ficie da por resultado una presión externa que se transmite al líquido con la cara interna delémbolo.Entonces, la presión en el punto P será:

P = pext + qgh

Si la fuerza sobre el émbolo aumenta, también seincrementa la presión externa, y este incremento se trans-mite íntegramente al líquido. Por lo tanto el cambio depresión en el punto P será exactamente igual al cambiode presión que se produjo externamente.

El principio de Pascal es la base de la operación detodos los mecanismos transmisores de fuerza hidráulicay se utiliza en varias aplicaciones técnicas tales como laprensa, el ascensor, un acumulador hidráulico, etc.

Figura I - 4

Figura I - 5a Figura I - 5b

Pero, tal como se observa en la Figura I-5b, si estos dos émbolos son ahora separados por uncuerpo líquido, serán las presiones las que se han de trasmitir, por lo que se cumplirá que P1 =P2, o lo que es lo mismo:

F1/S1 = F2/S2, de donde:

F2 = F1 S2/S1

pudiendo obtener mayores esfuerzos en el émbolo mayor dado que F2 se encuentra aumentadarespecto de F1 por la relación S2/S1.Si la superficie S2 es suficientemente mayor que S1, obtendremos una fuerza F2 muy amplifica-da, respecto de la aplicada F1.

La industria en general se aprovecha enormemente de estos principios, conformando lo conoci-do como transmisión hidráulica. Generalmente se utiliza para la transmisión un aceite o unamezcla especial incompresible que no ataque a los metales y asegure una buena estanqueidad delsistema. Las aplicaciones más importantes son la prensa hidráulica y los frenos comandadoshidráulicamente.

En esos sistemas se aprovecha precisamente la transmisión integral de las presiones en los líqui-dos a fin de obtener un importante aumento de una fuerza aplicada relativamente pequeña, opara transmitir fuerzas a grandes distancias hasta lugares inaccesibles.

En la Figura I-5a, se consideran dos émbolos de superficie S1 y S2 unidos entre sí y la aplica-ción de una pequeña fuerza F1 sobre la superficie S1. Como en este caso el esfuerzo se trasmitea través de un cuerpo sólido, son las fuerzas las que se transmiten, cumpliendo con la ecuaciónF1 = F2, de manera que no obtendremos ninguna variación en la magnitud de F2 respecto deF1.



Vasos comunicantes

Se denomina así a dos o más tubos o vasos comunicados entre sí por su parte inferior. Unejemplo típico de vasos comunicantes es el tubo en “U”.

En las ramas de un tubo en U que contiene un mismo líquido, las presiones son iguales en lassecciones contenidas en un mismo plano horizontal, como por ejemplo en los puntos A y Bde la Figura I - 6a. Particularmente se puede decir que, siempre que se trate de un mismolíquido, las superficies libres están a un mismo nivel en las dos ramas.

Si el tubo en “U” contiene líquidos inmiscibles diferentes, como por ejemplo, un líquido denso enla derecha y uno menos denso en la izquierda, como se muestra en la Figura II - 6b, la presión enpuntos A y B que estén ubicados a un mismo nivel, será diferente en cada rama.

Si un tubo en U contiene líquidos no miscibles, las alturas verticales de los mismos porencima de la superficie están en razón inversa de los pesos específicos de los líquidos.

Sean dos vasos comunicantes que contienen dos líquidos no miscibles (por ejemplo, petróleo yagua) donde las dos superficies libres en contacto con el aire no están sobre un mismo planohorizontal. (Fig.II - 7)Se consideran dos puntos “A” y “B” en el mismo plano horizontal de la superficie de separaciónde ambos líquidos. Los dos puntos soportan lamisma presión porque están en el mismo líqui-do. Si “Pea” es el peso específico del agua,“Pep” el peso específico del petróleo, “H” laaltura vertical hasta la superficie libre del aguapor sobre el plano de los puntos, y “h” la alturacorrespondiente al petróleo, se puede decir que:

PA = PB(la presión en A es igual a la presión en B)

Figura II - 7

Fig: II-6a Fig: II-6b

H * Pea/10 = h * Pep/10

H/h = Pep/Pea, es decir que:

H = Pep/Pea * h

Las anteriores son expresiones de la definición precedente, donde se dice que “las alturas verti-cales de los líquidos por encima de la superficie de separación de ambos, están en RAZÓNINVERSA de los pesos específicos”. En este ejemplo, como el Pea es mayor que el Pep,resulta H menor que h.

Un problema tipico a resolver es el siguiente: (ver Figura I - 8)

Un tubo en U, en el cual ambos extremos están abiertos a laatmósfera, contiene cierta cantidad de agua. En uno de los la-dos se vierte aceite hasta que el nivel llega a una distancia “d” =12,3 mm superior al del otro lado, dado por el agua.Mientrastanto el nivel del agua del otro lado se ha elevado una distancia“a” = 67,5 mm desde la posición original.

Calcular la densidad del aceite. (Respuesta: 916 kg/m3).

Una aplicación práctica del principio de Pascal lo constituye la prensa hidráulica. La Figura I-9muestra un dispositivo de este tipo, usado para elevar un objeto pesado, tal como un automóvilde peso Mg.

Figura I-9

Figura I - 8



Sobre un pistón de área A1 se ejerce una fuerza F1 externa, (con una palanca por ejemplo).Para estar en equilibrio, la fuerza F0 hacia arriba debe ser igual al peso del automóvil, Mg.

De acuerdo al principio de Pascal, la presión de entrada, sobre el émbolo pequeño es igual a:

P1 = F1/A1

y debe ser igual a la presión de salida,

P0 = F0/A0, por lo tanto:

F1/A1 = F0/A0 = Mg/A0

de donde:

F1 = Mg A1/A0

y como el área A1 es siempre menor que el área A2, la relación entre ambas es menor queuno, por lo que resulta F1 siempre menor que el peso a levantar.

III-II-VI Principio de Arquímides

Si consideramos una bolsa de plástico sumergida, rodeando una porción de agua en un recipien-te, como se observa en la Figura I-10, una vez en equilibrio el agua de la bolsa, su peso debeestar equilibrado por una fuerza hacia arriba de igual magnitud al mismo. Esta fuerza hacia arribaes la suma vectorial de todas las fuerzas hacia adentro ejercidas por el fluido que rodea a labolsa.La fuerza hacia arriba que resulta de la diferencia de presiones de la porción de líquido encerra-do por la bolsa, se denomina fuerza de flotación o empuje.

Figura I-10

Se observa en la figura que la presión ejercida sobre un objeto sumergido por el líquido que lorodea, ciertamente no depende del material del cual está hecho el objeto. Si se sustituye la bolsade plástico por un trozo de piedra o madera de tamaño y formas exactamente iguales, cambiaríael peso (mg) pero no la fuerza de flotación Fb. Esta sigue siendo igual al peso del volumenoriginal de agua.

Esto conduce al principio de Arquímides:

Todo cuerpo total o parcialmente sumergido en un fluido, sufreun empuje de abajo hacia arriba por una fuerza de magnitudigual al del peso del fluido que desaloja.

Un objeto de mayor densidad que el agua desaloja un volumen de agua cuyo peso esmenor que el peso del objeto, por lo tanto este se hunde, por que la fuerza de empuje esmenor que el peso del objeto.Por el contrario, un objeto de densidad menor que el agua, experimenta hacia arriba unafuerza neta resultante cuando está completamente sumergido, porque el peso del aguadesalojada es mayor que el peso del objeto. Por lo tanto este se eleva hasta subir a lasuperficie y flota en equilibrio.

Un caso típico es el del hielo en flotación en agua.Si se considera un iceberg (de densidad 917 kg/m3) flotando en el mar (agua de mar, densidad= 1024 kg/m3), ¿ qué parte o fracción del volumen total queda expuesta cuando flota ?Respuesta: Volumen agua / Volumen iceberg = 0,896, es decir que es necesario desalojar aguaequivalente a un 89,6% del volumen del iceberg, de modo que solamente el 10,4% quedaexpuesto cuando flota.



LEYES FUNDAMENTALES DE LOS GASES

Consideraciones generales

La parte de la Física que estudia el comportamiento y las propiedades generales de los gases enreposo, su equilibrio y sus aplicaciones, se denomina Neumostática.

Las moléculas de los gases están animadas de gran movilidad, y debido a esta energía es quetienen la propiedad de ocupar todo el volumen del recipiente que las contenga. De ahí que undeterminado gas no tenga forma propia, (como los sólidos), volumen propio, (como los líquidos)y tampoco densidad constante, ya que ésta varía de acuerdo con el espacio que ocupan.

Por estas razones se denomina gases a todos aquellos cuerpos que, como el aire, oxigeno,nitrógeno, etc., se hallan en estado aeriforme en condiciones normales de presión y temperatura,que para el aire son 1 atm y 0ºC.

Además se puede señalar otras características, tales como que son pesados, algunos más que elaire, otros menos (respecto al peso, los gases se comparan con el aire, del mismo modo que loslíquidos con el agua).

A los efectos de realizar comparaciones de un gas con el aire, algunas propiedades de ésteúltimo son:

Sp gr (gravedad específica) a 60 °F y 14,7 psi es igual a 1.Peso específico (comunmente llamado densidad) en las condiciones estándar = 0,0764 lb/cu ft.Peso molecular = 28,96.Viscosidad a 14,7 psi y 60 °F = 0,018 cp

Por ejemplo, el aire tiene una densidad de 0,0764 lb/cu ft a 60 °F y 14,7 psia y ejerce ungradiente de presión de 0,00053 psi/ft.

En ocasiones es frecuente utilizar aire en operaciones de compresión y operación de pozos,fundamentalmente durante operaciones en pozos de gas. El peligro que esto implica es que unamezcla de gas y aire, en porcentajes determinados y bajo particulares condiciones de tempera-tura y presión, es explosiva.Una explosión de este tipo es posible sólo cuando cierto porcentaje de gas está mezclado con elaire. Explosiones muy peligrosas y destructivas pueden darse cuando gases como el CH4, gasnatural, vapor de gasolina o H2S se mezclan con el aire.

Para estos diferentes gases, la temperatura de ignición es la siguiente:gas natural 981 °F El límite es entre 4,8 y 13,4 % de gas en aire.vapor de gasolinas 495 °F 1,3 y 6 %metano 999 °F 5,3 y 14 %H2S 500 °F 4,3 y 46 %Para el gas natural se considera conformado por 80% de C1; 10% de C2 y 10 % de C3 envolumen. Los valores anteriores de temperatura de ignición están basadas en estadísticas de laNational Fire Protection Association.

Un parámetro de importancia que se utiliza frecuentemente en la operación con gases y/o aire esla PRESIÓN. Recordemos que la presión atmosférica debe sumarse a la presión manométrica alos efectos de obtener la presión absoluta. También se puede considerar un gradiente respectoa una columna de aire o gas en función de la altura de la columna.

El efecto de la presión sobre los gases es notable ya que sabemos que éstos son muy suscepti-bles de ser comprimidos a la vez que se expanden también muy fácilmente, por lo que un gas esun fluido homogéneo que tiene una capacidad particular para llenar completamente un recipien-te. Esto es fácil visualizarlo si consideramos por ejemplo que un kilogramo de un líquido encerra-do en un tambor de 200 litros ocupará un pequeño espacio dentro del mismo, mientras que unkilogramo de un gas encerrado en el mismo tambor de 200 litros ocupará todo el espacio dispo-nible, llenándolo completamente.De hecho, la principal característica que diferencia a los gases de los líquidos es que estosúltimos son practicamente incompresibles, mientras que los gases son altamente compresibleshasta el punto de licuación. El estado físico de to-dos los fluidos, líquidos o gaseosos, es gobernadopor la presión y la temperatura actuando sobre suvolumen. En el caso de los gases se comportancomo gases ideales cuando se encuentran a bajaspresiones o altas temperaturas y son de baja den-sidad.Existen diversas leyes básicas que definen el com-portamiento de los gases bajo diferentes condicio-nes de presión, temperatura y volumen. Algunosconceptos básicos serán repasados a continuación:

Las características de elasticidad de los gases pro-duce que las presiones que se ejercen en cualquierpunto de una masa gaseosa se transmitan con igualintensidad a toda ella, lo que constituye el Princi-pio de Pascal aplicado a los gases, en un todoanálogo al que se enunciara para los líquidos. Esteprincipio puede ser verificado analizando la siguientefigura:



Se trata de un balón de vidrio conectado con una serie de tubos en U conteniendo agua ymercurio. El tubo central A, lleva en su interior un pistón P.El líquido que se halla en los tubos se encuentra a un mismo nivel en todos, soportando la presiónque ejerce un gas contenido en el balón R.Tan pronto como se accione el pistón P hacia abajo, el gas se comprime y la presión se transmiteinmediatamente a todos los puntos de la masa gaseosa, notándose cómo el líquido asciende porigual en la rama exterior de todos los tubos en U.

También en los gases tiene aplicación el teorema fundamental de la hidrostática, enunciando que:

la diferencia de presiones entre dos puntos de una masa gaseosa en equilibrio es directa-mente proporcional a la diferencia de niveles existentes entre ambos puntos.

Considerando como nivel de referencia a la superficie de la tierra, la presión a una determinadaaltura se calculará como el producto del peso específico del gas considerado, por la altura.

La atmósfera constituye la masa gaseosa que rodea a la Tierra. Representa algo menos de lamillonésima parte de la masa del planeta. Se admite que esta capa gaseosa ejerce sobre todoslos puntos del globo una presión a la cual se conoce como presión atmosférica.

La presión atmosférica es la presión ejercida por la capa de aire que rodea la tierra, bajola acción de la gravedad.

Esta presión no es constante; varía según la latitud, altitud y condiciones del momento. Repre-senta el peso (la fuerza) de una columna de aire que tenga por base una unidad de superficie ypor altura, una columna igual al espesor de la atmósfera situada por encima del punto considera-do.

Se define la presión atmosférica normal como la que se ejerce al nivel del mar y es iguala la presión ejercida por una columna de mercurio de 0,760 metros de altura.Recordando la expresión de la presión hidrostática, se tiene que:

Patm = H * g /10 = 0,76 metros * 13,6 kg/l * 1/10 = 1,033 kg/cm2

A diferencia de lo que ocurre dentro de los líquidos, la variación de la presión dentro de losgases no sigue las reglas de la presión hidrostática. Las variaciones de la presión atmosférica noes regular, es decir que los cambios no son proporcionales únicamente a las diferencias dealtitud.

La compresibilidad de los gases explica este fenómeno: el aire a altitud cero (nivel del mar)comprimido por el peso de las capas superiores, posee un peso volumétrico superior al del airesituado en la cima de una montaña, por lo que para una misma altura de aire, será mayor lapresión al nivel del mar que en mayor altura.

II - I - II Ley de Boyle - Mariotte

Una de las características más notables de los gases la constituye la gran compresibilidad quepresentan, difiriendo notablemente de los líquidos. Una misma masa de gas, sometida a diferen-tes presiones, ocupa volúmenes diferentes.

La ley de variación de los volúmenes respecto a la variación de las presiones, se enuncia así:si se mantiene la temperatura constante, los volúmenes de una misma masa gaseosa soninversamente proporcionales a las presiones que soporta. Es decir que, dado un peso deter-minado de gas, si el volumen del mismo es el doble, la presión absoluta será la mitad, si elvolumen es triplicado, la presión absoluta bajará a la tercera parte de la original, etc.

El hecho que la temperatura permanezca constante permite definir a esta clase de manifestacióncomo transformación isotérmica.

Llamando p1, p2, p3 a las presiones absolutas correspondientes a los volúmenes V1, V2 V3respectivamente, de una misma masa gaseosa, se debe verificar que:

p1 * V1 = p2 * V2 = p3 * V3 = cte

otra manera de expresarlo es:

p1 / p2 = V2 / V1

La representación de esta leyen un diagrama cartesiano, sevisualiza en la siguiente figuradonde resulta una curva deno-minada isoterma del gas y suforma es la de una hipérbolaequilátera en la que ambas ra-mas se aproximan indefinida-mente a los ejes, sin llegar acoincidir nunca con ellos ni acortarlos.Si se realiza la experiencia adistintas temperaturas, siemprecon la misma masa de gas, seobtienen una serie de curvasrepresentativas de esta ley.(Ley de Boyle - Mariotte)

LEY DE BOYLE - MARIOTTE



Un gas que se ajusta estrictamente a lo que establece la Ley de Boyle y Mariotte sería denomi-nado un gas perfecto o ideal (se lo suele considerar al hidrógeno como el más perfecto de losgases).

II - I - III Ley de Charles

Cuando un determinado peso de un gas perfecto recibe o cede energía mientras se mantie-ne a volumen constante, las presiones absolutas son directamente proporcionales a lastemperaturas absolutas, esto es por ejemplo, si la temperatura absoluta de un peso dado degas es aumentada al doble, la presión absoluta tambien aumenta el doble del valor original; si latemperatura es triplicada, la presión tambien se triplica, etc.

p / T = Cte., o sea: p1/T1 = p2/T2 = p3/T3 =......... = pn/Tn

La curva que une los estados que tienen el mismo volumen específico se llama isocora. En un gasperfecto, las isócoras son líneas rectas verticales sobre el plano pV.

Otra parte de la ley de Charles dice que cuando un peso determinado de un gas perfectoabsorbe o cede energía mientras se mantiene a presión constante, los volúmenes son direc-tamente proporcionales a las temperaturas absolutas, es decir que se verifica que:

V / T = Cte., o sea: V1 / T1 = V2 / T2 = V3 / T3 = ....... = Vn / Tn

La curva que une los puntos que tienen la misma presión se denominan isobara. En un gasperfecto estas curvas son líneas rectas horizontales situadas en el plano pV.

II - I - IV Ley de Dalton

La presión total ejercida por una mezcla gaseosa es igual a la suma de las presiones par-ciales de cada uno de los componentes presentes en la mezcla. Es la presión que ejercería esegas si el componente ocuparía el mismo volumen que la mezcla y a la misma temperatura.

Esta ley se puede expresar como: Pt = p1 + p2 + p3 + .... + pn

pero es correcta solamente si la mezcla y los componentes se comportan como gases ideales yobedecen a las leyes de los gases ideales. Bajo condiciones reales, la presión total no es igual ala suma de las parciales, debido a que la adición de un determinado gas de distinta estructuramolecular en la mezcla altera el comportamiento de la misma. Por lo tanto esta ley tiene pocaaplicación en la práctica.

II - I - V Ecuación de estado

En la Figura que se adjunta (Ecuacionde estado) se hallan representadas lasleyes de Boyle y de Charles. Si se eli-gen en forma arbitraria los puntos 1 y 2y se hace pasar una hipérbola equiláterapor el punto 1 y una recta vertical porel punto 2, ambas se cortan en el punto3.

Según la ley de Boyle, será:

p1 V1 = p3 V3

Dividiendo por T1 ambosmiembros será: p1 V1 / T1 = p3 V3 / T1

pero como T1 = T3

p1 V1 / T1 = p3 V3 / T3

Como los puntos 1, 2 y 3 hansido tomados arbitrariamente, se pue-de demostrar que para un gas perfectola relación pV/T es igual a constante .

pV / T = R , siendo R = constante particular del gas

Si en lugar de usar el peso de un gas, se utiliza el número de moles, “n”, la ecuación será:

pV/T = nR, o en la forma más conocida:

pV = n RT, donde:

• p = presión en kg/cm2 (abs)• V = volumen de “n” moles, en m3

• n = número de moles• T = temperatura absoluta, expresada en ºC• R = constante universal, en kgm por mol y por ºC abs.

Esta ecuación es conocida como ley de los gases ideales o ecuación de estado del gas ideal.Los experimentos revelan que, a densidades suficientemente bajas, todos los gases reales tien-den al comportamiento del gas ideal.La constante R tiene el mismo valor para todos los gases y se llama constante universal de losgases.

ECUACION DE ESTADO



En la Tabla siguiente se pueden observar algunas propiedades de diferentes gases.

II - I - VI Gases reales

La ecuación anterior es aplicable solamente a gases perfectos. En la realidad no existen gasesperfectos; sin embargo, muchos gases cerca de la temperatura y presión atmosféricas se apro-ximan al comportamiento ideal.

El gas perfecto o ideal puede definirse como el gas cuyo volumen se reduce a la mitad cuando lapresión aumenta al doble; y cuya presión aumenta al doble si, manteniendo su volumen constan-te, se aumenta al doble su temperatura absoluta. Estos no son más que enunciados específicosde las leyes de Boyle y Charles.

En muchos gases, en particular los gases naturales de interés para los ingenieros de petró-leos, se ha observado que si el volumen del gas se comprime a la mitad de su volumenoriginal, la presión resultante será menor de dos veces la presión inicial; es decir, el gasreal es más compresible que el gas perfecto.

La explicación de este comportamiento se basa en que las moléculas de los gases reales presen-tan dos tendencias: 1) se apartan entre sí por su constante movimiento cinético, y 2) se atraenpor fuerzas eléctricas existentes entre las moléculas.

A presiones bajas, las moléculas están distantes, las fuerzas atractivas son insignificantes y el gasse comporta como ideal. A temperaturas altas, el movimiento cinético es intenso, haciendo lasfuerzas atractivas insignificantes y, como en el caso anterior, el gas se comporta como ideal.

Debido a que el volumen de un gas se reduce a menos de su mitad si se dobla la presión, se diceque el gas es supercompresible.

Al valor numérico, que representa una medida de la desviación del comportamiento ideal delgas, se denomina factor de compresibilidad y su símbolo es z. Este factor adimensional varíapor lo general entre 0,70 y 1,20. Un valor igual a la unidad (1,00) representaría un comporta-miento ideal.

A presiones muy altas, por encima de 5000 PSIa, los gases naturales pasan de un estadosupercompresible a uno en que la compresión es más difícil que si se tratara de gases perfectos.

La explicación de este fenómeno estriba en que, además de las fuerzas mencionadas anterior-mente, cuando el gas se comprime excesivamente, el volumen ocupado por las moléculas mis-mas forma parte apreciable del volumen total. Ya que en realidad el que se comprime es elespacio entre las moléculas, y éste es reducido cada vez más, resulta, por tanto, más difícilcomprimir el gas.



Además, como las moléculas se acercan, se forman fuerzas repulsivas entre ellas. Este compor-tamiento es indicado con un factor de desviación del gas mayor de la unidad.

El factor de desviación del gas se define como la razón del volumen realmente ocupado por ungas a determinadas presión y temperatura , al volumen que ocuparía si fuese perfecto, es decir:

z = Vr/ViVr = Vol. real de n moles de gas a T y pVi = Vol. ideal de n moles a las mismas T y p

Las teorías anteriores explican cualitativamente el comportamiento de gases no ideales o reales.Aplicando esta relación en la ecuación de Boyle-Mariotte y en la ecuación de estado de gasesperfectos, se obtiene:

pVr = znRTp1V1 / z1T1 = p2V2 / z2T2

donde:

Vr = volumen real o verdadero del gasz1 = factor de desviación del gas a p1 y T1z2 = factor de desviación del gas a p2 y T2

El factor de desviación del gas debe determinarse para cada gas y para cada mezcla de gases alas condiciones de presión y temperaturas dadas, ya que varía: a) para cada gas o mezcla degases, b) para cada temperatura y presión del gas o mezcla de gases.

