Pozos No Convencionales

La producción de petróleo en yacimientos no convencionales
Por Mario Ottulich, Federico García y Roberto Grande Pan American Energy LLC

Trabajo técnico

Este trabajo resume los resultados y experiencias realizadas en un campo con pozos de una profundidad media de 2500 m, bajo corte de agua, caudales de producción entre 45 y 65 m3/d; y fluido de elevada viscosidad. Como sistemas de elevaciónartificial evaluados, la experiencia involucra el uso de bombeo mecánico y electrosumergible. También se presenta el uso de bombas mecánicas de profundidad con modificaciones en la válvula de pie y unidad de bombeo de carrera larga, como alternativa confiable para la explotación, eficiencia energética y retorno de la inversión para la aplicación en este tipo de pozos

Trabajo técnico presentadoen el Congreso de Producción del Bicentenario, Salta, mayo de 2010

54 | Petrotecnia • abril, 2011

n las provincias argentinas de Chubut y Santa Cruz se halla la Cuenca del Golfo San Jorge, y en ella, el área de Cerro Dragón. Se trata de una extensión de 3450 km2, explotados desde 1958. Hoy alberga 2670 pozos productores de petróleo y de gas, con una producción de 15.700 m3 opd; 150.000m3wpd y 8,9 Mm3pd de gas. Cuenta con 445 pozos inyectores y 130.000 m3wipd comprendidos en 49 proyectos de recuperación secundaria. La distribución de los sistemas extractores se compone de 1930 pozos que producen con bombeo mecánico, y el resto se distribuye entre ESP (650 pozos), PCP, gas lift, plunger lift y surgente. El yacimiento Oriental pertenece al área de Cerro Dragón, en el flanco norte dela cuenca del Golfo San Jorge. Este campo tiene una combinación especial de condiciones: posee pozos de hasta 2650 m de profundidad con temperaturas de fondo del orden de los 130 °C, y fluidos producidos con viscosidades que oscilan entre los 300 cp y los 1000 cP, a 50 °C; y punto de escurrimiento del orden de los 35 °C.

E

leo producido anteriormente. Esta nueva condición produjo bloqueosrepetidos en las bombas de profundidad. Se buscaron alternativas a nivel superficie como tratamientos químicos, correcciones de medida, circulación por inversa con petróleo caliente, e incluso terminar en el corto plazo en intervenciones repetidas con equipo de pulling por cambio de bomba. Pero sobre la base de esta experiencia y performance de explotación, los pozos no alcanzaban la producciónpropuesta, lo que provocaba un retraso en la recuperación de petróleo establecida.

sidad para temperaturas del orden de los 100 °C, con un brusco aumento si esta temperatura disminuía 20 °C, sumado a un alto contenido de asfaltenos; esto hacía que el crudo producido fuera de características diferentes a los producidos en los pozos anteriormente completados.
Medición
Densidad (API) Viscosidad @80ºC (cP) Viscosidad @ 100ºC (cP) Sólidos (mg/l) Emulsión (%) Punto escurrimiento (ºC)

Valor

Norma
Por reómetro Por reómetro Por reómetro ASTM D-4007 ASTM D-97

18,70 ASTM D - 5002 1200 300 50 20 35

Viscosidad @ 30ºC (cP) 58.000

Parámetros de producción
Para empezar, se muestran los datos principales de un pozo tipo del yacimiento Oriental, donde se destaca un amplio intervalo depunzados, producción con bajo corte de agua y una profundidad máxima del orden de los 2650 m.
Profundidad promedio Diámetro Casing Diámetro Tubing Intervalo de punzados Temperatura fondo Producción bruta inicial Gas Porcentaje agua 2650 m 5 1/2” (15,5 lb/ft) 2 7/8” (6,5 lb/ft) 1750 m - 2550 m 130 ºC 50 - 70 m3/d no 20 - 40%

ASTM D 2007
Medición Saturados (%) Aromáticos (%) Resinas (%) Asfaltenos(%) Valor 51,9 12,7 15,0 20,4

Objetivos
Ante las dificultades encontradas en la producción de los pozos anteriormente descriptos, se plantearon los siguientes objetivos: 1. Maximizar la producción de los pozos en cuestión. 2. Reducir tiempo para alcanzar máxima explotación. 3. Minimizar las intervenciones de pulling. 4. Estabilizar regímenes de producción. Para alcanzar los desafíos...