Bombeo Mecánico – Diseño

Bombeo Mecánico – Diseño

Es uno de los métodos de producción más utilizados (80-90%), el cual su principal característica es la de utilizar una unidad de bombeo para transmitir movimiento a la bomba de subsuelo a través de una sarta de cabillas y mediante la energía suministrada por un motor. Los componentes del bombeo mecánico esta compuesto básicamente por las siguientes partes: unidad de bombeo, motor (superficie), cabillas, bomba de subsuelo, anclas de tubería, tubería de producción (subsuelo). Un equipo de bombeo mecánico (también conocido como “balancín” o “cigüeña”) produce un movimiento de arriba hacia abajo (continuo) que impulsa una bomba sumergible en una perforación. Las bombas sumergibles bombean el petróleo de manera parecida a una bomba que bombea aire a un neumático. Un motor, usualmente eléctrico, gira un par de manivelas que, por su acción, suben y bajan un extremo de una eje de metal. El otro extremo del eje, que a menudo tiene una punta curva, está unido a una barra de metal que se mueve hacia arriba y hacia abajo. La barra, que puede tener una longitud de cientos de metros, está unida a una bomba de profundidad en un pozo de petróleo. El balancín de producción, que en apariencia y principio básico de funcionamiento se asemeja al balancín de perforación a percusión, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie. Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la manivela. Otra modalidad es el balanceo neumático, cuya construcción y funcionamiento de la recámara se asemeja a un amortiguador neumático; generalmente va ubicado en la parte delantera del balancín. Este tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo.

Equipo de Subsuelo

El equipo de subsuelo es el que constituye la parte fundamental de todo el sistema de bombeo. La API ha certificado las cabillas, las tuberías de producción y bomba de subsuelo.

Tubería de Producción. La tubería de producción tiene por objeto conducir el fluido que se esta bombeando desde el fondo del pozo hasta la superficie. En cuanto a la resistencia, generalmente la tubería de producción es menos crítica debido a que las presiones del pozo se han reducido considerablemente para el momento en que el pozo es condicionado para bombear.

Cabillas o Varillas de Succión. La sarta de cabillas es el enlace entre la unidad de bombeo instalada en superficie y la bomba de subsuelo. Las principales funciones de las mismas en el sistema de bombeo mecánico son: transferir energía, soportar las cargas y accionar la bomba de subsuelo. Las principales características de las cabillas son:

a) Se fabrican en longitudes de 25 pies, aunque también pueden manufacturarse de 30 pies.

b) Se dispone de longitudes de 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10 y 12 pies denominados por lo general “niples de cabilla” que se utilizan para complementar una longitud determinada y para mover la localización de los cuellos de cabillas, a fin de distribuir el desgaste de la tubería de producción.

c) Se fabrican en diámetros de 5/8, 3/4, 7/8, 1, 1-1/8 de pulgadas.

De acuerdo a las especificaciones de la API, las cabillas de acero sólido es del tipo de cabillas más utilizado y ha sido estandarizada por la API, sus extremos son forjados para acomodar las roscas, un diseño que desde 1926 no ha cambiado hasta la fecha. Todos los efectos negativos inciden en la vida útil de las uniones de las cabillas de succión, y hacen que el 99% de los rompimientos por fatiga en los pines de la cabilla, lo cual es ocasionado por un incorrecto enrosque de la misma. Entre las principales fallas podemos encontrar: tensión, fatiga y pandeo. En la producción de crudos pesados por bombeo mecánico en pozos direccionales y algunos pozos verticales, se presenta este tipo de problema (pandeo), la corta duración de los cuellos y la tubería debido al movimiento reciproco-vertical o reciprocante (exclusivo en el bombeo mecánico) del cuello en contacto con la tubería causando un desgaste o ruptura de ambas. Para el pandeo (Buckling de cabillas) se deben colocar de 1 o 2 centralizadores por cabilla según sea la severidad. Hay cabillas que tienen centralizadores permanentes.

Entre los tipos de cabillas que existen en el mercado están: Electra, Corod (continua) y fibra de vidrio. Las cabillas continuas (Corod) fueron diseñadas sin uniones para eliminar totalmente las fallas en el PIN (macho) y la hembra para incrementar la vida de la sarta. La forma elíptica permite que una gran sarta de cabillas sea enrollada sobre rieles especiales de transporte sin dañarlas de manera permanente. Otra ventaja de este tipo de varilla es su peso promedio más liviano en comparación a las API.

Ventajas

• a) La ausencia de cuellos y uniones elimina la posibilidad de fallas por desconexión.
• b) La falta de uniones y protuberancias elimina la concentración de esfuerzos en un solo punto y consiguiente desgaste de la unión y de la tubería de producción.
• c) Por carecer de uniones y cuellos, no se presentan los efectos de flotabilidad de cabillas.

Desventajas

• a) Presentan mayores costos por pies que las cabillas convencionales.
• b) En pozos completados con cabillas continuas y bomba de tubería, la reparación de la misma requiere de la entrada de una cabria convencional.