Si se omite el factor de desviación del gas en cálculos de yacimientos, se puede introducirerrores hasta del 30 por ciento.

La Figura siguiente (Factor de compresibilidad) muestra los factores de desviación para dosgases de pesos específicos 0.90 y 0,665, respectivamente.

Las curvas muestran que los factores de desviación del gas descienden de un valor unitario apresiones bajas, a un mínimo cerca de 2500 PSIa. Aumentan de nuevo a la unidad cerca de5000 PSIa y luego, a presiones mayores, aumentan por encima de la unidad.

El factor de desviación del gas natural se mide generalmente en el laboratorio en muestras obte-nidas en la superficie.

Se determina midiendo el volumen de una muestra de gas a determinadas condiciones de pre-sión y temperatura, y luego midiendo el volumen de la misma cantidad de gas a presión atmos-férica y a una temperatura suficientemente alta como para que todo el material permanezca enestado gaseoso.

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD - z -



SISTEMAS DE UNIDADES

GENERALIDADES

El material fundamental que constituye la física lo forman las “cantidades físicas”, en función delas cuales se expresan las leyes de esta ciencia. Entre las cantidades físicas se encuentran longi-tud, masa, tiempo, fuerza, velocidad, densidad, etc., de las cuales se pueden definir una cantidadalgebraica, por ejemplo “L” para la longitud, pero cuando se trata de asignar una unidad a unvalor particular, se hace necesario establecer un patrón para esa unidad, de manera que quienesdeban comparar esa longitud con otra, concuerden en la unidad de medición.

Ciertas cantidades elementales pueden ser más fáciles de establecer como patrones, porque sonfácilmente accesibles y por que no varían con el paso del tiempo. Por ejemplo, LONGITUD yTIEMPO estuvieron durante mucho tiempo entre las cantidades físicas que en forma directa ymás precisamente fueran mensurables y por lo tanto, aceptadas como “Patrones”, de manera depoder expresar las más complejas a partir, o en función, de las más simples. Mientras, la VELO-CIDAD es tratada como derivada de las anteriores porque fue menos sujeta a medicionesdirectas. La técnica moderna va desplazando estos conceptos a partir de contar con una enormeposibilidad de medir directamente algunas magnitudes con una alta precisión, tal como ocurreactualmente con las mediciones realizadas de la velocidad de la luz, que han llegado a unaprecisión más allá del patrón anterior de longitud; todavía se trata a la longitud como medidafundamental, pero el patrón para su medición se deriva ahora de los patrones de velocidad ytiempo.

Entonces se trata de seleccionar el menor número posible de cantidades físicas que actúen comofundamentales y derivar de ellas el resto de las cantidades y de ponerse de acuerdo con lospatrones para su medición. Estos patrones deben ser ACCESIBLES para ser utilizados comoreferencia y en calibraciones, y deben ser INVARIABLES en el paso del tiempo.

Los acuerdos respecto a los “patrones” han sido logrados a partir de una serie de reunionesinternacionales de la “CONFERENCIA GENERAL DE PESAS Y MEDIDAS” que se inicióen el año 1889. Una vez que el patrón ha sido aceptado, por ejemplo el segundo como unidadde tiempo, entonces puede ser aplicado a una amplia gama de mediciones, desde la duración dela vida de un protón (mayor de 1040 segundos ) hasta la duración de partículas menos estables delaboratorio (alrededor de 10 -23 segundos).

Por lo que se ve es necesario que el patrón brinde esta posibilidad, de ser utilizado en una ampliagama de mediciones. El avance de la ciencia hace que siempre se esté en la búsqueda de patro-nes más precisos o accesibles, búsqueda en la que intervienen científicos de todo el mundo.

Sistema Internacional de Unidades (SI)

La Conferencia General de Pesas y Medidas, en reuniones sostenidas entre los años 1954y 1971, seleccionó como unidades básicas, las siete cantidades que pasaron a formar partede la base del Sistema Internacional.Ellas son:

Unidad (SI)CANTIDAD NOMBRE SÍMBOLOTiempo segundo sLongitud metro mMasa kilogramo kgCantidad de sustancia mol molTemperatura termodinámica Kelvin KCorriente eléctrica ampere AIntensidad lumínica candela cd

Asimismo, como a menudo se encuentran cantidades muy grandes o muy pequeñas, tam-bién se recomendaron los prefijos a utilizar en cada caso.Por ejemplo, giga (G) significa 1.000.000.000 unidades; mega (M) = 1.000.000 u; kilo(K)= 1.000 u; mili (m) = 0,001; micro (µ) = 0,000.001; nano(n) = 0,000.000.001 y variosmás.

En el mundo se utilizan otros sistemas de unidades además del SI, que son el Inglés y elMétrico.

En el cuadro I-1 se ofrecen algunas cantidades físicas y sus unidades en los diferentessistemas.

CUADRO I -1

ALGUNAS MEDIDAS EN DISTINTOS SISTEMAS MAGNITUD INGLÉS CEGESIMAL INTERN.

Tiempo segundo segundo(seg) Segundo Longitud pie(foot) centímetro(cm) Metro(m) Masa slug gramo(gr) Kilogramo(kg) Temperatura ° farenheit ° centígrado ° Kelvin Fuerza libra fuerza(lb) dina Newton Superficie plg2 ó pie2 cm 2 m 2 Volumen pie3 cm 3 ó m3 m 3 Presión lb/plg2 dina/cm2 Pascal Caudal pie3/seg cm3/seg m 3/seg Velocidad pie/seg cm/seg m /seg Aceleración pies/seg2 cm/seg2 m/seg2



Otras unidades se pueden derivar de las básicas, en función de relaciones fundamentales de lafísica. como por ejemplo, la unidad de fuerza en el SI, llamada Newton (N) se define en funciónde las unidades básicas:

Fuerza = masa x aceleración, (segunda ley de Newton) o sea

1 N = 1 kg m * m/seg2

cuya definición es:Newton: es una fuerza que, al ser ejercida sobre una masa de 1Kg, le imprime una aceleraciónde 1m/seg2.Asimismo, la unidad de fuerza en el Sistema cgs se denomina DINA y se expresa como:

1 dina = 1 gm * cm/seg2

Una dina es una unidad muy pequeña (aproximadamente igual al peso de un milímetro cúbico deagua).Para conocer la relación entre la dina y el Newton, es necesario buscar la equivalencia de lasunidades.

1 N = 1 kgm*1.000 grm/1 kg*1 m/seg2 * 100 cm/seg2 /1 m/seg2 = 100.000 dinas.por lo tanto,

1 Newton = 100.000 dinas.

En el sistema inglés, la fuerza se mide en libras y la aceleración en pies/seg2. En este sistema lamasa que es acelerada a razón de 1 pie/seg2 por una fuerza de 1 libra se denomina slug.

También es posible determinar otras unidades derivadas, tal como la presión, definida como laacción de una fuerza ejercida sobre una superficie.En el sistema internacional la unidad de fuerza es el Newton y de superficie es el m2, la unidad depresión se denomina Pascal y se expresa como:

Pascal = 1 Newton / m2

como 9,8 Newton = 1 kg fuerza y 1 m2 = 10.000 cm2, tenemos que:

1 Pascal = 0,00001019 kg /cm2

Es una unidad de presión muy pequeña, por lo que generalmente se utilizan otras unidadesderivadas como por ejemplo:

1 bar = 100.000 Pascales = 1,019 Kg/cm2.

III-I-II Parámetros de Tiempo

En la mayoría de los trabajos científicos es preciso saber cuánto dura un suceso, cuál es elintervalo de tiempo durante el cual ocurre por lo que cualquier patrón de tiempo deberesponder a este cuestionamiento, además de permitir saber a qué hora ocurre un determi-nado hecho. Asimismo el patrón debe permitir cubrir una enorme gama o amplitud deintervalos de tiempo que puedan medirse, ya sea en forma directa o indirecta.Cualquier fenómeno que se repita a sí mismo puede usarse como una medición del tiem-po, contando dichas repeticiones e incluyendo fracciones de ellas. Durante muchos añosfue usada como patrón de tiempo la rotación de la tierra sobre su eje, que determina lalongitud de un día. Un segundo se definía como la 1 / 86400 parte de un día.Posteriormente sirvieron como patrones, relojes de cuarzo basados en vibraciones perió-dicas de un cristal de cuarzo. Luego, para cumplir con la necesidad de contar con mejorespatrones de tiempo, se desarrollaron relojes atómicos basados en la frecuencia de microondasemitidas por el cesio.

La Conferencia General de Pesas y Medidas en el año 1967 adoptó como patrón de tiempo alsegundo, basado en el reloj de cesio. (Dos relojes de este tipo podrían marchar durante 300.000años sin diferir en más de 1 segundo).

III-I-III Parámetros de Longitud

El primer patrón de longitud fue una barra de platino e iridio que se llamó “metro patrón”,guardado en la Oficina Internacional de Pesas y Medidas, París. La distancia entre dos líneasgrabadas cerca de los extremos, medidas a cero grado centígrado, fue definida como el metro.Se hicieron copias del metro patrón y fueron enviadas a todo el mundo a los laboratorios deestandarización, para calibrar otros patrones.Un patrón de longitud más preciso fue obtenido en 1893 cuando en investigaciones de laborato-rio fue comparada la longitud del metro patrón con la longitud de onda de la luz roja emitida porlos átomos de cadmio, y en 1960 cuando la Conferencia General de Pesas y Medidas adoptó unpatrón atómico para el metro, eligiendo la longitud de onda en el vacío de una cierta luz anaran-jada emitida por átomos de criptón, en una descarga eléctrica.Pero las demandas de mayor precisión continuaron y en 1983 el metro fue definido como ladistancia recorrido por una onda de luz en un intervalo de tiempo especificado.Fue definido por la Conferencia General, de la siguiente manera:“El metro es la distancia recorrida por la luz en el vacío durante un intervalo de tiempo de 1 /299.792.458 de segundo”. Como se ve, se adoptó la velocidad de la luz como una cantidaddefinida y usada junto con el patrón del tiempo para redefinir el metro.

III-I-IV Parámetros de Masa

El patrón de masa del SI es un cilindro de platino e iridio que se guarda en la Oficina Internacio-nal de Pesas y Medidas, al cual se le ha asignado una masa de 1 kilogramo. Se



envían patrones a laboratorio de estandarización a otros países a los fines de referencia ycalibraciones de instrumentos. Como en los casos anteriormente descriptos, esta patrón debeser útil para una enorme gama de variaciones de medidas, tanto para expresar la masa del sol (2x 1030 kilogramos) como para la masa de un electrón (9 x 10-31 kilogramos).

Dado que las técnicas actuales de laboratorio permiten comparar las masas atómicas entre sícon mucha precisión, mucho más que contra el kilogramo patrón, se hace necesario un segundopatrón de masa, un patrón de masa atómica. Se utiliza en el Sistema Internacional la masa delátomo de carbono, al que por acuerdo internacional se le ha asignado una masa atómica de 12unidades de masa atómica, por definición, de modo que por comparación se pueden hallar lasmasas de otros átomos con precisión considerable. Por ejemplo, la masa del hidrógeno (H) esigual a 1 unidad atómica, en base a esta comparación; la masa del cobre (Cu) es 63; la de laplata (Ag) es 101, etc.

-II-VII Mediciones de presión

Como ya se dijo, la unidad legal de medida de la presión es el PASCAL, que se define como unapresión uniforme que actuando sobre una superficie plana de 1 metro cuadrado, ejerce perpen-dicularmente a la superficie una fuerza de 1 Newton.

1 Pascal = 1 Newton/metro cuadrado

El Pascal es, para la industria, una unidad de medida muy pequeña y admite como múltiplo al bary como submúltiplo al milibar, de modo que:

1 bar = 1.000 milibar = 100.000 Pascales

1 bar aproximadamente igual a 1 Kgf/cm2

Las unidades de presión que se utilizan pueden ser: la atmósfera, el milímetro de columna demercurio, el kilogramo por centímetro cuadrado, la libra por pulgada cuadrada, etc. según elsistema de unidades que se esté utilizando.

La presión atmosférica es la presión ejercida por la capa de aire que rodea la tierra, bajo laacción de la gravedad. Esta presión no es constante; varía según la latitud, altitud y condicionesdel momento. Representa el peso (la fuerza) de una columna de aire que tenga por base unaunidad de superficie y de altura igual al espesor de la atmósfera situada por encima del puntoconsiderado. Se define la presión atmosférica normal como la que se ejerce al nivel del mar yigual a la presión ejercida por una columna de mercurio de 0,760 metros de altura.Recordando la expresión de la presión hidrostática, se tiene que:

Patm = H * Pe /10 = 0,76 metros * 13,6 kg/l * 1/10 = 1,033 kg/cm2

A diferencia de lo que ocurre dentro de los líquidos, la variación de la presión dentro de losgases no sigue las reglas de la presión hidrostática. Las variaciones de la presión atmosférica noes regular, es decir que los cambios no son proporcionales a las diferencias de altitud.La compresibilidad de los gases explica este fenómeno: el aire a altitud cero (nivel del mar)comprimido por el peso de las capas superiores, posee un peso volumétrico superior al del airesituado en la cima de una montaña, por lo que para una misma altura de aire, será mayor lapresión al nivel del mar que en mayor altura.La mayoría de los aparatos de medición de la presión usan la presión atmosférica como nivel dereferencia y miden la diferencia entre la presión real y la atmosférica, llamada presiónmanométrica.

Presión relativa es una presión superior a la presión atmosférica y se mide a partir de dichapresión, considerando como el cero a la presión atmosférica.

Vacío es una presión inferior a la presión atmosférica, midiéndose a partir de esta.

Presión absoluta es la presión total, real en un punto, por lo que su valor es la manométrica másla atmosférica. Su origen es el cero absoluto, por lo que es independiente del lugar y de lascondiciones atmosféricas.Un sistema para medir la presión atmosférica es el denominado “barómetro de mercurio”, queconsiste en un tubo largo de vidrio, lleno con mercurio y luego invertido dentro de una cubetaque contiene el mismo mercurio, tal como muestra la Figura II - 10.Esta aplicación se utiliza para conocer la presión P1 = P atmosférica, tal que:

Patm = p1 = qg (y2 - y1) = qgh

La columna de mercurio del barómetro tiene una alturade 760 mm aproximadamente, al nivel del mar, varian-do de acuerdo a la presión atmosférica.

La presión de una atmósfera (1 atm) es equivalente ala ejercida por una columna de mercurio de 760 mmde altura, a 0°C, sometida a la acción de la gravedadnormal (g = 9,80665 m/s2). La densidad del mercurioa esta temperatura es de 13.595,5 Kg/m3, por lo que:

1 atm = (13.595,5 kg/m3) (9,80665m/s2) (0.76 m) =

1 atm = 101.300 Newton/m2 =101.300 Pascal

1 atm = 101.300 Pa / 9,80 / 10 = 1,033 Kg / cm2



Por ejemplo, si la columna de un barómetro tiene una altura de “h” = 740,35 mm, la densidad esde 13.608 Kg/m3 a -5°C y la aceleración de la gravedad es ese lugar es de g = 9,7835 m/s2, ¿Cuál es, en ese lugar, el valor de la presión atmosférica ?Respuesta: Patm = 98.566 Pa

Las lecturas del barómetro a veces se expresan en torr. que es la presión ejercida por unacolumna de mercurio de 1 mm de altura, una lectura muy pequeña a veces usada en laboratorio.El manómetro de tubo abierto mide la presión manométrica. Consta de un tubo en forma de “U”lleno de líquido, abierto a la atmósfera por un extremo y por el otro conectado al sistema cuyapresión se desea medir.Ver Figura II - 11.

La presión manométrica (p1 - p2) es proporcional ala diferencia de altura en las columnas de líquido deltubo en U, de manera que:

(p1 - p2) = (p - p0) = qgh

de donde:

p = p0 + qgh

p = patm + qgh

La aplicación de los principios de los vasos comuni-cantes permiten disponer de un método de medición de los valores de la presión en distintospuntos de un conducto. Se utilizan los denominados tubos piezométricos, que consisten, enesencia, en un simple tubo abierto que se introduce en el fluido, el cual alcanza una altura “h” envirtud de la presión que posee.En la Figura II - 12 se puede observar dos situaciones utilizando tubos piezométricos.En el primer tubo de la izquierda (I) la presión en el punto A es:

P(A) = P atm + qg * h,

siendo Patm la presión atmosférica, (qg) el peso específico del líquido y “h” la denominada alturapiezométrica equivalente a la presión relativa (en exceso sobre la patm.)En el segundo tubo, (II) resulta el siguiente equilibrio, con respecto al plano C-C, donde laspresiones son iguales por estar sobre un mismo nivel en un mismo líquido:

P atm = P(B) + qg * h1

por lo que:

P(B) = P atm - qg * h1

No siempre es posible la aplicación de los tubos piezométricos para la medición de la presión, Elinstrumento más generalizado es el denominado “manómetro” con tubo de Bourdon.Eugene Bourdon construyó en el año 1835 el primer manómetro con el tubo que lleva su nom-bre. Este sistema consta básicamente de un tubo metálico, de sección ovalada, curvado según unarco de círculo y alojado dentro de una caja circular. La presión que se aplica al interior del tubohace que la sección de éste tienda a pasar a circular y, como consecuencia, a que el tubo sedesarrolle o enderece; este movimiento transmitido por medio de eslabones, palancas, un sectordentado y un piñón, hace girar una aguja sobre una esfera graduada, en kg/cm2 sobre la presiónatmosférica, por ejemplo.

En la Figura II-13 puede observarse un esquema del tubo y sus conexiones.



Temperatura

En la industria son utilizadas distintas unidades para la magnitud temperatura. A los efectos derecordar la relación entre los distintos sistemas, se adjunta un ábaco donde se visualiza la rela-ción entre grados Fahrenheit, Rankine, Kelvin y Centígrados.Las ecuaciones siguientes se utilizan para la conversión de grados centígrados y Fahrenheit.

°F = 9/5 (°C) + 32 °C = 5/9 (°F - 32)


MÓD. I - CAP. II: Pag. 1

MÓDULO I - CAPITULO II -YACIMIENTOS DE PETROLEO Y GAS

II-I - FORMACIÓN, MIGRACIÓN Y ACUMULACIÓN

El petróleo (aceite de piedra, del latín petra, piedra, y oleum, aceite) aparece ampliamente en latierra en forma gaseosa, líquida, semisólida o sólida, o en más de uno de estos estados en elmismo sitio.Los petróleos líquidos, denominados petróleos crudos, que se extraen de los diferentes campospetrolíferos, son de naturaleza muy variada, incluso en su apariencia externa. Así por ejemploexisten petróleos calificados de livianos, algunos de ellos prácticamente incoloros, otros de coloramarillento, de gran volatilidad y fluidez; otros de color negro de menor fluidez; otros de colornegro-castaño oscuro, extrapesados y viscosos y de extrema dificultad para fluir; algunos otrosque incluso solidifican a temperatura ambiente, dando lugar a una masa de consistencia semi-sólida.A pesar de estas diferencias externas, en algunos casos muy pronunciadas, los petróleos, consi-derados internamente, desde el punto de vista químico, se asemejan grandemente unos a otros,ya que todos están constituidos por hidrocarburos , es decir combinaciones de los elementosquímicos Carbono (C) e Hidrógeno (H), átomos que se combinarán entre si para formar lasmoléculas de los hidrocarburos. De estas combinaciones, surge una enorme variedad de posibi-lidades y de formación de compuestos análogos, denominados “familias” de hidrocarburos, quese van formando según la cantidad de átomos de carbonos combinados con átomos de hidróge-nos que formen la molécula.Dentro de esta complejidad se ha podido observar que los hidrocarburos más simples, cuyasmoléculas están formados por uno, dos, tres y cuatro átomos de carbono, no se mantienenlíquidos o sólidos, sino que se pueden considerar gaseosos a temperaturas normales y constitu-yen buena parte del gas natural que se encuentra en los reservorios de petróleo. Los hidrocarbu-ros que están compuestos por cinco (5) hasta aproximadamente quince (15) átomos de carbonose pueden considerar en estado líquido; y los superiores se consideran sólidos, con consistenciade una cera.

II-I-I - Origen y migración del petróleo

En general las teorías acerca del origen del petróleo aceptan su origen orgánico. Algunos sostie-nen que todo el petróleo se formó en el mismo lugar en que hoy se encuentra o en un lugaradyacente; otros sostienen que el petróleo a migrado de áreas de origen a áreas de acumulacióno trampa, donde actualmente se localizan. Para algunas teorías fue transportado por el agua quecirculaba, y para otras emigró, independiente del movimiento del agua. Cada teoría se basa enciertas evidencias y razonamientos que la fundamentan, así como también existen otros funda-mentos que se le oponen, pero lo que todas las teorías aceptan es que el proceso de formacióndel petróleo y gas se desarrolló durante millones de años.

El problema es tanto de tipo geológico como químico. El geólogo intentará dar con las causasque hayan podido motivar la acumulación, así como la influencia de los factores tiempo, tempe-ratura y presión, a los cuales se vio sometida esta materia original desde el momento de suformación, mientras que al químico le interesa esclarecer cómo ha podido tener lugar la transfor-mación de la materia de origen en petróleo, bajo tales condiciones.

La aceptación del origen orgánico se relaciona con la posibilidad de que en los mares antiguos,millones de minúsculos animales se fueron acumulando en el fondo de los lechos marinos y sefueron transformando en productos análogos al petróleo, al ser sometidos a alta presión por laacumulación de distintos estratos de terreno, por lo que se relaciona el origen del petróleo con ladescomposición de peces y otros animales marinos. Además es probable que junto con losrestos animales se hayan descompuesto al mismo tiempo sustancias vegetales arrastradas porlas corrientes de los ríos que desembocaban en los mares, ya que se han encontrado en elpetróleo, derivados de clorofila, idénticos a los que existen en las plantas.

En la figura N° II-1 se muestra una situación como la descripta, donde se esquematizan losconjuntos vegetales y animales que se van descomponiendo y acumulando en distintas capas desedimentos.

La deposición de restos de vegetales y animales en los lechos marinos, comprimidos al sercubiertos por varias capas de sedimentos de entre 2.000 y 5.000 metros de espesor (tales comoarcillas, arenas y calizas ) durante millones de años, en ausencia de aire y sometidos al calor dela tierra y a presiones elevadas, pudieron generar una transformación de los mismos que dieraorigen al petróleo líquido y al gas, que se ubicaron en los minúsculos espacios vacíos entre losgranos de rocas denominados “poros”. Ver Figura II-2

Figura II-1



Las arenas y arcillas depositadas sobre los lechos se fueron consolidando formando en algunoscasos rocas permeables y en otros impermeables. Sin embargo, los yacimientos petrolíferosverdaderamente grandes no se hallan en el lugar de su formación ( la materia orgánica finamentedividida se encontraría tan distribuida que la explotación práctica no sería posible). Solamentecuando el petróleo se vea arrastrado por una corriente de agua, o emigre por alguna otra causay se almacene posteriormente en una capa porosa, de roca arenosa o caliza, donde quede“entrampado” al alcanzar un estrato de terreno impermeable, tendrá lugar la formación de unyacimiento petrolífero realmente importante. De esta forma el petróleo queda en el subsuelo, noalmacenado en lagunas o bolsones, sino diseminado en las areniscas, dentro de sus poros, de lamisma manera en que el agua se aloja en los poros de una esponja.

