Gustavo Moreno

Herramientas y Equipos Inteligentes - Y-TEC

Los pozos petroleros que explotan el mayor recurso hidrocarburífero del País son direccionales. Generalmente, desde una misma locación, se perforan múltiples pozos comenzando con un tramo vertical y luego desviando su trayectoria por una rama horizontal hacia la formación Vaca Muerta. Luego de una primera fase de explotación en la cual el pozo produce por surgencia, es necesario algún sistema de levantamiento artificial para llevar el hidrocarburo hasta la superficie. El bombeo mecánico es una de las herramientas más utilizadas con este fin. Sin embargo, su implementación apareja nuevos problemas porque en los pozos direccionales la sarta de varillas que compone este sistema mecánico sufre rozamiento con la cañería de producción, generando desgaste prematuro, fallas y dificultades en el monitoreo de las condiciones de fondo. A diferencia de los pozos verticales, donde existe un consenso en cómo calcular el estado de la bomba en fondo a partir de mediciones en superficie, en los pozos direccionales aún se debate cuál es la dinámica de la sarta y cómo utilizar estas mediciones de superficie para estimar el estado en fondo. Este problema de modelización dificulta mucho el uso de sistemas de control automático para optimizar el régimen de operación del pozo.

En esta charla mostraremos cómo un modelo mecánico sencillo permite poner de manifiesto los nuevos efectos y dificultades que aparecen en este sistema, y cómo este puede ser utilizado para resolver aspectos aún no contemplados en sistemas de control comerciales.

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