Anclas de Tubería. Este tipo esta diseñado para ser utilizados en pozos con el propósito de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de producción, lo cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de ambos. Normalmente se utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en la tubería de producción, siendo éste el que absorbe la carga de la tubería. Las guías de cabillas son acopladas sobre las cabillas a diferentes profundidades, dependiendo de la curvatura y de las ocurrencias anteriores de un elevado desgaste de tubería.

Bomba de Subsuelo. Es un equipo de desplazamiento positivo (reciprocante), la cual es accionada por la sarta de cabillas desde la superficie. Los componentes básicos de la bomba de subsuelo son simples, pero construidos con gran precisión para asegurar el intercambio de presión y volumen a través de sus válvulas. Los principales componentes son: el barril o camisa, pistón o émbolo, 2 o 3 válvulas con sus asientos y jaulas o retenedores de válvulas.

Pintón. Su función en el sistema es bombear de manera indefinida. Esta compuesto básicamente por anillos sellos especiales y un lubricante especial. El rango de operación se encuentra en los 10K lpc y una temperatura no mayor a los 500°F.

Funciones de la Válvula

• a) Secuencia de operación de la válvula viajera: permite la entrada de flujo hacia el pistón en su descenso y posteriormente hacer un sello hermético en la carrera ascendente permitiendo la salida del crudo hacia superficie.
• b) Secuencia de operación de la válvula fija: permite el flujo de petróleo hacia la bomba, al iniciar el pistón su carrera ascendente y cerrar el paso el fluido dentro del sistema bomba-tubería, cuando se inicia la carrera descendente del pistón.

Equipos de Superficie

La unidad de superficie de un equipo de bombeo mecánico tiene por objeto transmitir la energía desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento de la bomba de subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. Estas unidades pueden ser de tipo balancín o hidráulicas. Los equipos que forman los equipos de superficie se explican a continuación:

Unidad de Bombeo (Balancín). Es una máquina integrada, cuyo objetivo es de convertir el movimiento angular del eje de un motor o reciproco vertical, a una velocidad apropiada con la finalidad de accionar la sarta de cabillas y la bomba de subsuelo. Algunas de las características de la unidad de balancín son:

• a) La variación de la velocidad del balancín con respecto a las revoluciones por minuto de la máquina motriz.
• b) La variación de la longitud de carrera.
• c) La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de cabillas y fluidos del pozo.
• Para la selección de un balancín, se debe tener los siguientes criterios de acuerdo a la productividad y profundidad que puede tener un pozo:

Productividad

• a) Los equipos deben ser capaces de manejar la producción disponible.
• b) Los equipos de superficie deben soportar las cargas originadas por los fluidos y equipos de bombeo de pozo.
• c) Factibilidad de disponer de las condiciones de bombeo en superficie adecuada.

Profundidad

• a) La profundidad del pozo es un factor determinante de los esfuerzos de tensión, de elongación y del peso.
• b) Afecta las cargas originadas por los equipos de producción del pozo.
• c) Grandes profundidades necesitan el empleo de bombas de subsuelo de largos recorridos.
• La disponibilidad de los balancines va a depender fundamentalmente sobre el diseño de los mismos. Los balancines sub-diseñados, limitan las condiciones del equipo de producción y en consecuencia la tasa de producción del pozo. Los balancines sobre-diseñados, poseen capacidad, carga, torque y carrera están muy por encima de lo requerido y pueden resultar muchas veces antieconómicos.

Clasificación de los Balancines

Balancines convencionales. Estos poseen un reductor de velocidad (engranaje) localizado en su parte posterior y un punto de apoyo situado en la mitad de la viga.

Balancines de geometría avanzada. Estos poseen un reductor de velocidad en su parte delantera y un punto de apoyo localizado en la parte posterior del balancín. Esta clase de unidades se clasifican en balancines mecánicamente balanceados mediante contrapesos y por balancines balanceados por aire comprimido. Los balancines de aire comprimido son 35% más pequeñas y 40% mas livianas que las que usan manivelas. Se utilizan frecuentemente como unidades portátiles o como unidades de prueba de pozo (costafuera).

Características de las Unidad de Bombeo

Convencional	Balanceada por aire	Mark II
1. Muy eficiente	1. La de menor eficiencia	1. Muy eficiente
2. Muy confiable debido a su diseño simple	2. Las más compleja de las unidades	2. Igual que la convencional
3. La más económica	3. La más costosa	3. Moderadamente costosa

Diseño de Equipos de Bombeo Mecánico

Es un procedimiento analítico mediante cálculos, gráficos y/o sistemas computarizados para determinar el conjunto de elementos necesarios en el levantamiento artificial de pozos accionados por cabilla. La función de este procedimiento es seleccionar adecuadamente los equipos que conforman el sistema de bombeo mecánico a fin de obtener una operación eficiente y segura con máximo rendimiento al menor costo posible.

Paso 1: se debe seleccionar el tamaño de la bomba, el diámetro óptimo del pistón, bajo condiciones normales. Esto va a depender de la profundidad de asentamiento de la bomba y el caudal de producción (Ver Tabla 1). Nota: Todas las tablas y gráficas los colocaré al final de este post para que puedan ser descargados.