Figura II-2

Estas “trampas geológicas” se conformaron producidas por movimiento regionales tectónicos,tales como un plegamiento, formación de montañas, aumento de calor u otra actividad ígnea quecreara diferentes alojamientos con formas diversas,como son los anticlinales, geocinclinales,fallas, intrusiones, domos etc. y hayanincrementado el movimiento yentrampamiento de los fluidoshasta la formación de los ac-tuales yacimientos oreservorios.

En las figuras N°II-3 y N°II-4se esquematizan diferentes es-tructuras geológicas y estratosafectados por movimientos de la tie-rra, que conforman entrampamientos paralas acumulaciones de hidrocarburos.

En esos lugares se encuentran actualmente alojados el petróleo, el gas y el agua de formación.Son lugares donde se cumplen una serie de factores que permiten establecer una especie de“marco geológico” que deberá respetar cualquier teoría referente a la formación y migración delpetróleo. Los límites de este marco se pueden establecer a partir de reconocer que casi todoslos yacimientos se dan dentro de un ámbito acuoso, lo que significa que la migración está muyrelacionada al movimiento del agua. Además las rocas reservorios que contienen petróleo sediferencian unas de otras de diversas formas, varían en su edad geológica, en su composición yen sus características.El petróleo, al ser más liviano que el agua, flota sobre esta y se difunde hacia arriba hasta que seencuentra con una barrera que le impida continuar. Debido a que, en el transcurso de los diver-sos períodos geológicos, pueden haberse formado continuamente nuevas capas de limo orgáni-co cubiertas por sedimentos arcillosos procedentes de ríos, los campos petrolíferos se compo-nen a menudo de varios horizontes o capas de petróleo situadas unas encima de otras, peroseparadas entre sí por zonas impermeables.

Figura II-4

Figura II-3



II-II - EXPLORACIÓN

La exploración consiste en la aplicación de técnicas de busqueda de yacimientos de petróleo y/o gas que deberían culminar con el descubrimiento de dichos yacimientos. En principio, se tratade localizar el lugar donde se considera que vale la pena perforar un pozo explorador y luego sedebe perforar dicho pozo con el objeto de confirmar o no la existencia de un reservorio.

Como ya hemos visto al desarrollar los temas anteriores, los estratos sedimentarios se localizanen grandes extensiones regionales con particularidades y características semejantes y se hanformado tanto en el fondo de lechos marinos por la acumulación de los materiales en suspensióncomo en la superficie de la tierra debido al arrastre de partículas sólidas por el viento, el agua oalguna otra fuente externa.

Estas grandes masas de sedimentos acumuladas en depresiones naturales de la corteza terrestreconstituyen las denominadas CUENCAS SEDIMENTARIAS, que pueden presentar dimen-siones de varios miles de kilómetros cuadrados y en las que tambien se acumulan materialeserosionados procedentes de otros lugares.

Dentro de estas cuencas sedimentarias se dan las condiciones apropiadas para la acumulaciónde hidrocarburos y pueden localizarse los distintos yacimientos productivos.

El problema es que no se cuenta con ningún método que permita en forma directa la localizacióndesde la superficie de los yacimientos de hidrocarburos y tampoco se conoce ninguna propie-dad física o química del petróleo o gas subterráneo que pueda ser medida desde la superficiedel terreno y que permita asegurar la presencia en el subsuelo de dichos hidrocarburos. Por lotanto, la búsqueda del petróleo y/o gas se realiza en forma indirecta, es decir que en vez deintentar desde la superficie detectar los hidrocarburos, primero se localizan las estructurasgeológicas que sean aptas para contener los hidrocarburos para luego proceder a la perfora-ción de pozos exploratorios que confirmen o no la existencia de los yacimientos. Tal como se havisto, éstos se encuentran alojados y entrampados en estratos que han sedimentado y acumu-lado a lo largo de millones de años. Estos estratos deben tener características especiales paraque puedan contener los fluidos, deben ser porosos y permeables y fundamentalmente consti-tuir en su estructura geológica alguna forma de «trampa» impermeable para evitar que los hidro-carburos sigan migrando una vez que se han formado.

El geólogo petrolero es una pieza clave en los fundamentos de la industria del petróleo, ya queésta depende totalmente del continuo descubrimiento de nuevos pozos y de la prolongación dela vida productiva de los pozos existentes.

Es así como la búsqueda del petróleo y/o gas comienza con diversas etapas de reconocimientode la superficie y de la estructura de la corteza terrestre, es decir que en un principio constituyeun objetivo de la ciencia denominada GEOLOGÍA, que buscará en primer lugar localizar ydimensionar las cuencas sedimentarias y dentro de ellas, los posibles yacimientos.

La detección puede comenzar desde la superficie, considerando que generalmente el subsueloes parecido a la topografía superficial. Frecuentemente, favorecidos por la conformación de lasuperficie, se pueden apreciar en los cortes de terrenos, montañas y cerros y en las elevacioneserosionadas, los distintos “estratos” que se han ido sedimentando, lo que sumado a un análisisgeológico de superficie, podrán identificar los primeros indicios de una cuenca sedimentaria.

En la figura N°II-5 se puede observar un afloramiento superficial de estratos plegados, que hanquedado descubiertos debido a la erosión de la superficie.

Ya hemos mencionado que los factores geológicos que intervienen en una exploración son esen-cialmente los que corresponden al reservorio, a la roca reservorio, a su espacio poral, a supermeabilidad y fundamentalmente a la trampa geológica. Una trampa es el resultado de diver-sas combinaciones de deformación de la corteza terrestre, (ya sea por plegamientos, vulcanismoo fallas) o el resultado de cambios en las características petrofísicas de las rocas.

Todos estos elementos se deberán tener en cuenta en la exploración y en la búsqueda de laszonas que estructuralmente sean aptas para contener reservorios de hidrocarburos. Es una eta-pa de alto riesgo económico, ya que probablemente muchas trampas que se cree que existenantes de perforar, no se verificarán luego con la perforación, así como varias que efectivamentese confirmen con la perforación de los pozos, pueden terminar siendo improductivas, es decir,sin contenido de hidrocarburos en cantidades comerciales. Asimismo, el simple descubrimientode un pequeño yacimiento de petróleo y/o gas puede no ser suficiente; tiene que haber suficientepetróleo y gas recuperable para justificar los costos de exploración, perforación de pozos im-productivos y explotación de los campos, además de arrojar las ganancias esperadas por losinversionistas.

Figura N°II-5



II-II-I - Ubicación de yacimientos

Si bien los hidrocarburos se encuentran en general en las cuencas sedimentarias, debido a laextensión de las mismas y a la complejidad geológica que implican, conocer la ubicación de unacuenca no es suficiente para asegurar la presencia de petróleo y/o gas en la misma; es necesarioefectuar otros tipos de estudios y determinaciones muy específicos para delimitar dentro de lacuenca, un área con estructura y condiciones favorables para contener uno o varios yacimientos.A pesar de la moderna tecnología aplicada y al desarrollo permanente de nuevas formas deestudio de la corteza terrestre, es imposible anticipar el lugar exacto y la profundidad a la que seencuentra una acumulación de petróleo que sea comercialmente explotable. Sólo perforandouno o varios pozos de exploración se podrán verificar los estudios indirectos y localizardefinitivamente los reservorios.

Un geólogo petrolero no ve físicamente un yacimiento; usa líneas de contornos y mapas paraexpresar sus ideas acerca de una posible localización de acuerdo a sus estudios, a fin deconsiderar que las rocas y la estructura son favorables para la existencia de depósitos de petró-leo en determinada área. Pero hasta que no haya perforado un pozo no sabe si ese área es unyacimiento que contiene petróleo o no.

La ubicación correcta del pozo para investigar una trampa es un problema totalmente geológico.Constituye la esencia de la geología petrolera donde confluyen aspectos tan diversos comoestratigrafía, sedimentación, paleontología, historia geológica, flujo de fluidos, geología estructu-ral, petrografía, geofísica, geoquímica etc. de manera de determinar las características de un áreaa partir de datos recogidos en superficie, de información geofísica disponible y de la suministradapor la perforación de otros pozos. Esta información se vuelca en mapas y cortes transversales,se la interpreta y se la traduce en una decisión acerca de cuál es el mejor lugar para perforar unpozo que penetre una trampa y descubra petróleo y/o gas.

Los pozos que se perforan en un yacimiento se pueden clasificar en diferentes grupos:

• Pozos exploratorios: son justamente los que se ubican donde se considera que es posibleque haya una trampa subterránea capaz de encerrar un yacimiento de petróleo y/o de gas, deacuerdo con los datos geológicos con los que pueda contarse.

• Pozos de avanzada: generalmente tienen por objeto conocer los límites del yacimiento yadescubierto, de manera de ir cuantificando las reservas y conociendo la extensión e impor-tancia de los reservorios.

• Pozos de desarrollo: son los realizados en el mismo yacimiento a fin de explotar sus reser-vas.

II-II-II - Estudios geofísicos

La GEOFÍSICA es la ciencia que se encarga del estudio de la estructura y composición delglobo terráqueo así como de los cambios que se producen en el mismo. Se divide en variasramas, cada una de las cuales constituye una ciencia por sí misma: la geodesia, referente altamaño y forma de la Tierra; la sismología, encargada del estudio de los terremotos; la tectónica,que estudia la estructura de la corteza terrestre; la oceanografía; la hidrografía; la glaciología y lameteorología. El gran número de problemas abordados por esta ciencia hace que los métodosempleados sean asimismo múltiples y estén en función del problema a analizar. Los estudiosrealizados en el ámbito de la geofísica han llevado a un conocimiento más profundo sobre elcomportamiento de la Tierra, lo que ha servido también de ayuda en la búsqueda de depósitosminerales, de petróleo y de gas natural.

Las investigaciones para la búsqueda de reservorios de combustibles están destinadas a locali-zar los lugares donde existen deformaciones o algún tipo de discontinuidad en la sedimentación,que indique la ubicación de lugares favorables para que en el pasado se haya producido unaacumulación de fluidos.

Para el estudio y monitoreo de la forma en que se ha dado la sedimentación, serán aprovecha-das las propiedades eléctricas, gravitatorias, magnéticas, sísmicas, térmicas y radioactivas quetienen las rocas.

El área de trabajo será determinada por la geología de superficie en base a la topografía einformación obtenida de fotografías aéreas y con la moderna incorporación de imágenes satelitales.Casi siempre los primeros pasos consisten en el sobrevuelo de centenares de kilómetros cua-drados para la toma de fotografías de superficie, de manera de construir mapas regionales yestudios de superficie con los que los geólogos pueden seleccionar las áreas más probablespara investigar directamente sobre el terreno. En dichas áreas se aplicará todo el desarrollo dela investigación, a fin de obtener mapas detallados mostrando posibles estructuras de los estra-tos del subsuelo donde se estime posible la existencia de formaciones porosas y estructurasgeológicas aptas para constituir los entrampamientos.

Antes de la perforación de los primeros pozos de exploración se realizan también investigacio-nes con el aporte de los geofísicos, especialistas en obtener información de la naturaleza yconformación de las rocas del subsuelo.

Existen una gran cantidad de recursos auxiliares de alta tecnología que están a disposición de lageología, de la geofísica y de la exploración, constituyendo verdaderas especializaciones.



Algunos de ellos son:

II-II-III - Gravimetría

La medición de la fuerza gravitacional tiene por fundamento el hecho de que la atracción debidaa la gravedad puede ser diferente en cada punto de la tierra, debido a que la misma depende dela masa de la corteza situada inmediatamente por debajo. Permite interpretar las diferenciassegún las ubicaciones de las lecturas y con las diferencias se puede aproximar la confección deun corte del lugar, asumiendo la distinta conformación de los diferentes puntos analizados. Esdecir que con la información recogida se puede elaborar con alguna aproximación, un mapa delsubsuelo.

II-II-IV - Magnetometría

Al igual que la gravedad, la tierra genera un campo magnético que atraviesa en mayor o menormedida, a todos los elementos. Este campo magnético se ve influido en la superficie por lasmasas rocosas que yacen debajo, en la corteza. Los geofísicos podrán medir este campo en lospuntos geográficos que se estén analizando y reunir mayor información para conformar unabuena aproximación de las condiciones del terreno en la sub-superficie y perfeccionar un mapa.Estas descripciones se utilizaban en zonas de nuevas exploraciones, aunque algunos métodoshan sido superados por equipamiento electrónico, información satelital y mediciones aéreas.

II-II-V - Sismografía

Las señales de sonido propagadas en ondas varían, por su frecuencia, en un espectro muygrande; pero con la finalidad de dar un ejemplo práctico, se puede pensar en la propagación deuna onda sonora que “rebota” sobre una pared o una montaña y se escucha con posterioridad eleco del sonido emitido.

La emisión de una señal en la tierra (ondas de impacto) se propagará según el tipo de terreno queatraviese, de tal forma que cada vez que esas ondas chocan contra diferentes estratos rocosos,serán reflejadas o devueltas a la superficie. Cada uno de estos reflejos se podrá detectar enmicrófonos especiales, llamados geófonos, distribuidos sobre la tierra según una distribucióndeterminada en líneas rectas. El registro del rebote se toma en cada geófono en función deltiempo de llegada a los mismos, y cada uno de éstos trasmiten por cable hacia cintas especiales,donde se graban los impulsos recibidos en un camión registrador. Estos impulsos se conviertenmediante computadoras en mapas sísmicos, y en función del tiempo que tardan en propagarselas ondas producidas a través de los diferentes estratos, se podrá estimar la forma de la sedimen-tación y sus deformaciones del subsuelo, profundidades de las capas reflectoras, fallas etc.

Para emitir la señal que luego será registrada en los geófonos, se pueden utilizar dos métodosdiferentes:

Figura N° II-7

Perforar un pequeño pozo, muy poco profundo y detonar en el fondo una determinadacarga explosiva, cuyas ondas serán recogidas por los geófonos.

Golpear la superficie del terreno con fuerte potencia mediante unos equipos hidráulicosproduciendo altas vibraciones, con determinada frecuencia, generando de esta manera la

señal necesaria para registrarsu respuesta mediante losgeófonos.

En la figura N°II-6 se pue-de visualizar un ejemplo deobtención de un datosísmico y en la figura Nº II-7 un equipo vibrador.

Este sistema unidireccionalha permitido por muchotiempo determinar con muybuena aproximación, los lu-gares donde puede haber unentrampamiento permitiendode tal manera, ubicar el lu-gar para la perforación de unpozo.

El avance tecnológico a per-feccionado el método, intro-duciendo una señal adicio-nal que se interpreta con unatercera dimensión, pudiendointerpretar los resultados nosolo en forma plana como

con la Sismografíaanterior, sino con laincorporación de latercera dimensión,permitiendo una ex-celente ubicaciónespacial del puntoanalizado. Este sis-tema es el que seidentifica como es-tudios sismográficos3 D



II-II-VI - Topografía, ubicación de pozos, locaciones.

Con el soporte técnico de toda la información generada por los análisis geofísicos, volcados enmapas geológicos y/o estructurales, se ubica el lugar donde se perforará el pozo exploratorio,teniendo en cuenta el lugar más favorable en función del tipo de explotación que se pretende.

Con la información de las coordenadas que ubicarán físicamente el lugar para perforar el pozo,se inicia la labor del topógrafo quien, partiendo de puntos trigonométricos conocidos o bien dereferencias del Instituto Geográfico Militar, (están en esas pequeñas torres instaladas en loscampos) o con la lectura de coordenadas satelitales de extraordinaria exactitud, ubica el pozo yseñala perímetros y área de operaciones de los equipos, es decir la locación del pozo y elcamino de acceso correspondiente.

El topógrafo considera además la situación topográfica de la superficie para la construcción de lalocación y el camino, dado que en lugares montañosos y quebrados se pueden presentar seriasdificultades que se solucionan desplazando algunos metros la ubicación original. Además seindican los volúmenes de tierra a mover teniendo en cuenta la orientación, pendiente del terreno,cortes y curvas, instalaciones y caminos existentes, guardaganados y alambrados, etc. Es muyimportante conocer la legislación vigente con referencia a las autorizaciones necesarias pararealizar cualquier actividad en terrenos que son privados, donde nada se puede hacer sin laautorización del propietario. Por lo tanto será tan necesario tener en cuenta las autorizacionescorrespondientes, como extremar las medidas para realizar el menor daño posible al medioambiente y a la vegetación.

Generalmente se planifica la construcción de la locación en función del tamaño del equipo queperforará el pozo, y la construcción del camino considerando hacer el menor daño posible alentorno y al medio ambiente y estudiando la posibilidad de que la línea de conducción se puedatender en las proximidades de la traza del camino.

Otro elemento necesario para la perforación es la pileta de tierra, lugar donde se depositan losrestos de terreno que van siendo perforados y la “inyección” o lodo de perforación que se utilizapara establecer el circuito hidráulico por dentro del pozo y traer a superficie los mencionadosrestos de terreno. En la actualidad, en muchos casos se reemplazan estas piletas de tierra porcontenedores portátiles encargados de recibir esos residuos, a fin de evitar la construcción de laspiletas sobre el terreno natural y disminuir el impacto sobre el medio ambiente.

II-III - MOVIMIENTOS DE FLUIDOS

Si bien el Operador de Producción y Plantas, generalmente es destinado a una zona queya ha sido desarrollada o que está en pleno desarrollo, es de fundamental importancia entodos los casos la interacción con el personal de reservorios, (reservoristas y geólogos), ycon los ingenieros y técnicos de producción, a los fines de participar activamente en ladeterminación de importantes parámetros a los que los Operadores deberán ajustarse du-rante la operación, como por ejemplo: las producciones potenciales que podrán esperarde los pozos. Asimismo, será de vital importancia para Reservorios contar con informa-ción directa y confiable de producción a fin de monitorear la evolución económica de losproyectos y de las reservas , de los que son responsables.

Por lo tanto, vemos como la interacción debe ser permanente y continua, no solo en laetapa de desarrollo sino durante la vida productiva del yacimiento, en la que losreservoristas, los geólogos, los ingenieros y técnicos de producción ayudarán a optimizar,a diseñar y a buscar nuevos proyectos de incrementos de producción y de recuperación yentre todos lograr la exelencia operativa y consecuentemente, la máxima rentabilidaddel yacimiento.

II-III-I - Clasificación de yacimientos

Se denomina genéricamente Yacimiento Petrolífero a toda clase de reservorio natural que en elmomento de su descubrimiento, y en las condiciones originales de presión y temperatura, con-tenga una mezcla de hidrocarburos líquidos.

Serán Yacimientos de Gas o Gasíferos, aquellos en los que las mezclas presenten unarelación de líquido a gas no superior a 13.21 galones de hidrocarburos líquidos por cada0.03 MMCF de gas, medidos en condiciones «estándar» (o de referencia) de 14,7 PSI y 59 ºFde temperatura.

Dentro de los Yacimientos de Petróleo, se pueden distinguir:

· Yacimientos sub-saturados: serán aquellos donde el sistema se encuentra en el reservorioen una sola fase líquida, es decir no presenta fase gaseosa. De este modo todos los hidrocar-buros, que en condiciones de superficie puedan ser gaseosos, en el yacimiento se encuentrandisueltos en la fase líquida. En estos yacimientos, la presión original debe ser superior o iguala la llamada Presión de Burbuja.

Se denominan sub-saturados porque la cantidad de gases disueltos en el sistema no es sufi-ciente para saturarlos en las condiciones originales de presión y temperatura y pueden per-manecer en fase líquida. Implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir



no hay capa de gas.

• Yacimientos saturados: serán aquellos que en las condiciones de presión y temperaturaoriginales contengan como sistema hidrocarburos en ambas fases, líquida y gaseosa. Se diceque un petróleo crudo está saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducirligeramente la presión se libera gas de la solución.

Existen otros tipos de yacimientos (en estado crítico, de condensado, alta presión, condensadossaturados, etc.) pero no es el objeto de este curso entrar en el detalle de los mismos.

Los dos que fueron enunciados, sub-saturados y saturados, son de relevancia porque re-presentan en buena medida los yacimientos más comunes, y su comportamiento está ínti-mamente ligado a la evolución de la presión con el tiempo.

Todos conocemos los efectos negativos de la liberación de gas en el fondo sobre lossistemas de extracción artificiales, efecto que se produce justamente porque la presiónevoluciona por debajo del punto de burbuja (liberación de gas) a condiciones de reservorio.

II-III-II - Mantenimiento de presión

Una regla básica recomendada para la explotación racional de un yacimiento, es que debepermitir la extracción del mayor volumen de hidrocarburos existente en cada reservorio.Idealmente, un reservorio continuo debería ser explotado manteniendo tanto como seafactible sus condiciones de presión originales, por lo que el mantenimiento de presionesdesde el principio debería considerarse en todos los casos.

Pueden existir reservorios discontinuos y/o lenticulares que no estén cubiertos por estaregla, salvo que por su magnitud cada lente constituya un verdadero reservorio separado.

El conocimiento temprano de nuestros yacimientos es importante para establecer algunasreglas básicas que hacen a su desarrollo, vinculadas: a la ubicación de los pozos; al distan-ciamiento entre los mismos; a la apertura o no de capas gasíferas que puedan modificarlas condiciones; a la aplicación de técnicas de estimulación; a la inyección de fluidos (gaso agua)en época temprana; etc.Pero también, de un buen conocimiento previo se han de determinar algunas reglas bási-cas para detectar condiciones operativas desfavorables que deberán ser evitadas durante lavida productiva del mismo, relacionadas con los regímenes.Por lo tanto, es seguro que todos estas cuestiones se han de desarrollar armónicamente en lamedida que se practique un serio trabajo en equipo e interactuado entre el personal afectado a

la operación de campo, el de ingeniería de producción y el de reservorios.

II-III-III - Movimiento de los fluidos

La condición para que un fluido se mueva de un lugar a otro es que exista una diferencia depresiones entre ambos lugares. Dicha diferencia debe ser superior a la resistencia queofrece ese fluido para moverse. El sentido del movimiento será en la misma dirección en quela presión disminuye.

En una cañería tal diferencia de presión puede darse por condiciones naturales (efectos dela gravedad por diferencias de altura)o bien, creadas artificialmente, como el incrementode presión por el trabajo de una bomba. Tal como se ha descripto es posible decir quebombear es crear una presión mayor a la disponible, mediante una herramienta adecuadapara ello (bomba). En la actualidad, se ofrecen en el mercado, tal cantidad de tipos debombas que se puede decir que se cubren todas las necesidades que existen de movimien-tos de fluidos. Es indudable que para crear una presión, necesitaremos una fuerza y laaplicación de ésta fuerza a la bomba podrá ser desde una simple palanca de mano hasta unpoderoso motor impulsado por cualquier tipo de energía.El concepto explicado es aplicable a instalaciones en superficie, en subsuperficie, sumer-gidas y, a todo lugar donde sea necesario transferir un fluido y para lograrlo, elevar lapresión.

