Pozo HPHT

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Si bien los pozos de alta presión y alta temperatura (HPHT) en esencia son construidos, estimulados, producidos y monitoreados en forma similar a los pozos con condiciones menos exigentes, el ambiente HPHT limita el rango de materiales y tecnologías disponibles para explotar estos yacimientos

No existen normas aplicables a toda la industria que definan las condiciones HPHT y la interrelación asociada entre la temperatura y la presión. En un esfuerzo para esclarecer esas definiciones, Schlumberger clasifica los pozos en tres categorías.


Fig 1: Clasificación HPHT según Schlumberger

En este sistema, se llaman pozos HPHT a aquellos cuya temperatura de fondo (BHT) alcanza 150°C [300°F] o su presión de fondo (BHP) asciende a 69 MPa [10,000 lpc]. El fundamento de estos valores umbrales tiene que ver con el comportamiento de los sellos elastoméricos estándar.

Los pozos llamados Ultra-HPHT exceden los límites operativos prácticos de la tecnología de componentes electrónicos existente; más de 205°C [400°F] o 138 MPa [20,000 lpc].

La clasificación HPHT-hc define los ambientes más extremos; pozos con temperaturas y presiones superiores a 260°C [500°F] o 241 MPa [35,000 lpc], respectivamente.

Es importante destacar que el esquema de clasificación HPHT de Schlumberger no se limita a pozos que satisfacen simultáneamente los criterios de temperatura y presión. Si cualquiera de los parámetros cae dentro de una de las tres regiones HPHT, el pozo se clasifica según sea la región en la que se encuentre.

Referencia: Oilfield Review Winter 2008 in Spanish. Volumen 20, número 3.

Angel Da Silva
Fundador de la Comunidad Petrolera. Asesor petrolero, instructor de programas de formación, emprendedor, apasionado por la tecnología, ingeniero de petróleo, MBA y Máster en Banca, Mercados Financieros y Gestión de Patrimonios.