Considerando el fluido dentro del yacimiento, existen varias fuentes de energía en losreservorios que permiten el movimiento hacia el pozo de los fluidos contenidos, al produ-cirse la perforación y consecuentemente la comunicación con las formaciones de petróleoy/o gas.

Algunas de estas fuentes de energía pueden ser:• Expansión monofásica de petróleo o de gas.• Expansión del gas disuelto.• Expansión del casquete de gas, en caso que existiera ese tipo de yacimiento.• Expansión del agua de la acuífera (empuje de agua)• Por gravedad, que debido a las diferencias de densidades entre los fluidos se produce

la segregación de los mismos.

Según el tipo de drenaje, es decir estas fuentes de energía de que disponen los fluidos paramoverse, será el comportamiento del yacimiento en el tiempo y la recuperación final oacumulada, por lo que resulta altamente conveniente identificar cuanto antes el tipo o lostipos de drenaje que gobiernan los reservorios, como para prever la recuperación prima-ria, la evolución de la producción y la aplicación de métodos de recuperación secundaria.

Si bien es menos probable que exista un solo factor que gobierne el drenaje y más probable queel resultado sea una combinación de varios de ellos con empujes simultáneos, se puede indicar



un orden de magnitud de la recuperación primaria de petróleo, (expresado como porcentaje ofracción del volumen originalmente presente que puede producirse por método de explotaciónprimaria solamente) en función de cuál es el tipo de drenaje que domine a ese reservorio.

Si el efecto dominante es el drenaje por expansión monofásica, la recuperación primariade petróleo será generalmente muy baja, del orden del 5%, considerando solamente estefactor.Si existe además una expansión por gas disuelto, la recuperación puede llegar a un 25%, yen aquellos yacimientos que cuentan con gas-cap, la recuperación puede ser del orden del40% como máximo.Los mayores índices de recuperación primaria se obtienen en los yacimientos cuyo drena-je es por empuje de agua, donde se pueden obtener valores máximos de 60/65%.

Como vemos, se pueden dar una gama de valores muy amplios que impactarán notable-mente sobre la rentabilidad de los proyectos. Por lo tanto es imprescindible que losreservoristas y los geólogos trabajen en el conocimiento de los criterios de identificaciónde los diferentes tipos de drenaje, en los métodos de previsión del comportamiento de losreservorios y en aprovechar las condiciones favorables de cada uno durante la vida pro-ductiva de manera de recomendar las mejores prácticas para una explotación racional.

La Figura II-8 muestra esquemáticamente las distintas fases que se pueden encontrar en unreservorio, entre las zonas de gas-petróleo y agua.

Figura II-8

II-III-IV Propiedades de la roca y de los fluidos

Las propiedades esenciales de un yacimiento petrolífero son: porosidad, permeabilidad, co-nexión con rocas madres y un cierre estructural sellado por una roca impermeable que forme unatrampa.

El petróleo se origina en rocas madres sedimentarias. Migra y se acumula casi exclusivamente enrocas sedimentarias que forman un reservorio. Por eso los geólogos se ocupan especialmente deconocer secuencias de sedimentación, de localizar e interpretar el medio ambiente en que ocu-rrió la sedimentación y los cambios que ha habido en la cuenca sedimentaria, especialmente deaquellas rocas que cumplan con la condición de ser porosa y permeable, tales como areniscas,calizas o dolomitas, aptas para la acumulación de hidrocarburos.Una roca reservorio es aquella que contiene un fluido y el rasgo principal de un reservorio es suporosidad: la roca debe tener huecos, espacios libres o poros, de determinados tamaños ynaturaleza, para permitir en que en los mismos se almacene el fluido (agua, petróleo y/o gas).Resulta muy importante para el geólogo y para el ingeniero, el estudio del espacio poral de lasrocas y de sus características, ciencia que se denomina Petrofísica. A veces es posible observara simple vista el tamaño y forma de algunos poros en recortes del terreno y testigos, pero lamayoría de ellos deben observarse con un microscopio.

El petróleo y el gas que llegan desde la roca madre a las rocas reservorios, al ser más livianosque el agua, migrarán hacia arriba hasta encontrar una zona impermeable, (trampa) que permitirásu acumulación hasta constituir un reservorio explotable económicamente. Sin embargo la poro-sidad sola no es suficiente; los poros deben estar interconectados para permitir el paso delpetróleo y del gas a través de la roca. Es decir que la roca debe ser permeable (debe tenerpermeabilidad) caso contrario no sería posible extraer el petróleo o gas acumulado.

La porosidad y la permeabilidad son dos de las principales propiedades de las rocas, que estáníntimamente vinculadas a la producción de fluidos. (Ver Figura II-9)

La porosidad es el volumen libre de la formación, no ocupado por roca. Se la expresa como unporcentaje o fracción del volumen total de la formación. Por ejemplo una porosidad del 15%significa que el 15% del volumen total, está libre de roca y podrá ser ocupado por los fluidos. Enla mayor parte de los yaci-mientos varía entre 5 y 30%y frecuentemente está entre10 y 20%. Generalmente seconsidera que una roca quetiene una porosidad inferioral 5% es descartable parauna explotación comercial.

Fig. II-9



La permeabilidad es una medida de la capacidad de la roca para permitir el flujo. Da idea de lacomunicación existente entre los poros, que gobernará la facilidad o no conque los fluidos pue-dan moverse a través del espacio poroso. La permeabilidad se expresa mediante la ley de Darcyy sus unidades son el darcy o el milidarcy.Entre las propiedades de los fluidos que afectan directamente al movimiento de los mismos, estála viscosidad, que da idea de la facilidad o dificultad para su flujo, de la resistencia del mismo amoverse. Se mide en varias unidades, según el sistema seleccionado, pero es frecuente que laviscosidad del petróleo se exprese en poise o centipoise y en segundosSaybolt Universales o Furol).

La movilidad combina los conceptos de permeabilidad y viscosidad, para describir lafacilidad que tiene un fluido para moverse dentro de un yacimiento. Es la razón entre la per-meabilidad y la viscosidad.

Cuando se perforan pozos en yacimientos de gas y de petróleo, se produce gas, petróleo yfrecuentemente agua, lo que reduce con el tiempo la presión original del yacimiento permitiendoque el petróleo y el gas restante se expandan y ocupen el espacio vacante dejado por los fluidosproducidos. Si las formaciones están en contacto con estratos acuíferos, a medida que la presióndisminuye debido a la producción, el agua de esos estratos invade el reservorio y hace disminuirla 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 aliberarse y se transforma en trabajo.

Se comienza a formar una zona de menor presión alrededor del pozo; se estableceun gradiente de presión y el fluido comienza a migrar hacia las paredes del pozo (Figura II-10).

Figura II-10

Si denominamos Pe a la presión estática medida frente a la formación después de un períodosuficientemente largo de cierre y Pf a la presión de fluencia medida en la misma profundidadluego que el pozo haya producido a caudal constante por un tiempo determinado, denominamoscaída 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 declinarápidamente por cada metro cúbico que se produce. Si la energía del reservorio es grande, seproducirán grandes cantidades antes de que haya una reducción apreciable de la presión. Natu-ralmente en la práctica se dan todos los matices intermedios.

Como resumen de estos conceptos, tengamos claro que los parámetros que en mayor medidagobiernan la cantidad de fluido son la porosidad, como propiedad de la roca, y la presión a laque están sometidos, mientras que los que regularán los caudales a extraer son: la permeabilidadde la roca, los gradientes de presión que se establezcan, la viscosidad de los fluidos y lassaturaciones de agua a la que se encuentren.

Si medimos Pf a diferentes regímenes de producción y al mismo tiempo medimos los caudalesproducidos en superficie, podemos realizar gráficos (Caudal vs Presión) que ilustran el compor-tamiento de los caudales frente a una variación determinada de la presión. La forma de la curvaque puede obtenerse puede ser del tipo de la Figura II-11.

Figura II-11



II-III-V - Indice de productividad

A menudo se utiliza un índice, denominado Índice de Productividad, para indicar la “perfor-mance” de un reservorio, ya que se expresa como el número de barriles/día o m3/día (caudaldiario producido en condiciones de tanque en superficie), por cada unidad de caída de presión(libras/plg2 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 deproducir; de responder a una disminución de la presión de fluencia. Puede variar y depen-de 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, adistintos regímenes de producción, el caudal producido en superficie y la presión de fluenciafrente al punzado productor. Generalmente se toma una presión de fluencia calculada apartir del nivel dinámico estabilizado al que trabaja el pozo, por lo que los valores nocorresponden a una sola formación, sino en conjunto a todo el pozo.Al registrar estos datos para determinar el índice de productividad, es muy importante quese tomen luego de un período de estabilidad largo, como para asegurar que esa condiciónes de suficiente equilibrio como para que sea representativa del régimen establecido.

El petróleo en sí mismo carece de energía que le permita auto-producirse. Esa energía disponi-ble la entrega la energía potencial de la presión del reservorio que se encuentra almacenada enlos fluidos comprimidos.Al producirse un gradiente hacia el pozo, para que se produzca el movimiento de losfluidos es necesario vencer dos resistencias principales:

a) Las fuerzas internas, llamadas interfaciales, que mantienen a los fluidos dentro de losporos.

b) La resistencia al movimiento, por viscosidad del gas y del petróleo.

En un gráfico presión vs caudal podemos obtener una curva como la de la Figura 1.4.

Figura I-4

En esta figura cuando la presión de fluencia iguala a la presión estática, el movimiento no seproduce, no hay diferencia de presiones y por lo tanto Q = cero. (es el punto sobre la ordenadapara Pf = Pe).En el otro extremo, cuando la presión de fluencia es cero (el gradiente de presión es máximo)nuestro caudal será también el máximo posible, y obtenemos Qt.Este valor teórico para Pf = 0 es impracticable, y por lo tanto para nuestro análisis tomamos unvalor Pf1 y obtenemos un valor de caudal Qo.

Hemos supuesto que la diferencia Pe - Pf1 es suficiente para vencer las fuerzas internas interfacialesy las resistencias al movimiento por la viscosidad. Pero en los alrededores del pozo, concentra-das en las cercanías de las paredes, se producen resistencias adicionales al movimiento (nooriginales al yacimiento) debido a prácticas de perforación y de terminación de los pozos y delos fluidos utilizados durante estas operaciones. Estas resistencias adicionales son denominadasefecto pelicular o daño de formación.Estas nuevas resistencias tienen el efecto de cambiar la respuesta del caudal frente a la presiónde fluencia, cambiar la forma o pendiente de la curva y disminuir el caudal potencial a producirpara la Pf1 dada, por ejemplo al valor Q1 (menor de Qo).

II-IV - COMPORTAMIENTO EN EL RESERVORIO

II-IV-I - Características de la roca reservorio

Los fluidos contenido en los reservorios son el gas, el petróleo y el agua.

En las trampas los fluidos se distribuyen en estratos de acuerdo al peso específico de cadafluido.

Agua intersticial es la que se considera que ha permanecido en la roca desde la deposición dela misma y que se ha adherido con tanta fuerza a las superficies que no resultó desplazada en el



período de acumulación del gas y delpetróleo y tampoco durante la produc-ción. (A menudo es denominada aguafósil o agua singenética).

Agua libre constituye también agua con-finada, pero lista para fluir hacia el lugardonde disminuya la presión. Es el aguaque ha sido desplazada por la llegadadel gas y del petróleo y que será tam-bién movilizada durante la producción delos fluidos.

En la Figura II-12 se puede apreciar un esquema de un poro en una arenisca que muestra losgranos de arena tapizados por una película de agua y al petróleo con su gas disuelto ocupandolos espacios internos dentro de los poros más grandes.

En la Figura II-13 se muestra una relación típica entre el gas, el petróleo y el agua en una rocareservorio; en este caso se presume que los fluidos del reservorio son gas libre, petróleo congas disuelto, petróleo y agua intersticial y libre.

Figura II-12

Figura II-13

Desde el punto de vista de la producción de los fluidos, las propiedades físicas influyentes son laviscosidad, la densidad y la tensión superficial. Las dos primeras gobiernan fundamentalmente elmovimiento, tanto dentro de los reservorios como en las cañerías de producción y de superficie,mientras que la tercera, influye preponderantemente sobre la recuperación.

Estas propiedades físicas varían con la temperatura y la presión, a pesar de que los fluidospuedan ser semejantes desde el punto de vista químico; son muy diferentes las propiedades aelevadas temperaturas y presiones que prevalecen en las capas más profundas, de las que ca-racterizan en zonas menos profundas o en fluidos recuperados en la superficie.

II-IV-II - Composición química del petróleo

“Petróleo”: mezcla fluida de hidrocarburos y de pequeñas cantidades de azufre, nitrógeno,oxígeno y otros elementos. Pueden encontrarse tanto en estado líquido como gaseoso, y duran-te su explotación cambian continuamente la relación entre ambas fases, pudiendo pasar unaparte del petróleo líquido al estado gaseoso. Un hidrocarburo se puede definir como una sus-tancia orgánica binaria, exclusivamente compuesta por dos elementos, carbono e hidrógeno.Son tan amplias las distintas posibilidades de combinación posible, alterando la cantidad deátomos presentes y la forma de combinarse, que se conocen innumerables hidrocarburos dife-rentes.

Hidrocarburos normales o parafinas

Las uniones se presenta en líneas formando cadenas abiertas. El más elemental es el metano(CH4). A este grupo le corresponde la fórmula abreviada CnH2n + 2 y se los denomina hidrocar-buros normales o parafinas.

Las propiedades físicas varían siempre más o menos uniformemente a medida que aumenta elnúmero de átomos de carbono.

Los cuatro primeros componentes de esta serie, metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8)y butano (C4H10), son gaseosos en condiciones estándar de presión y temperatura (1 atm y 15ºC) , a pesar de que en los yacimientos pueden permanecer algunos de ellos como líquidos.Debido a la temperatura crítica de estos cuatro elementos (recordando que para el metano es de–85,7ºC; para el etano +33ºC; para el propano +99,7ºC y para el butano +133,9ºC), se com-prende que debido a las condiciones que rigen en los reservorios nunca se encontrará al metanoy al etano en estado líquido, mientras que es probable que estén como líquidos el propano y elbutano. Desde el pentano (C5) hasta el hexadecano (C16) inclusive son líquidos y los hidrocar-buros parafínicos superiores son cuerpos sólidos en las mencionadas condiciones.

No solamente existen cadenas lineales (normales) sino también cadenas ramificadas, que sonllamadas isoparafinas. A medida que aumenta el número de carbonos, crece rápidamente elnúmero de isómeros posibles, que es justamente la razón por la que existe tal cantidad dehidrocarburos diferentes.



En las tablas siguientes se pueden observar diversas características de algunos hidrocarburosparafínicos.



Cicloparafinas o naftenos

Otro grupo importante es el constituido por los llamados hidrocarburos en anillo o cíclico(pueden tener uno o más anillos) en cuya fórmula estructural los átomos de carbono estánligados entre sí formando un circuito cerrado. Se los llama hidrocarburos de cadena cerrada ocíclicos, cuya variedad saturada se conoce con el nombre de cicloparafinas o naftenos.

En el petróleo crudo se encuentran predominando los ciclos penta y hexagonales, derivadosdel ciclopentano (C5 H10) y ciclohexano (C6 H12) y les corresponde la fórmula abreviadaCnH2n. El ciclopentano se encuentra como gas en el reservorio y todos los demásmononafténicos conocidos son líquidos.

Hidrocarburos aromáticos

Finalmente, otro grupo de hidrocarburos lo constituyen los aromáticos, que se representanordinariamente por un anillo hexagonal con tres dobles enlaces alternantes o conjugados. Estosaromáticos se derivan del benceno, cuya fórmula abreviada es C6H6 y un derivado del mismo esel conocido como tolueno (C6H5 – CH3). Se corresponden a la fórmula CnH2n – 2 .

No existe ningún hidrocarburo aromático que sea gas a presión y temperatura atmosféri-ca; además el compuesto más simple, el benceno, tiene un punto de ebullición de 80ºC.

II-IV-III - Relaciones de fases en el reservorio

Las diferentes sustancias del reservorio petrolífero, que están en un estado de equilibrio cuandose descubre un yacimiento son la roca reservorio, el agua, el gas natural y el petróleo crudo.

Una fase incluye todas las partes de un sistema que tienen las mismas propiedades y lamisma composición.En la Figura II-13 puede observarse un diagrama del sistema bajo dos variables, temperatura ypresión. El diagrama muestra las tres posibles fases simples (hielo, líquido y vapor), los tresequilibrios de dos fases (hielo-vapor a lo largo de la linea AO, hielo-líquido a lo largo de la líneaOC y vapor-líquido a lo largo de OB, que culmina en la temperatura crítica Tc) y el punto O,donde las tres fases están en equilibrio.

El punto O es denominado punto triple.

En el caso del petróleo (mezcla de sustancias) la fase en las que cada una de esas sustanciasaparece en un momento determinado, está dada comúnmente por la presión y la temperatura ypor otras variables tales como concentración, densidad y volumen, por lo que concretamenteéstas deben especificarse para poder definir las fases.

En la fase gaseosa podemos encontrar:1) el cuerpo gaseoso (metano y etano) que no pueden condensarse en el subsuelo por elevadaque sea la presión, debido a que su temperatura crítica queda por debajo de la temperaturamínima que puede encontrarse en el reservorio y2) vapores de hidrocarburos – propano, butano y más pesados – que tienen temperaturascríticas muy superiores a las que rigen en el subsuelo y que por lo tanto también puede encon-trarse como líquidos cuando la presión es suficientemente alta. En los yacimientos en que seencuentra solamente la fase gaseosa, la proporción de vapores suele ser muy pequeña, comoocurre en reservorios de gas seco

En la fase líquida del petróleo, se puede considerar:1) el cuerpo líquido formado por una muy numerosa cantidad de hidrocarburos que se encuen-tran íntimamente disueltos entre si;2) un adicional gaseoso, constituido en su mayoría por metano y etano. Otros elementos quepueden estar incluidos son absorbidos e incorporados a la fase líquida y dejan de manifestarsecomo productos gaseosos, siempre que ambas fases estén en contacto, por lo que para cadapresión y temperatura regirá un determinado estado de saturación en el proceso de absorción.3) un adicional sólido formado por una cantidad mas o menos numerosa de hidrocarburos,algunos saturados y puros (parafinas) y otros no saturados, y con compuestos de azufre, comoel caso de los asfaltos que por su punto de fusión superior a la temperatura reinante deberíanencontrarse en estado sólido en forma separada, pero se encuentran disueltos en el cuerpolíquido y han tomado este ultimo estado.

Figura II-13



II-IV-IV - Tensión de vapor

Se ha adoptado una medida estándar llamada pre-sión o tensión de vapor REID (RVP) que es fre-cuentemente determinada para el líquido utilizandotécnicas del ASTM a 100ºF.

Un aparato utilizado para la determinación de la RVP(Reid Vapor Pressure) comprende un recipiente parala muestra, una cámara de aire de aproximadamentecuatro veces el volumen del recipiente, un baño ter-mostático a 100 ºF y un manómetro.

En la Figura I-18 se observa un equipo de estas ca-racterísticas.

Se llena el recipiente con el producto a analizar, porejemplo una gasolina, y se la conecta con la cámarade aire. El conjunto se agita periódicamente mientrasse lo coloca en el baño termostático. El manómetroda una indicación de presión que se estabiliza al al-canzar el equilibrio. Este valor límite de presión midela tensión de vapor Reid, que se expresa por ejemplo en PSI o en gr/cm2.

El ensayo de tensión de vapor es muy importante pues indica, de una manera indirecta, el con-tenido en productos muy ligeros que condicionan la seguridad durante el transporte, las pérdidasen el almacenamiento y la volatilidad del producto.

Existen numerosos diagramas que representan las curvas de tensión de vapor de los hidrocarbu-ros puros, que se utilizan en todos los problemas relativos al resto de hidrocarburos ligeros, noasí a los más pesados o complejos.

La Figura II-14 muestra una correlación aproximada de la cual se puede determinar la presiónde vapor a distintas temperaturas y presiones.

Figura I-18

Se puede observar que para una temperatura de 60ºF el líquido tendrá que tener una presión devapor de 29 psi RVP si se lo quiere almacenar. La máxima temperatura que podrá tenerse seráde 100ºF para tener 14 psi, para no tener pérdidas.

Figura II-14



II-V - CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS EN EL TUBING

En el fondo de pozo se acepta la existencia, en términos generales, de gas libre, gasdisuelto en el petróleo, petróleo y agua.

Cuando los fluidos ascienden en la columna de tubing, una vez alcanzada la presión desaturación, se produce un desprendimiento de gas a medida que disminuye la presión, lo que setraduce en un incremento en la relación gas-petróleo y en una disminución en la densidad de lacolumna.

El desprendimiento de gas da lugar a la formación de espuma, que en sentido ascendentese convierte en flujo a borbotones, como resultado del encuentro del petróleo que escurre porlas paredes del tubing, (llamado flujo anular) y el gas liberado de la espuma, para transformarsefinalmente en una verdadera niebla, por aumento gradual de la relación gas-petróleo, al acelerar-se la velocidad de la columna.

La energía disponible en un pozo, se consume de distintas maneras conforme a los facto-res que intervienen:• Energía consumida para elevar el fluido desde el fondo del pozo hasta el tanque colector.Este valor depende fundamentalmente de la densidad del fluido y de la altura de elevación.• Energía consumida en conferir velocidad al fluido, es decir, en acelerarlo desde la velo-cidad mínima que tiene en el fondo a la máxima que tiene normalmente en la boca.• Energía consumida en el cambio de estado de ciertas fracciones livianas de líquido a gas,con pérdida de presión.• Energía consumida en la liberación del gas disuelto, como consecuencia de la disminu-ción de presión.• Energía consumida por fricción con las paredes de las cañerías, codos, tes, etcétera.• Energía consumida por frotamiento interno del fluido y sus partículas, a medida queascienden.• Pérdida de energía por resbalamiento del gas respecto del petróleo.• Pérdidas imputables a torbellinos que se producen en válvulas, codos, etcétera.

• Comportamiento en el fondo del pozoCabe hacer especial mención a los siguientes parámetros: a) presión estática de fondo;b) índice de productividad; c)relación gas-líquido y d) relación agua-petróleo.

a) La presión estática de fondo es un índice de la energía que posee el pozo.

b) El índice de productividad es el caudal capaz de ser producido por el pozo en m3/día (barri-les/día) por cada Kg/cm2 (lbs/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 dela presión de saturación; el IP se mantiene aproximadamente constante. Cuando la presión des-ciende por debajo de dicho punto, la capa presenta saturaciones de gas y por tanto el IP varía.La curva representativa de las producciones en función de la presión (IPR) se mantiene linealhasta llegar a la saturación, por debajo de ésta deja de ser una recta.

c) La relación gas-líquido, mientras la presión dinámica está por encima de la presión de satura-ción y el caudal de agua no varía, mantiene las condiciones de elevación en forma uniforme. Peroa medida que prosigue la explotación una vez que la presión de formación ha descendido pordebajo de la presión de saturación, dicha relación cambia, aunque se mantengan óptimas lascondiciones de operación.

d) La relación agua–petróleo. Lo expresado anteriormente muestra claramente que si varía laproporción de agua respecto al petróleo, cambia la relación gas-líquido, y aumenta la densidaddel 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 laformación hacia el pozo, una determinada presión en la entrada del «tubing». Cuanto menor seaesta última, mayor será la velocidad con que entra el fluido al pozo y por consiguiente el caudal,pero contrariamente, si dicha presión en la entrada del «tubing» es reducida, la capacidad paraelevar el fluido a la superficie en flujo vertical se reduce. Por consiguiente, en cuanto a loscaudales, ambos flujos son antagónicos en lo que se refiere a como actúa sobre ellos la presiónen la entrada del «tubing».


MÓD. I - CAP. III: Pag. 1

MÓDULO I - CAPITULO III - PERFORACIÓN Y SISTEMAS DE EXTRACCIÓN

El objeto de perforar un pozo es conectar los lugares donde están acumulados loshidrocarburos con la superficie para luego proceder a extraerlos, una vez que se hayan montadolos equipos y las instalaciones necesarias. Dicho de otra forma, se trata de cavar un agujerodesde la superficie hasta alcanzar la formación productiva.

Los equipos de perforación son máquinas compuestas por varias partes, para que seaposible su transporte. El tamaño, de por si muy grande, estará en función de la profundidadpromedio de perforación y se mide en potencia “HP” y en robustez y tamaño de la torre.

Los componentes de un equipo común para perforar en la cuenca del golfo San Jorge sonlos siguientes:

·Torre o mástil·Subestructura, contiene la mesa rotativa y el piso de trabajo.·Cuadro de maniobras, Es el conjunto de motores, tambores y comandos.·Elementos de seguridad como BOP y otros elementos de control·Canastos para transporte de barras de sondeo y portamechas·Bombas. De gran tamaño para circular el lodo de perforación.·Piletas para preparar y contener el lodo de perforación.·Usinas para abastecer de energía eléctrica al conjunto.·Tanques de combustible para alimentar los motores.

·Tanques de agua para el lodo.·Traylers para alojamiento sanitarios ylaboratorios.

La figura N°III-1, es una fotografía de un equipode perforación montado, donde se puede observar latorre y el piso de enganche, la subestructura y la locacióncon caballetes, cañerías, equipos, sector de trailers, etc.

Figura III-1

La figura N° III-2 es una vistadel sector donde trabaja el ma-quinista y los hombres de bocade pozo. Se observan el vásta-go y el buje de impulso, el tam-bor de arrollamiento del cabledel aparejo, distintas llaves y unpozo auxiliar de alojamiento debarras.

La torre de un equipo y laubicación de la columnaperforadora, (portamechasy barras de sondeo) apo-yadas en el piso y coloca-das en los “peines” del pisode enganche, se puede ob-servar en la figura N° III-3.

Figura III-2

Figura III-3

El ensamble y montaje del equipo se practica ya en la posición de trabajo. Según el tamañodel equipo, el montaje insumirá entre 8 y 24 horas, debiendo tener en cuenta previamente elestado de los caminos y la existencia de curvas cerradas; cables que cruzan caminos, sobre tododentro de los yacimientos; permisos especiales para recorrer rutas con equipo pesado, etc.

Debe tenerse en cuenta que existe una enorme diferencia en tamaño entre un equipo capazde perforar 1500 metros y otro para 6000 metros, y que esta diferencia se nota fundamentalmenteen la cantidad de cargas que se movilizan cuando se realiza un transporte de equipo.



III-I) TÉCNICAS DE PERFORACIÓN

La técnica de perforación rotativa, consiste en ir bajando progresivamente dentro del pozo,una herramienta cortadora del terreno, denominado “trépano”, conectado a unas barras deacero, de sección cilíndrica, de aproximadamente 12 metros de largo, que se van agregando,empalmándolas unas a otras, a medida que se avanza en la perforación. El efecto de corte delterreno lo realiza el trépano, que gira a alta velocidad debido a un movimiento de rotación que sele imprime desde la superficie. (Por eso se denomina a esta técnica, perforación “rotativa”).

La columna de barras termina en el extremo superior, en la superficie, en una barra, perode sección cuadrada, denominada «vástago de perforación», que es el encargado de imprimir elmovimiento rotativo a la columna y consecuentemente al trépano. Ver Figura III-4.

A su vez, el vástago recibe el movimiento giratorio de un “buje de impulso” o “mesa giratoria”,pasando a través de ella (ver Figura III-5) para luego, transmitírselo a toda la columna unida delmismo.

Figura III-5Figura III-4

III-I-I - Columna perforadora:

Se denomina “columna perforadora” al conjunto de los elementos que se van bajandoa pozo durante la perforación, es decir el trépano, las barras que se van empalmando y elvástago. Los tubos que se van agregando son de dos clases distintas; unos más pesados yrobustos, denominados “portamechas”, de los que se colocan unos pocos en la parte inferior,conectados al trépano o “mecha”; y otros más livianos, llamadas “barras de sondeo” o “barrasde perforación”, que son los que se agregan a medida que avanza el trépano. El conjunto deestos elementos, trépano, portamechas, barras de sondeo y vástago, forman una columnaque, con el agregado de las barras, llegará a la profundidad deseada a medida que avanza laperforación. Es lo que se denomina columna de perforación cuyas funciones principales son:permitir que el trépano avance en profundidad al ir agregando barras enroscando unas a otras;imprimir el sentido de rotación al mismo a través del vástago en superficie, de sección cuadrada;brindarle peso al trépano a través de los portamechas; permitir que por el interior hueco de lacolumna circule un fluido que levantará los restos de terreno al retornar a superficie.

Existe una enorme gama de diferentes tipos de trépanos que se adaptan prácticamente atodas las diferentes condiciones de terreno y de trabajo y con mínimos desgastes, de manera quees cada vez más frecuente perforar pozos utilizando un solo trépano. En la figura N’ III-6 seobserva un típico trépano a dientes para formaciones blandas a medianas, mientras que en lafigura N’ III- 7 se trata de un trépano con insertos de diamantes industriales para formacionesmuy duras. En ambas figuras se pueden ver las boquillas, lugar por donde salen los chorros deinyección en forma de jet, e impactan sobre el terreno.

Figura III-8

Figura III-6 Figura III-7Los portamechas son tubos muy robustos y pesados que

se usan para darle peso al trépano y rigidez al conjunto. Secolocan inmediatamente arriba del trépano y la cantidad a usardependerá directamente del peso máximo a aplicar sobre eltrépano. Los portamechas de uso más frecuentes son dediámetros entre 10 cm y 25 cm y pesan desde 700 kg hasta3.000 kg cada portamecha (algunos extrapesados alcanzan los6.000 kg de peso cada uno), lo que da una idea clara del tipo de elementos que hay quemovilizar en estos equipos y su potencial peligrosidad.

Las barras de sondeo son los tubos que unen los portamechas con el vástago en superficie,y se van agregando unas enroscadas a otras, a medida que avanza la perforación. Existen endiámetros desde 6 cm hasta 14 cm, y pesan desde 70 kg hasta 270 kg aproximadamente cadabarra. En la figura N’ III-9 se observa en primer plano una serie de robustas portarnechasubicadas en la subestructura, y en segundo plano barras de sondeo.

En la figura N’III-10 se pueden ver las barras de sondeo sobre los caballetes, antes de serutilizadas en la perforación.

En la figura N’ III- 8 seobserva un trépano enroscadoa un portamechas, a punto deser bajado en el pozo en elextremo de la columnaperforadora.

Figura III-9

FiguraIII-10



III-I-II) Fluido de perforación

Llamados lodos de perforación o barro, también se identifican con el nombre más conocidode «inyección «, se trata básicamente de una mezcla de agua (preferentemente dulce) con unaarcilla (bentonita) a la que se adicionan otros productos químicos a fin de darle las característicasnecesarias para que cumpla adecuadamente con sus funciones. En la figura N’III-11 se puedeobservar la consistencia y características que toma la inyección una vez preparada.

Este fluido se prepara antes de comenzar laperforación propiamente dicha, en piletas metálicasubicadas estratégicamente al lado del equipoperforador, y se envía a presión por el interior delvástago, de las barras de sondeo y de losportamechas, es decir que el lodo viaja por adentrode la columna perforadora hasta el fondo del pozo,donde atraviesa el trépano y sale por unos orificiosque tiene el mismo, provocando un «efecto jet», talcomo se ve en la figura N III-12.

Al salir la inyección en forma de “jet”impacta fuertemente sobre el terreno, en el frentedonde el trépano está rompiendo y horadando elmismo, y, merced a la presión con que está siendoinyectado desde superficie, vuelve hacia arribapor el espacio entre las paredes del pozo y lacolumna perforadora (espacio anular) arrastrandolos recortes de terreno que rompió el trépano.

Figura III-11

Figura III-12

Una vez que llega a superficie, al lodo se lo hace pasar por una «zaranda» vibratoria o mallade alambre, (donde quedan los restos de terreno más grandes) para luego ser dirigido a otraspiletas de superficie que forman parte del circuito hidráulico de superficie, donde al lodo se loacondiciona para poder enviarlo nuevamente al interior del pozo.

En las piletas que forman parte del circuito de inyección en superficie, a la inyección se lahace pasar por unos equipos especiales, denominados «desilter» «desarenador» (Figura N°III-12), que son los encargados de eliminar los sólidos más finos, dejando al lodo otra vez encondición de ser bombeado nuevamente al pozo.

Figura III-12

De esta manera se completa el circuito hidráulico: piletas; bombas; columna perforadora;trépano; fondo de pozo; espacio anular; superficie; piletas y nuevamente las bombas, tal comose observa en el esquema de la Figura III-13

Figura III-13



La “inyección” debe ser controlada cuidadosa y continuamente durante la perforación.Para este control existen en el equipo diversos elementos y materiales que conforman un verdaderolaboratorio de lodo, donde los especialistas realizan el seguimiento y van monitoreando la inyecciónque llega a superficie proveniente del fondo del pozo, a fin de advertir los cambios y tomar lasmedidas correctivas que correspondan.

Las principales funciones específicas que debe cumplir todo lodo de perforación o inyección,son las siguientes:

·Recoger los cortes de terreno (detritus o cutting) producidos por el trépano y transportarlosa la superficie.

·Mantener en suspensión las partículas de sólidos, cuando la circulación es interrumpida.·Lubricar y enfriar el trépano.

·Mantener la presión hidrostática necesaria para tener el pozo controlado. Si las presionesa las que los fluidos (petróleo, gas o agua) están contenidos en las formaciones son superioresa la de la columna del lodo, aquellos surgen y llegan a superficie, con una intensidad quedepende de la presión que tengan. Estas surgencias pueden ser, en el mejor de los casos,controladas por los equipos de superficie, pero también puede ser que este control no seaposible y se produzca el accidente más serio que hay en la perforación, que es el descontroldel pozo.

· Incorporar un revoque a las paredes del pozo para que no se derrumben, ya que en elmomento en que el trépano atraviesa la formación, ésta pierde el soporte natural y susparedes tienden a derrumbarse, sin ser posible mantener el pozo estable. Este derrumbeno sólo es perjudicial pues no permite mantener el diámetro del pozo, sino que es peligroso,porque puede aprisionar el trépano y la columna perforadora y traer serias complicacionespara la operación.

III-II) POZO GUIA

En los primeros metros de perforación, se encontrarán problemas tales como capas deagua, canto rodado suelto y de gran tamaño, huecos en forma de cavernas, piedras y/o arenasno consolidadas, que entorpecen el trabajo de perforación, pueden provocar derrumbes y almismo tiempo contaminarán rápidamente la inyección.

Para evitar estas situaciones durante toda la perforación y además para trabajar conseguridad, se perfora un primer pozo (pozo guía), que puede tener entre 50 y 300 metros deprofundidad, con un trépano de 13,3/4 pulgadas (35 cm.) ó 12,1/4pulgadas (31 cm.) de diámetro.Luego de alcanzada la profundidad deseada se baja una cañería (cañería guía) con la que seentubará dicho pozo, es decir, se bajan caños (casing), de menor tamaño que el del pozo,normalmente de 9, 5/8 pulgadas (24 cm) de diámetro, hasta este primer fondo. Luego debajados estos caños, se bombea cemento por el interior de los mismos hasta que llegue al fondoy vuelva hasta la superficie por el espacio anular, o sea por el espacio que queda entre el terrenoy el caño, donde el cemento quedará ubicado y fragüado, de manera de brindar una aislaciónperfecta entre las distintas capasatravesadas durante esta primerperforación.

Un esquema de este pozoguía se observa en la Figura N’III-14, donde se ven lasdistintas capas superficialesatravesadas y el cemento en elespacio anular, que en el casode la cañería guía debe llegarsiempre hasta la superficie.

Una vez entubado el pozoguía se debe enroscar (osoldar) en el extremo superiordel casing de 9 5/8", unaccesorio denominado cabezacolgadora, de donde sesuspenderá luego de perforadoel pozo principal otra cañeríade entubación, de menordiámetro. Además, esta cabezacolgadera de 9 5/8" dediámetro, tiene la función depermitir colocar por encima dela misma, una válvula deseguridad de superficie. VerFigura III-15.

Figura III-14



III-III - POZO PRINCIPAL

Una vez fraguado (endurecido) el cemento de la cañería de superficie o de guía, se reiniciala perforación con un trépano de menor diámetro (generalmente, de 22 cm.) agregando barrasde sondeo en la medida que avanza el trépano. Esto constituirá el pozo principal, por lo que amedida que se avanza en profundidad y fundamentalmente cuando se estén atravesando lasformaciones productivas, será imprescindible ir controlando permanentemente el retorno de loscortes de terreno para hacer el control geológico de las distintas formaciones, además de losparámetros de la composición de la inyección y de las presiones con las que se bombea estelíquido.

Las muestras del terreno (o recortes) que se va perforando se toman de la zaranda vibratoria,donde descarga la inyección en su retorno del pozo. Estos recortes son analizados para irformando un perfil del pozo y para ir verificando si existen rastros de hidrocarburos o de gas, demanera de verificar el programa preestablecido por la geología.

Figura III-15 Sistema de válvulas de seguridad de boca de pozo.

Una muestra de cómo son los recortes del terreno (o “cutting”) producidos por el trépano,se puede observar en la Figura III-16.

Mientras se realizan los análisis del cutting y dellodo de perforación, la perforación continúa agregandouna barra cada vez que la anterior se perforó yprofundizó y cambiando de trépano en caso que unosólo no sea suficiente para llegar al fondo previsto y seobserve un bajo rendimiento del anterior.

Las distintas maniobras que se realizan durante elavance en la perforación se pueden observar en lassiguientes Figuras III-17,18,19,20.

Figura III-16





III-IV - PERFILAJES (registros eléctricos)

El trabajo de perfilaje consiste en bajar al pozo, suspendidas de un cable, unas herramientasespeciales (sondas de perfilase) que detectarán diferentes parámetros de las formaciones. Unavez que estas herramientas han llegado al fondo del pozo, se comienzan a subir lentamentemientras se hacen los registros, los que son transmitidos a la superficie y se graban en películas ocintas, al mismo tiempo que pueden ser vistos en unos monitores bajo la forma de curvas continuas,(Figura N’III-21) que los especialistas inmediatamentevan interpretando. En algunos casos las señales songeneradas e inducidas por las mismas herramientas y semiden sus efectos y sus recorridos por dentro de lasformaciones, y en otros, leen el potencial natural propiode los diferentes estratos de terreno.

De esta forma, los técnicos podrán disponer de unamuy valiosa información, tal como: el potencial eléctricoespontáneo de cada capa; densidad de la formación;radioactividad; conductividad del sonido y otrosparámetros que permitirán calcular la porosidad; lasaturación de petróleo y/o agua de cada registro; obtenercon precisión la profundidad y el espesor de cada zona yotras informaciones de interés para evaluar las condicionesdel nuevo pozo y realizar un pronóstico respecto a loscontenidos de gas, petróleo y/o agua.

También se obtendrá en alguna de las herramientas,un registro del calibre del pozo (diámetro en todo surecorrido), medida que permitirá calcular posteriormenteel volumen que se debe rellenar con cemento, luego de laentubación.

Concluida la tarea deperfilaje, se interpretan los datosen superficie y generalmente secompleta la información con latoma de muestras del terrenoque constituye las formacionesproductivas a distintasprofundidades.

Figura III-21

Estas muestras se denominan “testigos laterales” que son trozos de las paredes del pozo,sobre las formaciones productivas, tomadas por una herramienta denominada cañón sacatestigos,que, colocado en profundidad y detenido frente a la capa, lanza hacia la formación una especiede “sacabocado” que se incrusta en la pared del pozo y que, al retirarlo, obtiene una muestra deaproximadamente 2,5 cm de diámetro por 5 cm de largo.

El sacabocados (tomamuestras), Figura III-22, se incrusta en el terreno y queda ligado alcañón mediante un cable de acero. Al levantar la herramienta y llevarla a la superficie, serecuperarán las muestras que geólogos e ingenieros evaluarán en el pozo y, si fuera necesario, enlaboratorios especializados.

Esta herramienta es selectiva y puedetomar hasta 30 muestras distintas, es decirque desde superficie se dispara cuando estáubicada en la posición deseada, frente adistintas formaciones. Con toda lainformación de los “perfiles” y de los “testigoslaterales”, se está en condiciones dedeterminar la economicidad del pozo ydecidir el entubamiento del mismo.

III-V - ENTUBAMIENTO

Para continuar con la “construcción” del pozo, llega la etapa de la entubación o entubamiento,que consistirá en bajar al pozo, el casing o cañería de aislación a manera de revestimientointerior. Las dos medidas más frecuentemente utilizadas son de 7 pulgadas (aproximadamente18 cm) y de 5,1/2 pulgadas (aproximadamente 14 cm) de diámetro. Dicha cañería deberá luegoser cementada, inyectando una mezcla de agua, cemento especial y aditivos, por el interior de lamisma y desplazarlo hasta que quede colocado en el espacio entre la cañería y el pozo, (espacioanular).

La cañería de entubación tiene por objeto:

prevenir los derrumbes de las paredes del pozo;impedir la contaminación de las aguas potables de capas superiores con hidrocarburos;aislar entre si las distintas capas productivas de manera que puedan ser tratadasindividualmente;

permitir la instalación de sistemas artificiales de extracción del petróleo.

Terminado el perfilaje del pozo, se desarma la columna perforadora, colocándola encaballetes en la locación. De esta manera el pozo queda listo para introducir los casing o “cañeríade entubación”, la que es bajada equipada con una serie de accesorios que son necesarios parala operación, como por ejemplo, un “ zapato guía” que se conecta al primer caño para quehaga de guía en su bajada.

Figura III-22



En la figura N°III-23 se puede observar un zapato guía,donde se ve su terminación curva y el relleno de cemento de suinterior.

Figura III-23

En las siguientes figuras se pueden observar una cañería deentubación (figura N°III-24) al momento de ser izada a la subestructura,y otros accesorios, como rascadores y centralizadores para las mismas.(figura N°III-25).

Antes de bajarlos, los caños deben estar calibrados,perfectamente medidos uno por uno anotando el orden en que seránbajados y limpias sus roscas.


La maniobra en la boca de pozo, consiste en izar cada caño y enroscarlo con el que ya estádentro del pozo y así sucesivamente hasta llegar a la profundidad propuesta, para luego prepararlas conexiones e iniciar la cementación de esta cañería contra el terreno. Esto se logra bombeandouna lechada de cemento especial hasta que la misma quede ubicada en el espacio anular entre lacañería y la pared del pozo.

El servicio de entubación es ofrecido por compañías especializadas en estas tareas.

III-VI - CEMENTACIÓN

La cañería de entubación debe ser cementada contra el terreno, a fin de evitar que lasdistintas zonas productivas queden comunicadas entre si.

Por lo tanto la técnica indica que el procedimiento correcto es entubar el pozo con unacañería de aislación y luego inyectar cemento entre ésta y la pared de aquel, de manera decementar la cañería contra el terreno y aislar todas y cada una de las capas entre si.

Para cementar el casing, trabajo que se hace con las compañías de cementación, seprocede en forma similar a la ya descripta para la cañería de superficie o guía, solo que losvolúmenes de mezcla utilizados son mucho mayores. También son mucho más exigentes lascondiciones de trabajo para los cementos y los aditivos, por lo que los ensayos previos, lacorrecta selección de los mismos, y la calidad de los productos y de la operación deben estarperfectamente aseguradas.

De los perfiles realizados al terminar la perforación, se define ya la zona que ha de sercementada, que cubrirá la porción del pozo donde se encuentran las formaciones permeables deinterés. Además es importante tener en cuenta el perfil del calibre del pozo, lo que da una ideaclara respecto a si se ha mantenido el diámetro a lo largo de la perforación o a cuánto se haaumentado o si se han producido cavernas, todas situaciones que demandarán de mayor volumende mezcla para cubrir estos espacios adicionales.

La cantidad de bolsas de cemento a utilizar (la unidad “bolsa” es para dar una idea delvolumen) puede estar entre 200 y 1000. En algunas ocasiones, cuando el anillo de cementacióndebe elevarse más de 1000 metros, se hace el trabajo en dos etapas. Primero se cementa desdeel fondo hasta unos 500 metros hacia arriba y luego con un dispositivo especial bajado con elcasing, se hace una segunda etapa desde ese punto hasta donde se considere necesario.

La operación de cementación propiamente dicha, consiste en mezclar, en forma continuay automática, el cemento que se descarga de un camión que lo transporta a granel, con agua yaditivos, formando una “lechada”, cuyos parámetros están previamente definidos y son controladospermanentemente durante el envío al pozo. En la figura N°III-26 se puede observar parte de losequipos utilizados en la cementación, como la tolva de transporte a granel, el embudo de mezcla,la pileta de preparación y un equipo debombeo.

Con un equipo especial de bombeo seenvía esta lechada por el interior del casing,para luego desplazarla hasta el fondoempujándola con un tapón limpiador y conagua salada, de manera que al terminar eldesplazamiento, (que está perfectamentecalculado) quedará la lechada de cementoocupando el espacio anular cubriendo lazona que había sido determinada, y elinterior del casing lleno con el agua utilizadapara el desplazamiento.

Figura III-26



La operación de cementación es la que “remata” la perforación del pozo. Si queda bien, lasfuturas operaciones de terminación y puesta en producción se acelerarán, se podrán realizar sinproblemas y rápidamente el pozo estará en marcha produciendo. Si la cementación no quedabien, obligará a repetir esta operación en aquellas capas que no quedaron aisladas, en aquelloslugares donde el cemento no quedó adherido a la pared del pozo o a la cañería o en aquelloslugares que no fueron ocupados por el cemento, lo que en algunos casos significarán varios díasde demora y de repeticiones.

Una vez cementada la cañería de aislación se debe montar la cabeza colgadora, del mismodiámetro de la cañería bajada (7” ó 5,5 “). Después del tiempo de fragüe del cemento, se estaráen condiciones de montar el equipo encargado de la terminación del pozo , es decir, de losensayos de las capas y puesta en producción de las mismas.

III-VI - COMPLETACIONES

Se llama completación a la disposición o instalación final con la que cuenta un pozo productor.Para los pozos de la Empresa, indistintamente surgentes o gas lift, la clasificación por tipo decompletación es la siguiente:

a. Simple Convencional.b. Doble convencional.c. Doble Selectivo.

Simple Convencional: es el pozo equipado para producir por una sola columna de tubing, unao más zonas productoras en conjunto.

Doble Convencional: Está preparado con dos columnas de tubing, equipado con dos pakers,de tal manera que una columna (larga) produce la parte inferior del pozo, mientras que otracolumna (corta) produce la zona intermedia entre los dos pakers, evitando así la interferenciaentre las profundidades productoras y las contrapresiones que se puedan manifestar.

Doble Selectivo: Se trata de un pozo de similares características que un doble convencional,pero se baja un paker más (3) por debajo de la última zona productora, para tener la posibilidadde producir la inferior o la intermedia con la columna larga.

La mayoría de las completaciones responden a la necesidad de aislar con paker la capa produc-tora, para evitar la invasión por diferencial de presión hacia y de otras arenas.Otra de las futuras necesidades a contemplar, es la instalación de mandriles de gas lift con válvu-las "ciegas", evitando así intervenciones posteriores.

En las siguientes figuras se pueden observar algunos detalles de instalación de los tipos decompletación citados.

POZO LCS 2 -D SIMPLE CONVENCIONALCAMPO LOS CUSISFECHA TERMINACION AGOSTO 1994

CAÑERIAS O.D. PESO GRADO ROSCA ZAPATO

[pulg.] [lbs/pie] [mbbp]

Cañ. 13.3/8" 34.65 m. SUPERFICIAL 13.3/8 54,5 J - 55 8 RD 34,65

INTERMEDIA 9.5/8 36 J - 55 8 RD 598,78

PRODUCCION 7 23 N - 80 8 RD 1865

TUBERIAS Pzas. O.D. PESO GRADO TIPO

[pulg[ [lbrs/pie] ROSCA

186 2.7/8 6,5 N- 80 8 RD

2 2.3/8 4,7 N - 80 CS Hyd.

ACCESORIOS LINEA CORTA I.D. Long. TOPE

DESCRIPCION [pulg] Mtrs. MBBP

Cañ. 9.5/8" 598,78

ACCESORIOS LINEA LARGA I.D. LONG. TOPE

DESCRIPCION [pulg.] MTRS MBBP

1 Niple Asiento OTIS "XN" 2.3/8", 8 RD con cupla. 0,42 1805,32

2 Reducción 2.3/8" 8 RD, (M) x 2.7/8" 8 RD (H). 0,16 1805,16

3 Packer OTIS 12RH, 7002, 7"- 23-29 lb/pie 1,31 1803,85

4 Reducción 2.7/8" 8 RD, (M) x 2.3/8" Hyd. CS (H). 0,1 1803,75

5 1 Pza. Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80, 4.7 lb/pie. 9,71 1794,04

6 Camisa OTIS "XO" 2.3/8", Hyd. CS. 0,79 1793,25

7 1 Pza. Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80, 4.7 lb/pie. 9,52 1783,73

8 Reducción 2.3/8" Hyd. CS, (M) X 2.7/8" 8 RD. (H) 0,20 1783,53

9 185 Pzas. Tub. 2.7/8", 8 RD, N-80 6.5 lb/pie. 1765,48 18,05

10 1 Pza. Tub. 2.7/8", 8 RD, N-80 6.5 lb/pie + 9,51 8,54

Colgador de Tubería 2.7/8" + Plus Bushing.

PCP (Equipo Nº 36 Y.P.F.B.) 8,54 0,00

Ar. Petaca. 1819 - 1822

TM 1824 m.

CDF 1850

Cañ. 7" 1865

OBSERVACIONES: Boca Pesca en 1867.20

E. A. con Diesel Tratado

PF 2041

1

3

4

9

2

7

5

6

8

10



POZO SIR-9D DOBLE CONVENCIONALCAMPO SIRARIFECHA TERMINACION JUNIO - 94



Cañ. 13.5/8" 34 SUPERFICIAL 13.3/8 54,5 J - 55 8 RD 34

INTERMEDIA 9.5/8 40 N - 80 8 RD 606

PRODUCCION 7 23-26 N - 80 8 RD 2647



Cañ. 9.5/8" 606 LARGA 241 / 21 2.3/8" 4,7 N - 80 CS - Hyd./8RD

CORTA 256 / 4 2.3/8" 4,7 N - 81 CS - Hyd./8RD

Pesca*



1Niple Asiento OTIS tipo "N" 2.3/8" 8RD con cupla 0,23 2490,74

2Packer OTIS 12RDH 7000, 7", 23-26 lb/pie 2,18 2488,56

3Niple sello J- Slot 2.3/8" 8 RD (H) 1,42 2487,14

4Adaptador 2.3/8" 8 RD (M) X 2.3/8" Hyd. CS (H) 0,25 2486,89

51 Pza Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 9,64 2477,25

6Camisa desliizable OTIS tipo "XO" 2.3/8", Hyd. CS. 0,81 2476,44

Ar. Petaca 2423 - 2426 7254 Pzas. Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 2420,56 55,88

8Adaptador 2.3/8" Hyd. CS (M) X 2.3/8" 8 RD (H) 0,24 55,64

94 Pzas. Tub. 2.3/8", 8 RD, N-80, 4.7 lb/pie. 37,43 18,21

10Adaptador 2.3/8" 8 RD (M) X 2.3/8" Hyd. CS (M), (2 Pzas.) 0,44 17,77

CF 2451.5-53.5 111 Pza. PJ. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. (volcada). 1,77 16,00

121 Pza Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80, 4.7 lb/pie. (volcada). 9,65 6,35

CF 2455 - 57 13Colgador de Tubería MMA tipo DMC 2.3/8", 8 RD, (H) X (H) 0,2 6,15

14Longitud PCP (Equipo Nº 37 Y.P.F.B.) 6,15 0,00



1Packer Versatrieve 12 VTL 71032, 7", 23-29 lb/pie 1,90 2532,80

2Niple sello Straight Slot, 2.7/8", 8 RD. 0,15 2532,65

3Reducción 2.7/8" 8 RD (M) X 2.3/8" Hyd. CS (H) 0,26 2532,39


5Niple Asiento OTIS tipo "N" 2.3/8" 8RD . 0,31 2531,88

61 Pza. Tub. 2.3/8", 8 RD, N-80 4.7 lb/pie. 9,51 2522,37


84 Pzas. BJ. 2.3/8", Hyd. CS. 12,00 2510,12

91 Pza. Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 8,70 2501,42

2513 - 2516 10Camisa desliizable OTIS tipo "XO" 2.3/8", Hyd. CS. 0,81 2500,61

Ar. Petaca 111 Pza. Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 9,62 2490,99

2518 - 2520 12Adaptador 2.3/8" Hyd. CS (M) X 2.3/8" 8 RD (H) 0,25 2490,74

13Packer OTIS 12RDH, 7000, 7", 23-26 lb/pie (inf.) 1,30 2489,44

c/ Niple asiento "N" 2.3/8" 8 RD, en LC (sup.) 0,88 2488,56

14Conector 2.3/8" 8 RD (M) X 2.3/8" Hyd. CS (H), (chaflanado) 0,2 2488,36


16240 Pzas. Tub. 2.3/8",8 RD, N-80 4.7 lb/pie. 2295,08 193,04


1818 Pzas. Tub. 2.3/8",Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 173,20 19,59

193 Pzas. PJ, 2.3/8", Hyd. CS, N-80, 4.7 lb/pie 3,46 16,13

2546 - 51 20Adaptador 2.3/8" Hyd. CS (M) X 2.3/8" 8 RD (M), (2 Pzas..) 0,18 15,95

Ar. Yantata 211 Pza. Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. (volcada). 9,60 6,35

2565 - 70 22Colgador de Tubería Media Luna 2.3/8" 8 RD, (H) X (H) 0,20 6,15

23Longitud PCP (Equipo Nº 37 Y.P.F.B.) 6,15 0,00

TTC 2626 -34 OBSERVACIONES: Pesca en LC: + ó - 1900 mt. de alambre "wireline",

Cañ. 7" 2647 + Tapón "N", + Pescador + Tijera + 6' BP + Arpón 2.3/8" +

+ Tijera + 5' BP + arpón 2.3/8" '+ Tijera + 7' BP. Boca Pesca en 550 mt.

PF 2659

7

10

11

12 22

21

20

19

1

2

3

4

6

7

8

5

1

23

4

5

11

6

9

10

14

18

17

16

8

9

15

13

12

POZO VBR - 18 DOBLE SELECTIVOCAMPO VIBORAFECHA TERMINACION AGOSTO - 94



Cañ. 13.5/8" 403,5 SUPERFICIAL 13.3/8 54,5 J - 55 8 RD-STC 403,5

INTERMEDIA 9.5/8 43,5 N - 80 8 RD 2400

PRODUCCION 7 26 N - 80 8 RD 3645



LARGA 366 2.3/8" 4,7 N - 80 CS - Hyd.

Cañ. 9.5/8" 2400 CORTA 278 2.3/8" 4,7 N - 80 CS - Hyd.



1 Niple Asiento Otis "XN" 2.3/8" 8RD con cupla 0,43 2652,25

2 Packer OTIS 12 RDH 7000, 7" 26-32 lb/pie 2,18 2650,07

3 Niple sello OTIS J- Slot 2.3/8" 8 RD 1,42 2648,65

4 Adaptador 2.3/8" 8 RD (M) X 2.3/8" Hyd. CS (H) 0,25 2648,40

5 1 Pza Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 9,50 2638,90

6 Camisa Otis "XO" 2.3/8", Hyd. CS. 0,81 2638,09

7 276 Pzas. Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 2620,86 17,23

8 1 Pza. PJ. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 0,80 16,43

Ar. Yantata 2684 -92 9 Adaptador 2.3/8" Hyd. CS (M) X 2.3/8" 8 RD (M) 0,20 16,23

10 1 Pza Tub. 2.3/8", 8 RD, N-80 4.7 lb/pie. (volcada). 9,49 6,74

11 Colgador de Tubería MMA 2.3/8", 8 RD, (H) X (H) 0,49 6,25

12 Longitud PCP (Equipo Nº 17 Bolifor) 6,25 0,00

CDE 2841



1 Packer OTIS Versatr. 12VTL, 71032, 7" 23-29 lb/pie 1,76 3553,50

2 Niple sello Straight Slot 2.7/8" 8 RD. (H) 0,15 3553,35

3 Reducción 2.7/8" 8RD ((M) x 2.3/8" 8 RD, (H) 0,25 3553,10

4 Niple asiento OTIS "XN" 2.3/8" CS Hyd. 0,31 3552,79

5 3 Pzas. BJ. 2.3/8", Hyd. CS. 9,00 3543,79



8 Camisa Otis SSD "XO" 2.3/8", Hyd. CS. 0,81 3513,93

9 1 Pza. Tub. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 9,50 3504,43

10 Reducción 2.3/8" Hyd. ((M) x 2.7/8" 8 RD, (H) 0,25 3504,18

11 Packer Baker FH, 7", 26 - 29 lb/pie. (inf.) 1,38 3502,80

(sup.) 0,64 3502,16

12 Reducción 2.7/8" 8RD ((M) x 2.3/8" CS Hyd. (H) 0,25 3501,91

Ar. Sara 3546 - 52 13 Niple Asiento "X" 2.3/8" CS Hyd. 0,31 3501,60




17 4 Pzas. BJ. 2.3/8", Hyd. CS. 15,00 2681,00


19 Adaptador 2.3/8" Hyd. CS (M) X 2.3/8" 8 RD (H) 0,25 2652,25

20 Packer OTIS 12RDH, 7000, 7", 23-26 lb/pie (inf.) 1,30 2650,95

Ar. Sara 3556 - 58 con/ Niple Asiento "XN" 2.3/8" 8RD en LC (sup.) 0,88 2650,07

21 Conector 2.3/8" 8 RD (M) x 2.3/8" Hyd. (H). chaflanado. 0,20 2649,87


TC 3572 23 1 Pza. PJ. 2.3/8", Hyd. CS, N-80 4.7 lb/pie. 0,8 16,20

24 Adaptador 2.3/8" Hyd. CS (M) X 2.3/8" 8 RD (M) 0,25 15,95

Ar. Sara CF 3576 - 79 Acuífero 25 1 Pza Tub. 2.3/8", 8 RD, N-80 4.7 lb/pie. (volcada). 9,5 6,45

CDF 3628 26 Colgador de Tubería MMA 2.3/8" 8 RD, (H) X (H) 0,2 6,25

27 Longitud PCP (Equipo Nº 17 Bolifor) 6,25 0,00

Cañ. 7" 3645 OBSERVACIONES:

PF 3650

1

2

4

5

7

8

9

10

11

1

2

34

5

6

7

8

25

26

24

22

21

208

19

18

17

16

13

12

11

9

6

3

23

10

14

15



III –VII - SISTEMAS DE EXTRACCIÓN ARTIFICIAL

La perforación de un pozo se programa generalmente según su diseño, el que se podráubicar en una der las siguientes clasificaciones, Exploración, Avanzada o Delimitación yProductores.

Los primeros pozos denominados de exploración, tienen por finalidad la confirmación dela existencia de hidrocarburos y características de las capas, recogiendo toda la informaciónnecesaria “in situ” para la elaboración del proyecto productivo.

Una vez confirmada la existencia del hidrocarburo y su identificación como explotable o deinterés, se consideran los pozos de delimitación con los que es posible circunscribir algunasáreas. Es común que tales perforaciones no se efectúen en la fase inicial del desarrollo, sinodurante el transcurso de la etapa productiva del mismo.

Finalmente se encuentran los pozos productores que conformarán la explotación,transformándose generalmente los clasificados anteriormente, a su vez en productores.

III-VII-I - Clasificación de los pozos en la fase productiva

Establecida una clasificación inicial y ya en la fase productiva, los pozos se pueden organizarsegún las funciones que ocupan en el esquema de extracción.

Así es que en términos generales se pueden encontrar pozos inyectores de gas, pozosinyectores de agua, y pozos productores, sin perjuicio de que los mismos productores setransformen oportunamente en inyectores.

Pozos Inyectores de Gas: Son aquellos utilizados en los yacimientos para la reinyecciónde gas a la formación, ya sea por imposibilidad de consumo o venta, y/o para realizar unmantenimiento de presión al reservorio.

Pozos inyectores de agua: Al igual que los anteriores, éste tipo de pozo es utilizado parareinyectar a la formación, ésta vez el agua excedente, separada ya del hidrocarburo extraído conlos pozos productores.

Las necesidades de reinyección y la calidad del agua, determinan que la misma sea efectuada:

- hacia pozos especiales cuya formación afectada no tenga contacto con lasproductoras del yacimiento, transformándose en pozos sumideros o de acumulación de agua dedesecho.

- a pozos integrados en un diagrama de Recuperación Secundaria, donde sí se inyecta

organizadamente a formaciones productoras. En éste último caso, también es posible completarel caudal necesario con agua tratada de mar o de rios y lagos.

III-VII-II - Diferentes sistemas de extracción

La clasificación de los sistemas de extracción de los pozos productores, responde únicamentea 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 debehacer es estudiar y sacar conclusiones de los estudios comparativos que se realicen frente a cadasituación particular que se presenta en los pozos y los yacimientos.

Pueden darse infinidad de casos y variables que se presenten cuando se tenga que seleccionarel sistema de extracción, pero siempre la selección más adecuada será aquella que contemplefundamentalmente 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 seráimprescindible llegar al diseño de instalación más adecuado, que será función del tipo deyacimiento, tipos de petróleo, tipo de drenaje, comportamiento, relación gas-petróleo,características del sistema de extracción a instalar y métodos de recuperación secundaria oasistida proyectados a realizar.

Si bien se utiliza un criterio técnico y económico en la selección del sistema de extracción,debe tenerse en cuenta la existencia o disponibilidad de métodos que si bien pueden no ser losóptimos, cumplirán con su cometido eficientemente durante una etapa de la vida del yacimiento.

Es necesario, en todos los casos, contemplar en la selección del sistema de extracciónvarias alternativas.

No solamente se deben evaluar las ventajas comparativas que puedan encontrarse entreuno y otro, sino que se deben tener en cuenta todos los factores que conforman el entornooperativo, lugares geográficos, sistemas de transporte, personal especializado, servicios de apoyo,mantenimiento, disponibilidad de repuestos y servicios, dimensiones del yacimiento, y la logisticaen general.

Podemos agregar que el sistema de extracción es una parte importante del equipamientodel pozo, pero debe tenerse muy en cuenta todos los factores mencionados en los párrafosanteriores, fundamentalmente el diseño del pozo y el tipo de terminación del mismo.

Es decir la eficiencia, la inversión, los costos de operación de un sistema dependerán decómo se hayan manejado los factores anteriormente mencionados y consecuentemente se llegaráal mejor valor económico cuando se analicen todos los factores que tienen que ver con la realización



de una inversión productiva en forma conjunta y programada.

Pudo haberse elegido un diseño de muy bajo costo, pero no poder efectuar una extraccióneficiente, lo cual conspira contra la rentabilidad del proyecto.

Los pozos productores se pueden dividir en aquellos que producen por surgencia naturaly los que tienen instalado algún sistema de extracción artificial. Los pozos surgentes son aquellosque surgen por su propia energía natural y los que están bajo extracción artificial los que sonasistidos 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 Cavidad Progresiva (PCP) Extracción Plunger Lift

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

El Bombeo Mecánico Alternativo

Se ha generalizado por su versatilidad, cubriendo una amplia gama de necesidades y es elmás usado en el mundo, tanto que el 85 % de los pozos que producen lo hacen por éste método.El mercado ofrece todos los elementos necesarios para producir desde unos litros hasta volúmenesque superan los 2000 m3 por día. Consiste en una bomba con pistón que se baja y se asienta enla profundidad elejida, con una columna de varillas por la que se trasmite un movimiento alternativodesde superficie, utilizando para ello una Unidad de Bombeo.

El Bombeo Centrífugo Electrosumergido

Se ha desarrollado con el advenimiento e incremento de la recuperación asistida por lanecesidad de la extracción de grandes volúmenes, permitiendo con mucha facilidad la instalaciónde éstas bombas de profundidad, impulsadas por motores eléctricos sumergibles. Posibilitamantener la columna de producción del pozo en forma estática o dicho de otra forma sinmovimiento permitiendo además su funcionamiento en posición inclinada u horizontal y conposibilidades de extraer volúmenes importantes. Se trata de una serie de pequeñas etapas debombeo cantrífugo, cuya cantidad dependerá de la altura de elevación necesaria.

El Bombeo Hidráulico

Realmente es mecánico con una bomba instalada en el fondo del pozo que es accionadapor un motor hidráulico, aplicable a ciertos yacimientos que producen petróleos de buena calidad.Tiene ventajas y desventajas y necesita una planta en superficie que procese y opere el petróleomotriz que hará funcionar el motor que impulsará la bomba.

Puede denominarse “abierto” cuando el fluido motriz retorna mezclado con la producción,o “cerrado” cuando el mismo retorna por una cañería independiente.

Gas Lift

O de “surgencia asistida”, se puede aplicar en ciertos pozos de yacimientos que dispongande gas y si bien ofrece bajos costos operativos tiene limitaciones en las condiciones del pozo.

Se trata de una cañería de producción, que está equipada con válvulas que conectan elespacio anular con el interior del tubing de producción, de tal manera que al abrir permiten elingreso del gas inyectado alivianando la columna, y provocando un efecto similar a la surgencianatural.

Bombeo por Cavidad Progresiva (PCP)

Se instalan en pozos con cualquier calidad de fluido a extraer y permite también el manejode importantes cantidades de impurezas.

Componen la bomba, una camisa de material similar a la goma con un rotor que genera elmovimiento de una cavidad a lo largo de la bomba desde abajo hacia arriba, por rotación. Larotación es imprimida de superficie por un motor con una caja reductora y se trasmite por unsistema común de varillas de bombeo. La limitación más importante que tienen es la profundidadmáxima de instalación.

Plunger lift

Es aplicable a pozos de baja o muy baja producción con relaciones de gas petróleorelativamente altas y/o muy rápida recuperación de presión y se compone de una columna detubing donde se instala un pistón similar a una copa de pistoneo.

El sistema, equipado con una o más válvulas que operan por diferencia de presión o tiempode tal manera que el pistón sube impulsado por la fuerza que ejerce la presión del pozo y bajapor gravedad, regulándose los ciclos



DE ACUERDO A COMO SE UTILIZA LA ENERGIA IMPUESTA AL SISTEMA

De acuerdo a la forma de utilizar la

energia en profundidad.

Mecánicos Neumáticos HidráulicosElectrosu- mergibles

De acuerdo al tipo de accionamiento en

superficie.

Eléctrico o mecánico



Eléctrico

De acuerdo al sistema de

accionamiento en superficie.

Individual

Centralizado (eléctrico o mecánico) Podría ser

individual en casos especiales

Centralizado (eléctrico o mecánico) Podría ser

individual en casos especiales

Individual

De acuerdo al circuito del fluido de

transmisión de energía en

profundidad.

Abierto Cerrado o abierto

III-VII-III - Clasificación de los sistemas

POSIBILIDADES DE ACUERDO A CAPACIDAD DE EXTRACCION(para profundidades, Ø de cañería de producción y GOR fijos)

Para caudales bajos (menos de 800 b/día)

5000 ft. de profundidad Ø casing 7' GOR

= 200

Mecánico Neumático Hidráulico

Para caudales altos (más de 800 b/día)

5000 ft. de profundidad Ø casing 7' GOR

= 200

Neumático Hidráulico Electrosumergibles

POSIBILIDADES DE ACUERDO A LA PROFUNDIDAD DE EXTRACCION(para caudales, Ø de casing de producción y GOR fijos)

Para pozos profundos (más de 12000 ft.) más de 800 b/día

Ø casing 7' GOR=200

Neumáticos Hidráulicos

Para pozos intermedios (más de 12000 ft.) más de 800 b/día

Ø casing 7' GOR=200


Para pozos no profundos (menos de 6000/7000 ft.)

más de 800 b/día Ø casing 7' GOR=200

Mecánicos Neumáticos Hidráulicos Electrosumergibles

Para caudales altos (más de 800 b/día)

5000 ft. de profundidad (±5%)

Øcasing 5" GOR=200

Mecánicos Neumáticos Hidráulicos Electrosumergibles

Para caudales bajos (menos de 800 b/día)

5000 ft. de profundidad (±5%)

Øcasing 5" GOR=200

Mecánicos Neumáticos Hidráulicos

Para pozos profundos [más de 12000 ft. (±5%)]

más de 800 b/día Øcasing 5" GOR=200


Para pozos intermedios (más de 9000 ft.) más de 800 b/día

Øcasing 5" GOR=200


DE ACUERDO AL DIAMETRO DE LA CAÑERÍA DE PRODUCCION(para profundidad, caudales y GOR fijos)

Material preparado para CHACO S.A.MÓD. I - CAP. IV: Pag. 1

MÓDULO I - CAPÍTULO IV - SURGENCIA NATURAL Y GAS LIFT

IV-I - POZOS SURGENTES

Se dice que un pozo está en surgencia natural, cuando la presión en el fondo del mismo essuficiente para impulsar su producción hasta la superficie.

Todos los yacimientos poseen una determinada presión estática generada y entrampada enlas formaciones productoras (energía natural). Cuando dicha presión es mayor que la resultantede la columna hidrostática del pozo (la profundidad al aporte relacionada con la densidad de lamezcla), más la pérdida de carga contrapuesta por las instalaciones de superficie; el pozo surgirá.

Esta energía natural es consecuencia de:

1. El gas contenido en solución, o sea mezclado integralmente con el petróleo.

2. El gas libre, comprimido en la parte superior de la capa petrolífera (cúpulagasífera).

3. La fuerza impulsora de las aguas inferiores, o sea las que están por debajo de laacumulación petrolífera.

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

En algunos casos, el gas no aprovechado se reinyecta a la formación, tendiendo a conservarlas condiciones en que originalmente se hallaban los fluidos en el rerservorio, en otros se reinyectael agua extraída desde el inicio de la producción del yacimiento, con el mismo fin.

Según la forma en que sea explotado el yacimiento en éste primer período, dependerá laduración de la surgencia natural, o lo que es lo mismo, la aprovechamiento o el derroche deenergía.

Controlando la presión, dentro de rangos que estarán dados por las características delreservorio, a través de orificios fijos o regulables para algunos casos, será posible ejercer unequilibrio, que se manifiesta en las tres áreas de flujo en que se puede esquematizar el sistema.

IV-I-I - Áreas de Flujo

Para una mejor comprensión de los efectos producidos por la presión, se divide el procesode 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 lacabeza de pozo, donde se encuentra instalado el regulador de flujo (orificio) por la línea deconducción hasta el separador. De ésta manera la presión de la cabeza de pozo antes del orificio,deberá ser suficiente para vencerlas pérdidas de carga resultantes del propio orificio, de lasrestricciones 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 de pozo. Se sabe que el orificio está instalado en la armadura de surgencia, ytiene como finalidad regular el volumen de flujo del pozo, es decir que se obtenga una produccióncompatible con las características del yacimiento.

En cada punto de la columna se reflejará una presión que estará relacionada con la pérdidade carga que la mezcla provoque en el tipo de cañería, la altura desde ése punto a la superficie,la densidad de la mezcla y 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 enla cabeza de pozo, se logra reducir la pérdida de carga a través del mismo y consecuentementedisminuye la presión del flujo de elevación en el fondo del pozo, como resultado, el caudaldesde el yacimiento al pozo teóricamente aumentará (de acuerdo a la Ley de Darcy, mayordiferencial mayor volumen de flujo)(Flujo Radial).

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


IV-II - PRODUCCION POR GAS LIFT

Hace muchos años que se utiliza el bombeo de gas o aire para elevar los fluidos a lasuperficie. A principios del siglo XII se usó para eliminar el agua de las minas, siendo el únicométodo práctico para elevar grandes volúmenes de agua.

Se utilizó por primera vez en la recuperación del petróleo en el año 1865 en el estado dePensilvania en los Estados Unidos, pero sólo adquirió una aceptación general en el año 1900 enel litoral del Golfo de México. Durante muchos años se practicó la inyección de gas para producirgrandes caudales de petróleo en los estados de Luisiana y Texas.

Se trata de un método de extracción artificial basado en la inyección de un gas con elobjeto de elevar el fluido del pozo a la superficie, utilizando las condiciones físicas, propias de losgases, de tener muy baja densidad y expandirse en forma inversa a la presión a la que estánsometidos, y en relación directa a la temperatura.

Cuando un pozo surge naturalmente, es porque la presión de la capa es superior a la queactúa en contra, compuesta por la columna hidrostática más la presión de la línea de conducción,que incluye la presión del separador de superficie. Normalmente la situación es favorecida porquetal tipo de pozos tienen alta relación gas-petroleo y consecuentemente una columna «liviana».

Cuando envejece el pozo y baja la presión de formación, deja de surgir naturalmente,debiendo ser asistido para continuar produciendo, y el gas lift, como se verá en la implementaciónde las instalaciones, puede ofrecer la continuación de la surgencia, inyectando gas, bajo lascondiciones necesarias para cada caso.

El sistema permite amplias posibilidades de aplicación si se dispone de los medios necesarios,puesto que puede usarse en pozos pobres y en los que tienen gran capacidad de producción.Tiene muy pocas limitaciones extractivas y puede operar petróleos de diversos tipos y además laarena contenida en el fluido no afecta al conjunto en la misma medida que en otros, no obstantela resolución económica es la que prevalecerá en la decisión, porque será necesario disponer desuficiente gas, y de la presión adecuada a las condiciones y requerimientos del pozo.

Podría presentarse como de gran conveniencia, si el yacimiento dispusiera de pozos de gasde alta presión y menos económico en el caso de ser necesario comprimir con medios mecánicos.

En pozos desviados o dirigidos donde el bombeo mecánico presenta serias dificultadescomo así también, en los profundos, es conveniente su uso. Debido al sistema neumático deoperación, el casing debe estar en perfectas condiciones y ofrecer una hermeticidad total.

En las plataformas que operan en el mar es el principal método de extracción, después dela surgencia natural.

El desarrollo y el perfeccionamiento de los equipos de gas lift, sigue siendo tema de análisishasta la fecha. Actualmente existe una aceptación universal de éste método versátil y eficiente deproducción de petróleo.

El bombeo neumático proporciona muchas ventajas a saber:

·Disminución de los costos de elevación, instalación y mantenimiento.

·Operación eficiente de pozos de alta y baja producción.

·Simplicidad del diseño.

·Capacidad de buen funcionamiento ante la presencia de arena, otros sólidos, H2S,CO2, etc.

·Muy buen índice de recuperación final del yacimiento.

·Aprovechamiento de la energía disponible.

Si no hay presión de gas suficiente permite el uso de compresores con sistemas cerrados.

IV-II-I - Instalaciones de Superficie

No quedan dudas de que el elemento motor de la producción será en éste caso el gas, elque si es producido por pozos de alta presión, irá a un separador de líquidos, eventualmente a untratamiento para deshidratarlo, y luego al sistema de distribución.

Sin analizar la conveniencia de los diferentes sistemas, se adoptará el más generalizadopara éste trabajo y consiste en lineas troncales que alimentan los conjuntos distribuidores,encargados de abastecer cada uno de los pozos de su zona. El conjunto se compone de válvulas,orificios o reguladoras de caudal y puentes de medición para permitir el adecuado control de lainyección en cada pozo.

Según las condiciones de la calidad del gas a inyectar, se instalarán calentadores antes delos distribuidores, (también se pueden instalar después), y de aquí, el gas llegará al pozo por lalínea individual de inyección.

Es sabido que todo el conjunto, debe ser construido con los materiales adecuados a lapresión, normalmente alta, que se usará y tanto en los montajes como en las reparaciones setendrá en cuenta la calidad del diseño hidráulico (en este caso neumático), porque las pérdidasde carga por fricción, turbulencias o cambios de régimen de flujo, pueden requerir mayor presiónen las cabeceras, para llegar al pozo con el caudal y presión necesarios.


Conexiones como codos de 90º, tipo «boca de pescado», diámetros muy pequeños etc.,deben ser evitadas.

En el caso en que el gas disponible está en baja presión, las instalaciones diferirán solo enque el separador será de baja presión y previo tratamiento se incorpora a los compresores,encargados de elevar la presión, en una, dos o tres etapas según las necesidades.

Los primeros sistemas desarrollados para usar el gas como elevador de líquidos, utilizabanuna fuente de gas pero no recuperaba el retorno, venteándolo a la atmósfera. Tal es el sistemallamado abierto que actualmente no se usa, por el aprovechamiento del gas en el mercado y lasposibilidades de reciclarlo y comercializar el excedente. Actualmente se usan sistemas cerrados.

La cabeza del pozo de gas lift variará en su composición, según el tipo de flujo que seutilice, pudiendo ser, continuo o intermitente, condiciones elegidas de acuerdo a la capacidadde producción del pozo o su potencial, que es lo mismo. Los pozos con recuperación lenta,usarán la inyección intermitente.

Las conexiones en el pozo que corresponden a ambos sistemas, difieren solamente en laparte de inyección conectada al casing o «entre columnas»:

En el caso de inyección continua, tendrán una válvula reguladora de flujo tipo orificio,reguladora automática, o bien un porta orificio y válvulas de bloqueo y purga como en todos lospozos gas lift. Es importante mencionar que no se deben usar las válvulas de bloqueo para«restringir» el paso de gas porque no están preparadas para esa función y se dañarán de talmanera que no serán útiles para cerrar cuando sea necesario, y se trata de un elemento de altocosto.

Los pozos en inyección intermitente, poseen además una válvula neumática que operacon un temporizador controlador, que permitirá el ingreso o no del gas al pozo de acuerdo alprograma preestablecido.

Los actuadores modernos, electrónicos que operan con un amplio rango en los parámetrospresión y tiempo, son los preferidos por el servicio que ofrecen.

IV-II-II - Instalaciones de sub-superficie

El objetivo de las instalaciones dentro del pozo, será el de crear las condiciones de acuerdoa lo revisado al inicio de éste tema, y se diseñan utilizando información del pozo y las condi-ciones físicas de los líquidos y gases que se manejan, además de las presiones y caudales de gasdisponible.

Usualmente se utilizan tablas preestablecidas porque son pocas las variables en un yaci-miento ya que la generalidad de las condiciones es la misma, por lo tanto el cálculo individualestará orientado a la posición de las válvulas para el arranque del pozo que es el punto crítico

del sistemas, aplicable tanto a la forma continua como la intermitente.Donde las condiciones del pozo lo permiten y se elige la inyección continua, ésta puede ser

por inyección tipo «jet» o bien con válvula piloto y/o convencionales.

El jet responderá a la simple mezcla a alta velocidad del gas inyectado, con el petróleo delpozo para su elevación. La válvula piloto operará normalmente abierta y cerrará cuando lascondiciones de la presión diferencial así lo requieran. La válvula convencional, pre-calibrada,también responde a las variaciones de presión tanto en la inyección como en el pozo.

Normalmente las capas deben ser protegidas de las altas presiones para obtener mejorrendimiento y para no introducir gas en ellas, por lo tanto se utiliza un packer, que se ocupará deaislar totalmente el espacio anular del tubing de producción. De tal manera que equipando elfondo de la cañería con una válvula de pie, el flujo de gas inyectado pasará del casing al tubing sincontacto ni incidencia sobre las capas productoras, creando un circuito obligado de circulaciónhacia la superficie.

EJEMPLOS DE INSTALACIONES PARA UNA ZONA PRODUCTORA

1. Pozo abierto – inyección continua (figura A)2. Pozo semiabierto – inyección continua (figura B)3. Pozo cerrado – inyección intermitente (figura C)

A B C


IV-II-III - Inyección Continua

En este régimen, el gas se inyecta continuamente bajo alta presión en el casing para gasificarla columna del fluido y aligerarla. Esto diminuye la presión de la columna hidrostática para quela baja presión hidrostática en la zona productora, permita que el pozo fluya con el régimendeseado. De esta forma, el pozo proporcionará un flujo continuo igual que un pozo surgente.Para que el pozo surja eficientemente, es necesario instalar una válvula gas lift en la mayorprofundidad posible en función de la presión de inyección con que se disponga y la presión defluencia de la capa o reservorio.

La válvula deberá funcionar como un orificio variable, compensador de los cambios depresión efectuados en la superficie, o por los de la propia columna, para proporcionar el régimende producción más eficiente.

En inyección contínua, en superficie se mantiene una estable presión de gas porentrecolumnas, mientras que las válvulas, según su calibrado y censando la presión de tubing,son las encargadas del aporte de gas de inyección.

Este sistema prevee una válvula o más, que permiten el ingreso permanente del gas altubing mientras entra simultáneamente el petróleo del pozo, por lo tanto lo que ocurre es que elgas mantiene una columna más «liviana» facilitando las condiciones de producción.

Se aprovecha de la inyección continua en el caso de los pozos que tienen alta índice deproducción y alta presión de yacimiento en proporción con la profundidad del pozo

IV-II-IV - Inyección Intermitente

El principio de operación del régimen intermitente es el de la expansión del gas inyectadobajo alta presión, a medida que asciende hacia una salida de baja presión. Se utiliza una válvulade orificio grande, que permite un control completo de la inyección del gas. Hay que inyectarun volumen de gas bajo una presión suficiente para elevar el fluido a la superficie con la pérdidamínima. La válvula deberá inyectar sólo el volumen de gas requerido para elevar el fluidoeficazmente. El tipo de válvula instalada determina si se usa en la superficie un controlador(temporizado) con válvula motriz o un estrangulador de orificio instalado en la línea de inyeccióndel gas.

Las instalaciones de sub-superficie son similares para los dos casos, sólo que en elintermitente se utiliza la válvula de pié como retención de la carga de inyección de gas.

Es recomendable la inyección intermitente en el caso de los pozos de producciónrelativamente baja, y en los casos de bajo índice de producción, o de baja presión de formación.

Se pueden encontrar dos métodos de control de inyección del gas:

a. El de controlador, el cual consiste en una válvula motriz accionada por untemporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en intervalos periódicos selectivos. Se regulanlos ciclos de inyección en función de la acumulación de los fluidos en el pozo con el fin deproporcionar el régimen de producción más eficaz.

b. En el otro método, la válvula gas lift misma controla la inyección y la instalación desuperficie incluye un estrangulador o la combinación de estrangular y regulador.

En inyección intermitente, un controlador en superficie o por intermedio de válvulasque censan la presión de entrecolumnas, se inyecta alternativamente una determinadacantidad de gas al tubing, que contribuye con el empuje hacia la superficie de unadeterminada cantidad de líquido, y con el efecto de alivianar la columna.

En la figura se esquematiza una instalación para producir por el sistema intermitente y muestraen el corte A, la válvula inferior de operaciones cerrada al completarse un ciclo, por lo tanto seobserva el líquido ya en la línea de conducción.

En B, el petróleo de la formación está ingresando en el tubing porque se han dado lascondiciones de presión para que ello ocurra.

En el corte C, abre la válvula de operaciones, porque el control de intermitencia en superficiepermite la entrada de gas, y éste al entrar al tubing se ubica en la parte inferior del líquido e iniciasu elevación.


Por las condiciones descritas anteriormente, éste estado se mantiene en D, mientras elliquido viaja hacia arriba por el tubing, y hasta que llegue aproximadamente a la superficie, elpróximo paso será el reinicio del ciclo como en A.

Muchas son las variantes alternativas para mejorar lo descripto, pero éste es el principiobásico.

Los pozos con mayor índice de productividad lo que significa que tienen mayor capacidadde producción y consecuentemente mayor es también la presión de surgencia, utilizan elsistema continuo. Este sistema prevee una válvula, que permite el ingreso permanente delgas al tubing, mientras entra simultáneamente el petroleo del pozo por lo tanto lo que ocurrees que el gas mantiene una columna más «liviana» facilitando las condiciones de producción.

IV-II-V - Mandriles de bolsillo

El objeto de los mandriles de bolsillo es el de alojar la válvulasrecuperables de gas lift. Con la válvula instalada, el mandril proporcionaun diámetro interior igual al del tubing. En el momento de la terminacióndel pozo, se puede instalar estos mandriles con válvulas falsas enanticipación de aprovecharse de la tecnología gas lift a futuro.

Los mandriles son parte integrante de la sarta de tubing y nopresentan ningún peligro de escapes. Al llegar el momento de iniciar elrégimen gas lift, con el cable de acero se sacan las válvulas falsas ( ociegas) y se instalan las válvulas operacionales. Se puede sacar e instalarlas válvulas gas lift selectivamente.

IV-II-VI - Válvulas

La necesidad de grandes presiones para iniciar(kickoff) la inyección del gas, resultó en la invención de lasválvulas de gas lift. En los años veinte se desarrollaronmuchos tipos, cuyo objeto fue el de disminuir dicha presiónpara permitir su instalación a mayores profundidades.

El uso de una serie de dichas válvulas permite lainyección del gas en niveles sucesivamente más profundos.Cuando las válvulas superiores quedan despresurizadasdebido a la caída del volúmen de líquido en el tubing, secierran porque la presión diferencial en la válvula o lavelocidad del gas de inyección (según el diseño), excede laregulación del resorte o del fuelle de la válvula.

Existe actualmente una gran gama de diseños de válvulas. Estas válvulas puedeninstalarse en los mandriles convencionales recuperables con el tubing (llamadasconvencionales) o en los mandriles excéntricos (llamadas recuperables). Figura inferior

Diferentes tipos de válvulas pueden trabajar según la presión de la columna (tubing), la delcasing, o combinadas. Un ejemplo puede verse en la siguiente figura:

TUBING

CASING

NITROGENO

EMPAQUETADURAS

Las válvulas de gas lift son fundamentalmente válvulas reguladoras de presión, que seintroducen entre el tubing y el casing, para conrolar la inyección de gas, cuidando que el mismose inyecte en el volúmen, presión y profundidad deseados.

En el esquema superior se aprecia cómo la presión de entrecolumnas, vence a la presión decalibración de la válvula (nitrógeno), abriendo la misma y permitiendo el paso del gas de inyección,del casing al tubing.


CUERPO

CUERPO

CAMARA

CAMARA

FUELLE

FUELLE

VASTAGO

RESORTE

ORIFICIO

ASIENTOS

VALVULADE

RETENCION

RESORTE

VASTAGO

PRESIONDE

GAS LIFT

ENTRADADE

GAS LIFT

PRESIONDE

COLUMNA

VALVULADE

RETENCION

VALVULA CONVENCIONAL PARA ELEVACION NEUMATICA

Hay valvulas como la del tipo spreadmaster que se adaptan a la inyección continua ointermitente. De los dos modelos disponibles, uno se recupera con cable de acero, y el otro serecupera con el tubing. Los dos modelos se adaptan a los equipos de gas lift ya instalados en elpozo.

Las válvulas falsas se instalan en los mandriles de bolsillo con cable de acero para cubrir losorificios de inyección de los mandriles. Se las puede instalar antes de la terminación del pozo odespués, para probar a presión el tubing, el packer y otros equipos.

En el caso de los nuevos pozos, las válvulas falsas (ciegas) pueden permanecer instaladasen los mandriles durante años hasta la instalación eventual de la válvulas de gas lift. Las válvulasfalsas se sacan y las válvulas operativas se instalan con cable de acero. A medida que el pozo seexplote, se puede reemplazar las válvulas que no sean necesarias con válvulas falsas.

Para ésto las válvulas disponen de anclajes y puntos de pesca, montados en su conjunto,como muestra la figura:


IV-II-VII - Mediciones

El desempeño del Operador en el campo, tiene fundamental importancia en el manejo dela información de las mediciones para el seguimiento de la operación de gas lift. Un pozo puederecircular gas sin producir petróleo y hasta que no se mide o se controla en algún registro, no sedetecta. Por otra parte las mediciones fundamentalmente de gas, para que sean confiables tienenque concretarse con instrumental calibrado y una adecuada verificación de la calidad de laslecturas.

Teniendo en cuenta el circuito de gas de inyección y el asociado, se seguirá la dirección delflujo partiendo del punto de alta presión, como puede ser la salida de los compresores.

Aquí el primer punto de medición debe controlar el volumen total de gas enviado al sistemageneral de inyección, luego en los distribuidores, cada línea de conducción a los pozos debeestar equipada con un puente de medición, cualquiera sea el método adoptado, que permitamedir permanentemente o si las instalaciones no lo permiten, hacer registros muy frecuentes decada pozo, en lo que hace a determinar los volúmenes de gas que se utilizan individualmente ylas presiones de inyección.

Los registradores de presión diferencial son los medidores más usados y pueden leertambién, la presión estática.

Continuando el circuito se llega a la cabeza de pozo donde la mejor información se obtendrá,del registro simultaneo de la presión de inyección y la de fluencia en la salida de la cañería deproducción. Esto se logra con un registrador de presión de doble pluma y es sumamente útilpara determinar el funcionamiento del pozo con la interpretación de las cartas, pues se puedeidentificar el funcionamiento de las válvulas, tiempos de inyección, de surgencia, de recuperaciónetc.

El próximo paso y el más importante será en la batería donde un separador de controlmedirá la cantidad de gas, de petróleo y de agua de cada pozo y luego todo el trabajo estadísticoy de mejoramiento o corrección de problemas que sea necesario para que el sistema funcioneadecuadamente.

No hay dudas que el pozo nunca puede producir menos gas del que se inyecta, la relacióngas petróleo de la producción es un dato importante y considerando todo el sistema siempredebe existir un excedente casi constante solo afectado por la declinación natural de los pozos,por lo que un control del gas no utilizado en el sistema indicará permanentemente el funcionamientodel mismo.

Depende de las instalaciones de cada operación la calidad de los controles, pero sin dudasel Operador de producción, tiene la responsabilidad de adecuar lo necesario para medicionesque en definitiva serán las que darán las pautas a los programas operativos.

Material preparado para CHACO S.A.MÓD. I - CAP. V: Pag. 1

MÓDULO I - CAPÍTULO V - SEPARACION

V-I - ACONDICIONAMIENTO DE LOS FLUIDOS

Se pueden determinar, más allá de las características propias de cada uno, dos componentesfundamentales del fluido producido en los campos petroleros según su estado, dependiendo enalgunos casos de la presión y temperatura a la que son extraídos.

El estado líquido y el gaseoso (éste último libre o integrado), son las dos primeras fases aconsiderar para las necesidades de separación planteadas en cualquier instalación de superficie.

A su vez el estado líquido está compuesto por dos fases principales, el hidrocarburopropiamente dicho (petróleo) y una parte de agua (también libre, integrada o emulsionada), deacuerdo a las características propias del reservorio.

El manejo discriminado de las diferentes fases en las operaciones de producción, hace quesea necesaria su separación y acondicionamiento con diferentes propósitos que pueden ser:

Medir cada fase: En instalaciones donde la presión es la energía utilizada para el transportepor oleoductos comunes (Ej. Plataformas).

Eliminar el fluído no deseado: Puede ser el gas en caudales o situaciones donde no esaprovechable. O puede ser el agua para disminuír el manejo del caudal posterior hacia plantasde tratamiento, para utilizar en sistemas de reinyección, o porque contenga algun componentedañino para las instalaciones (carbonatos).

Separación del gas: El gas captado es generalmente destinado a centros de utilización oventa, o al consumo como combustible de calentadores y motores a explosión.

Separación del petróleo: Para su posterior almacenaje en tanques, estabilización, bombeo,etc.

Con tal objeto se utilizan los “separadores”, que se ubican intercalados en la linea de losfluidos producidos, generalmente posteriores almanifold; y con las descargas de las fasesseparadas, conectadas a los circuítos receptores.

También existen separadores de agua libre (free water knockout), y los denominados“scrubber”, que son pequeños separadores de gas y líquidos, de menor capacidad. Generalmenteusados en líneas de alimentación a otros equipos, como motores y calentadores.

V-II - PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN

Los principios fisicos básicos para la separación son:

Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables detemperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles, es decir que si bien semezclan, no son miscibles, conservando su estructura original.

Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla diferentesdensidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan pordiferencia en el peso de cada componente.

Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos aseparar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo.

Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y unirse entre sí,facilitando el proceso de decantación

Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la estructura y diseño delequipo, se puede considerar como más importantes:

Choque: El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la dispersión de losfluidos de diferente densidad.

Cambio de velocidad: Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad semanifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma diferente yconsecuente con sus densidades.

Cambio de dirección: Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al fluído se lemodifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluídos.

Tiempo de residencia: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar por elseparador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumendisponible. Está dado por el diámetro del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación.Un aumento de éstos parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia.

El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero posee unaestrecha vinculación con la presión, temperatura y características del fluido:

Más viscosidad = Mayor tiempo de residenciaMenor viscosidad = Menor tiempo de residancia

Superficie interfase: Es importante la mayor superficie en el área de contacto entre lasfases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de utilizar separadores horizontales en lugar delos verticales.


V-III - CONDICIONES DE OPERACIÓN

Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo para laseparación, será necesario considerar algunos aspectos fundamentales:

Temperatura: Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficientela viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas,disminuyendo las necesidades de tiempo de residencia.

En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación.Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta, evaporará

algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por enfriamiento y recuperar.

Presión: Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos deaumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también favorecerá la separacióndel gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberáser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo.

Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del volúmen delgas al disminuírlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un incremento de la velocidad desu pasaje por el separador

La capacidad en caudal de gas de un separador, está dada por la velocidad a la que éstepasa por el equipo, y que es proporcional a la presión ya la sección de pasaje. En separadores horizontales esen función de su diámetro, densidad del gas y nivel deoperación. El descuído de éstos parámetros traeráaparejado el arrastre de gotas de líquido con el gas, ypor lo tanto una ineficiencia del sistema.

V-IV - SEPARADORES

V-IV-I - Características

El separador está constituido por un cuerpocilíndrico horizontal o vertical, diseñado especialmentepara que por su interior circulen los fluidos que han desepararse; equipado con una serie de elementos ydispositivos que favorecen dicha separación.

En la Figura V-1 se puede observar un esquema deeste tipo de equipos, y la distribución de las conexionesde entrada y salidas, correspondiendo el ejemplo a unseparador vertical bifásico.

Figura V-1

Como ya se ha comenzado a describir, los separadores más usados en la industria sepueden clasificar en bifásicos o trifásicos según el tipo de separación; como así también enverticales u horizontales según sus características constructivas.

Cada equipo debe tener la placa de construcción donde, entre otros datos, figura:

Presión nominal: Es la máxima presión a la que puede trabajar el equipo,en sobre éstevalor deberían estar calibradas las válvulas de alivio o venteo de seguridad.

Presión de trabajo: Es la presión recomendada por el fabricante para una operaciónnormal.

Temperatura de trabajo: Es la temperatura recomendada por el fabricante para unaoperación normal.

Presión de prueba: Es la máxima presión con que se ha probado el equipo en fábrica, y elvalor más alto garantizado con el equipo nuevo. Normalmente es un 50 % más del valor de lapresión nominal.

Caudal de gas: Es el caudal máximo de gas permisible para una garantizada eficiencia conlos valores de temperatura y de presión denominadas como de trabajo.

Caudal de líquido: es el caudal máximo de líquido permisible para una garantizada separacióncon los valores de presión y temperatura descriptos anteriormente.

Los equipos varían en tamaño y espesor de pared, según los caudales a tratar y las presionesde trabajo. Los diámetros más frecuentes son de 18 a 60 pulgadas, las alturas tienen granvariedad, entre 1.5 y 7 metros y la presión de trabajo pueden ser de aproximadamete 30 PSI(baja presión) a los de alta presión, equipos que pueden trabajar con más de 3000 PSI.

El diseño del cuerpoy de los accesorios queestán en su interior,permiten que al ingreso delos fluidos se origine unaimportante caída en lapresión de los mismos y unadispersión del flujoaltamente pulverizado. (verfiguras V-2 y V-3).

Figura V-2


V-IV-II - Proceso de separación

Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipodurante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferenciade peso entre el gas y el líquido.

Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador porser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parteinferior.

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interiordel mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las gotas más pequeñas depetróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectoresde turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo.

Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior de unseparador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos peroefectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contrauna superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las queal aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo.

Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior deuna cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al ingresar al separador seproduce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando»el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido.

Figura V-3

El proceso será entonces:

1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo.

2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo;

3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos ymallas de retención de niebla;

4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo deretención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de espuma, en casocontrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y dela configuración del equipo.

En la Figura V-4 seobserva un equiposeparador con detalles dediversos accesorios internosque favorecen la separaciónde ambas fases, líquida ygaseosa.

Figura V-4


Se pueden determinar, cuatro zonas internas de un separador, que colaboran con la eficienciadel mismo:

Sección Primaria: A la entrada, compuesta por las placas deflectoras, el difusor o eldistribuidor ciclónico.

Sección Secundaria: En el intermedio del cuerpo del equipo, donde se realiza la retenciónde espuma, se realiza la separación de las gotas de líquido y la rectificación de flujo medianteplacas paralelas horizontales en la fase gas ((coalescedor o atrapador de gotas), y rompeolas enla fase líquido.

Sección Aglutinadora: A la salida de la fase gas, donde se encuentra el retenedor oatrapador de niebla.

Acumulación de Líquidos: La parte inferior del separador y la/s descarga/s de líquido/sdel equipo.

En las Figuras V-5 y V-6 se aprecia las mencionadas zonas y los elementos que componenel equipo:

Sección Primaria Sección Secundaria Sección Aglutinadora

Acumulación de LíquidosFigura V-5

1) Entrada de Producción

2) Plato Difusor

3) Rectificador/Coalescedor

4) Retenedor/Rompedor de espuma

5) Rebalse

6) Rompedor de vortex

7) Extractor de Niebla

8) Salida de Gas

9) Salida de Petróleo

10) Salida de Agua

11) Entrada de Hombre

12) Válvula de Alivio

13) Disco de Ruptura

1

2

3

4

5

6

78

9

10

11

12

13

Figura V-6


El proceso de separación descripto anteriormente se desarrolla en el interior del separador,pero debido a que el gas tiene una alta movilidad, que es muy superior a la del petróleo, seescaparía sin restricciones por la parte superior. Por lo tanto, es necesario que la salida de gasdel separador sea controlada y regulada, para evitar justamente la salida irrestricta del mismo, loque rompería el equilibrio producido en la interfase y evitaría la separación del fluido que vayaingresando. También la salida de líquidos debe ser regulada convenientemente. Ver Figura V-7.

Figura V-7

Por lo tanto es necesario equipar el equipo con diversos elementos, instrumentos y válvulasde regulación como se observa en la figura anterior, para:

1) Por un lado, controlar el nivel de la interfase y mantenerlo constante, de manera deabrir la salida de líquidos cuando aumente el nivel y cerrarla cuando disminuye. Esto se logra conun instrumento controlador del nivel, que actúa enviando una señal sobre una válvula motora dedescarga ubicada a la salida de los líquidos.

2) Por otro lado es necesario mantener una presión de trabajo en el interior del separador,(“presión de operación” o “contrapresión”), la que se mantiene a un valor adecuado que permitaque el gas captado pueda ser distribuido al consumo, o sea que ingrese a un gasoducto; queprovoque el desplazamiento de los líquidos por la parte inferior del separador, hasta los tanquesy que sea conveniente para tener una separación eficiente.

El equipamiento externo se completa con una serie de accesorios y válvulas de control y deseguridad y con instrumentos y sistemas de medición de los caudales del gas y de los líquidosseparados.

Para obtener una buena operación de un separador, deben cuidarse dos aspectosfundamentales: la eficiencia y la capacidad de separación.

V-IV-III - Eficiencia de un separador

Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin humedad y sinlíquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. Encaso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a variosfactores tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperaturaexcesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen laspartículas de líquidos) etc.

Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado momento seproduce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando máslíquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de cargapor bajo diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bienregulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provocaelevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera delequipo.

Es decir que un separador que estaba trabajando bien, por causas ajenas al mismo puedepasar a disminuir tanto su eficiencia que no separe adecuadamente ambas fases. Pero como seve, es de suma importancia realizar un diagnóstico adecuado a fin de encontrar la solucióncorrecta al problema.


V-IV-IV - Capacidad de un separador

Se entiende por «capacidad de un separador» a la cantidad de fluidos, líquidos y gaseosos,que puede procesar eficientemente a separarlos a cada uno en sus fases.

Los valores de capacidad dependen del tamaño del recipiente, de las características de losfluidos para los que fue diseñado y de las condiciones de operación. Estas ultimas, en muchoscasos son determinantes, ya que la capacidad puede verse limitada en un alto grado debido acondiciones de trabajo inadecuadas, para las que el equipo no fue diseñado y no puede respondereficientemente.

Por ejemplo una situación que se puede dar sería que, debido a un impedimento o restricciónen la salida de los líquidos, el nivel del mismo dentro del equipo aumente hasta ingresar petróleoa la salida de gas. Esta situación traería aparejado muchos problemas operativos, entre los quese deben contar la falta de gas durante el tiempo en que el equipo esté fuera de servicio y lasdificultades para realizar la limpieza de todo el sistema de líneas y de control neumático quehayan quedado contaminados con petróleo.

Se puede decir que la capacidad de los separadores es función de los siguientes factores:

·diámetro y longitud del recipiente (tamaño del mismo).·diseño y distribución de los dispositivos internos.·presión y temperatura de operación.·características físicas de los fluidos (densidad, viscosidad,)· relación gas-petróleo a la entrada.·diámetro y distribución de las partículas líquidas en el gas antes del extractor de niebla.·nivel del líquido que mantiene el separador.· condiciones de fluencia a la entrada (temperatura, velocidad, presión)· impurezas contenidas en los fluidos del pozo.· tendencia a la formación de espumas y parafinas.

Entre las condiciones operativas que disminuyen la capacidad de un separador, se puedenmencionar las siguientes:

1. Por trabajar a muy baja temperatura, lo que aumenta mucho la viscosidad del petróleoy consecuentemente, disminuye la facilidad para descargar hacia los tanques. Hay que recordarque elevar la temperatura de los fluidos que ingresan, tiene la ventaja de disminuir la viscosidaddel petróleo y por lo tanto facilitar la descarga del equipo. Esto se podría lograr con unprecalentamiento de los fluidos antes del ingreso al separador.

Pero también hay que tener en cuenta que un aumento de la temperatura, aumenta tambiénla cantidad de componentes livianos que se separan de la corriente líquida y que, sin ser gases,son arrastrados hacia la salida de los gases, disminuyendo de esta manera la eficiencia de laseparación. Por lo tanto es necesario lograr un equilibrio entre ambos efectos al seleccionar latemperatura de trabajo, o tener en cuenta la necesidad de enfriar a la salida del separador pararecuperar los componentes livianos que salieron con el gas separado.

2. Por trabajar con una presión interior insuficiente como para movilizar los líquidoshasta los tanques, pero también se debe recordar que elevar la presión de operación es disminuirla separación de ambas fases, por lo que es necesario tener en cuenta estos efectos al seleccionarel valor de la presión de operación.

3. Por instalar una válvula de drenaje de líquidos inadecuada, que produzca mucharestricción al pasaje o que no abra lo suficientemente rápido como para responder a una variaciónimportante del caudal de entrada.

4. Por montar una línea de salida de diámetro reducido, por lo que muchas vecesconviene sobredimensionar estos diámetros, dado que estas líneas de descarga son de recorridorelativamente cortos hasta los tanques de recepción.

En las baterías es común ver separadores verticales que trabajan a baja presión. Su capacidadde separación es menor que un horizontal, por lo se utilizan generalmente para valores medianosa bajos de relación gas-líquido. Son fáciles de limpiar cuando presentan arenas, parafinas oresinas y pueden ser equipados con dispositivos de evacuación de sólidos.

Son perfectamente ubicables en los lugares donde se carece de suficiente espacio, comoen plataformas marinas o predios privados reducidos.

Algunas de las eventualidades operativas descriptas anteriormente se suelenprevenir con la instalación de elementos de control y de seguridad, tal como uncontrolador de muy alto nivel de la interfase por arriba del operativo, que actuará frentea la contingencia que el nivel de líquidos aumente por arriba del rango de operaciónnormal. Este segundo controlador de nivel deberá accionar la apertura de una válvulade descarga, que tendrá que estar ubicada en una cañería a tanque independiente de lalínea de descarga normal de operación, a fin de asegurar estar libre en todo momentoya que actuará como una descarga de seguridad para evitar que el líquido salga por lalínea de gas.


V-IV-V - Control operativo de la capacidad

Se puede ejercer cierto control de la capacidad de un separador, en determinados rangosy de acuerdo a la propia capacidad del equipo; considerando las condiciones del flujo a tratar,sin alterar los parámetros de presión o temperatura. Optimizando así la eficiencia del separadorante particulares relaciones de gas-líquido que se puedan presentar en un yacimiento.

El control sobre el nivel del líquido, es relevante para optimizar la capacidad o rendimientode un separador horizontal, y he aquí otra ventaja de éstos sobre los verticales.

Operando el Controlador de Nivel se puede obtener un mayor volumen permanente en lafase líquida y una menor sección de pasaje para la fase gas, o viceversa de acuerdo a lasnecesidades propias.

El la Figura V-8 se muestra las tres posiciones tipo, donde se puede considerar el corte pornivel superior a la situación donde el controlador de nivel está seteado para la máxima capacidadde líquido, en el intermedio está seteado para la máxima capacidad de líquido y gas, siendo elpromedio o equilibrio de rendimiento. En el corte inferior el controlador es seteado para lamínima capacidad en líquidos y la máxima en gas.

Figura V-8

Máximapresión

de m3/hr m3/hr m3/hrtrabajo m3/día m3/día m3/día

1440 psi 95,04 69,3 43,8942" x 10' 2.280 1663 1053720 psi 157,08 114,84 69,342" x 15 3.769 2756 1663600 psi 69,3 46,2 17,16

36" x 10' 1.663 1108 412

Máximapresión

de m3/hr m3/hr m3/hrtrabajo m3/día m3/día m3/día

1440 psi 29.875 47.800 71.70042" x 10' 717.000 1.147.200 1.720.800720 psi 22.466 34.655 49.47342" x 15 539.184 831.720 1.187.352600 psi 12.906 23.183 32.982

36" x 10' 309.744 556.392 791.568

CAPACIDADES DE LIQUIDO Y GAS

18,8 29,0 41,4

10,8 19,4 27,9

MMSCFH MMSCFH MMSCFH

25,0 40,0 60,0

CAPACIDAD DE GASMás 6" Promedio Menos 6"

Menos 6"PromedioMás 6"CAPACIDAD DE LIQUIDO

BOPD BOPD BOPD

6.650

10.500

2.600

10.500

17.400

7.000

14400

23800

10500

V-IV-VI - Separadores de control

Los separadores denominados “de general” se ubican en la entrada de la batería y circulapor ellos todo el fluido producido por la batería en conjunto. A la salida de los mismos seguramentehabrá un sistema de medición del caudal de gas total y un sistema de medición de los líquidos enconjunto, petróleo más agua.

Un separador denominado “de ensayo, control o prueba”, es básicamente el mismo equipo,tan solo que está intercalado en la línea de control de los pozos, de manera que puede serderivado por el mismo la producción individual de cada uno. El objeto de hacer circular un pozoseparado del conjunto es medir su producción individual, tanto su caudal de gas como de líquidos(petróleo más agua). Por lo tanto estos equipos deben también estar dotados de sistemas demedición, de gas y de líquido.

Existen en los campos separadores de prueba trifásicos, o sea con la posibilidad de descargarlos líquidos separados, por un lado petróleo más agua emulsionada (por una salida a cierta alturadel equipo) y por otro agua separada (por una salida por el fondo).

Un situación donde se pueden apreciar las variaciones mencionadas, se observa en la próximatabla, donde se han tomado en cuenta tres tipos de separadores y sus dimensiones, para realizarel cálculo de capacidad para su nivel promedio, su nivel máximo (+ 6 pulgadas) y su nivel minimoposible (- 6 pulgadas).

Se establecen entonces las tres capacidades de rendimiento para los equipos del ejemplo,práctica que es recomendable realizar en todos los campos donde se encuentren instalados.


El sistema de medición adoptado dependerá de la rigurosidad de la medición que se desearealizar, dado que existen en el mercado una gran variedad de equipos e instrumentos que seadaptan a muy diferentes condiciones de operación.

La rigurosidad en las mediciones dependerá del objetivo de las mismas, puesto que notendrán iguales exigencias una medición de gas o petróleo para la venta, que otra con destino acomparar producciones en forma relativa. Vale nuevamente introducir el concepto económico,porque seguramente es conveniente la aplicación de costosos sistemas de gran precisión en elcaso que se necesite medir los distintos fluidos para la venta, pero tal vez resulte un gasto nonecesario si la medición es para comparar la producción individual de los pozos, donde sepretende saber si produce más o menos que un control anterior, lo que se puede resolvereficientemente con instrumentos accesibles.

Para minimizar el tiempo de estabilización de presiones al colocar un pozo en control, esimportante que la diferencia de presión de entrada del pozo y la presión en el separador decontrol, sea la menor posible teniendo en cuenta que la presión normal del pozo, a la llegada a labatería, es la registrada en el colector general de producción.

Es conveniente realizar periódicas verificaciones de la exactitud en la medición de losinstrumentos utilizados, ya sea comparando contra un bombeo a un tanque muy bien calibrado yutilizando elementos de medición apropiados, o utilizando un equipo patrón, calibrado enlaboratorio. Para realizar tal calibración se debe estar seguro de que, adonde se mida la descargadel separador, no entre fluido de ningún otro pozo por pérdida de las válvulas en el colector.

Como en todos los componentes, el Operador tiene la obligación de verificar el correctofuncionamiento y practicar el mantenimiento adecuado para que el rendimiento sea óptimo. En elcaso particular de los separadores de control, prestará especial cuidado porque se trata de labase fundamental de la información que necesita para cumplir con su tarea específica, porquemal podrá controlar la producción si el elemento base de medición no opera adecuadamente. Enuna buena operación, éste equipo debe funcionar permanentemente.

V-IV-VII - Otros separadores y accesorios

Se encuentran en algunas instalaciones otro tipo de separadores, en algunos casos llamadosdepuradores, que cumplen la función de retener muy poco líquido en un flujo alto de gas.

Estos equipos son instalados generalmente precediendo compresores, calentadores oinstalaciones de interés, cuando el gas utilizado no ha sido procesado convenientemente encircuítos depresores de punto de rocío.

En la figura V-9 se puede observar un separador del tipo «centrífugo» como ejemplo:

Otros separadores son los «atmosféricos»que trabajan sin presión adicional,siendo utilizadosen algunas oportunidades en el venteo de plantasa la antorcha.

Los incorporados a otros equipos comosucede en los accesos de algunas torres decontacto de glicol o en los circuítos post-enfriadointeretapa de los compresores de gas.

También en otros usos tal el «separadortrifásico» de plantas deshidratadora, sólo que enésa oportunidad separan gas, condensados y glicol.

En todos los casos les corresponden suspropios y adecuados parámetros de trabajo, a finesde obtener el mejor rendimiento posible.

Se los puede encontrar o solicitar alfabricante con diferentes accesorios, comocontroladores de muy alto o muy bajo nivel y muyalta o muy baja presión, serpentinas instaladas ensu interior para el calentamiento de petroleos muyviscosos, puentes de medición de gas y líquidosincorporados.

En separadores para alta presión, se proveencon el «shrinkage tester» o determinador devolumen de gas de despojo (se detalla másadelante en el capítulo de Mediciones), para el casode mediciones con caudalímetros dedesplazamiento positivo o electrónicos de turbina.

Figura V-9


V-IV-VIII - Sistemas de seguridad

Para todos lo equipos mencionados hasta el momento y sujetos a trabajar bajo presión, esrecomendable la comprobación o chequeo periódico de sus límites de capacidad.

Tales comprobaciones se realizan por diferentes sistemas que pueden ser el Test Hidráulico,Radiografías o Ultrasonido.

No obstante los separadores poseen sistemas de seguridad permanentes, que estáncompuestos por más de un elemento o válvulas para proteger el equipo y regular la operación.Todo lo que ofrece riesgos debe tener doble accionamiento, como ser: descarga de líquidos;descarga de gas y válvulas de seguridad.

Todo separador debe tener instaladas en su extremo superior una válvula de seguridad aresorte, calibrada para que abra a un 20% por debajo de la presión máxima que soporta elequipo y además, un disco de ruptura que se destruya con un 10% de presión menor a la máximadel equipo (ver Figura V-10).

Estos discos son membranas metálicas finas previstas para romperse en el caso de unasobrepresión accidental del equipo. Son colocadas entre dos bridas de modo que la presióninterna actúe sobre la parte hueca, “cóncava”. Si la presión máxima del equipo es de 1000 psi laválvula de resorte deberá abrir con 800 psi. y el disco se deberá romper a 900 psi.

Las válvulas de resorte se ajustan a la presión de apertura mediante una tuerca que comprimeo afloja la tensión del resorte, o bien se instalan los mismos previamente calibrados.

Las que no tienen registro, se deben retirar del separador y ser recalibradas en el taller deinstrumentos. Determinada la presión se graba el valor de la misma y la fecha de calibración, aestampa sobre la Placa de Calibrado.

Nesesariamente debe mantenerse un riguroso programa de recalibrado de éste tipo deválvulas. La experiencia de algunos campos indica el recambio por otra calibrada cada 6 meses,otros cada 12 meses; consecuentes con la rigurosidad del trabajo a la que son sometidas.

Con los ciclos de recambio mencionados se evita también el que las mismas corran riesgode «pegarse» y no funcionar correctamenteene lmomentonecesario.

Completan el equipamiento de seguridad, y reviste gran importacia el así considerarlo, lasválvulas conectoras de los niveles de vidrio, las que en su interior poseen una esfera de aceroque cumple las veces de válvula de retención, cuando por alguna razón el vidrio se rompe.

El vástago de las válvulas empuja la esfera para cerrar, y debe estar completamente retiradopara abrir.

Cualquier posición intermedia provocará que, ante la rotura del vidrio, la esferaquede trabada por el vástago de la válvula, dejándola abierta hasta que sea detectada lafalla.

00 Chaco Modulo i

Documents

Transcript of 00 Chaco Modulo i