Paso 2: La combinación de la velocidad de bombeo (N) y la longitud de la carrera o embolada (S), se selecciona de acuerdo a las especificaciones del pistón. Se asume una eficiencia volumétrica del 80%. (Ver gráfico 1).

Paso 3: Se debe considerar una sarta de cabillas (se debe determinar el porcentaje de distribución si se usa más de dos diámetros de cabilla) y el diámetro de pistón, se determina un aproximado de la carga máxima para el sistema en estudio.

Paso 4: Chequear el valor de factor de impulso para la combinación velocidad de bombeo (N) y longitud de carrera (S) establecidos en el Paso 2.

Paso 5: Cálculo de la carga máxima en la barra pulida. Para este propósito será necesario obtener cierta data tabulada de acuerdo a los datos establecidos en los pasos previos. Primero se determinará el peso de las cabillas por pie y la carga del fluido por pie. Ahora se calcula el peso de las cabillas en el aire (Wr), la carga dinámica en las cabillas (CD) y la carga del fluido (CF) a la profundidad objetivo.

Wr = peso cabillas (lb/ft) x Prof. (ft)

CD = F.I. x Wr (lb) —–> Donde F.I. (Factor de Impulso)

CF = peso fluido (lb/ft) x Prof. (ft)

Carga máxima barra pulida = CD + CF

Paso 6: Cálculo de la carga mínima de operación (CM), el contrabalanceo ideal y torque máximo.

CM = Disminución de la carga debido a la aceleración (DC) – fuerza de flotación (FF)

DC = Wr x (1-C) —–> Donde C = (N^2 x S)/70500

FF = Wr x (62,5/490) —–> Valor constante

Para el contrabalanceo ideal se debe proporcionar suficiente efecto de contrabalanceo para darle suficiente valor de carga, el cual va a ser el promedio entre el máximo (carga máx. barra pulida) y el mínimo recién calculado.

Entonces,

Contrabalanceo ideal = promedio de carga (entre máx. y min) – la carga mínima.

Torque máx. = Contrabalanceo ideal x Punto medio de la longitud de carrera (S/2).

Paso 7: Estimación de poder del motor eléctrico. Conocida la profundidad de operación, °API del crudo y el caudal requerido de producción, se obtiene una constante que es multiplicada por el caudal de producción (Ver gráfico 3). Este valor obtenido son los HP necesarios justos para levantar el caudal requerido. Lo que se recomienda es que este valor obtenido se incremente de 2 a 2,5 veces para tener un factor de seguridad.

Paso 8: Cálculo de desplazamiento de la bomba. El valor obtenido de P sería el valor de caudal de producción si la bomba trabaja al 100% de eficiencia. El diseño de la bomba debe tener al menos el 80% de eficiencia. En crudos pesados debe tener un máximo de 18 strokes/minutos (promedio 15° API).

P = C S N

P = Desplazamiento de la bomba

C = Constante de la bomba, depende del diámetro del pistón

N = Velocidad de bombeo (SPM)

Paso 9: Profundidad de asentamiento de la bomba (Método Shell, Ver Tabla 3). Esto dependerá enormemente de la configuración mecánica del pozo. Si este método no cumple, por lo general se asienta a 60 o 90 pies por encima del colgador. Otras bibliografías hacen referencia que se asienta 300 pies por debajo del nivel de fluido.

Propiedades de la Roca Yacimiento

Propiedades de la Roca Yacimiento:

• - Definición de la porosidad
• - Clasificación de la porosidad
• - Factores que afectan la porosidad
• - Procedimientos para medir la porosidad
• - Promedios de porosidad
• - Calidad de la roca en función a la porosidad
• - Correlaciones para el cálculo de la porosidad
• - Definición de la permeabilidad
• - Dimensiones de la permeabilidad
• - Validez de la ecuación de Darcy
• - Clasificación de la permeabilidad
• - Determinación de la permeabilidad absoluta
• - Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad
• - Promedios de permeabilidad absoluta
• - Correlaciones de permeabilidad absoluta
• - Modelo de flujo capilar de Poiseuille
• - Relación entre porosidad y permeabilidad
• - Definición de saturación
• - Definición de tortuosidad
• - Definición de compresibilidad
• - Correlaciones para determinar la compresibilidad
• - Deformaciones elásticas e inelásticas
• - Efecto de la compactación sobre la permeabilidad y la porosidad
• - Definición de heterogeneidad
• - Heterogeneidad vertical
• - Variación de permeabilidad de Dykstra – Parsons
• - Coeficiente de Lorenz
• - Heterogeneidad areal
• - Determinación de la heterogeneidad areal
• - Espesor neto de arena petrolífera 

Pdvsa lanza oferta pública de cargamentos de crudo para noviembre y diciembre

Pdvsa lanza oferta pública de cargamentos de crudo para noviembre y diciembre.

La estatal venezolana Pdvsa y la petrolera argentina Pan American Energy lanzaron ofertas públicas para vender en el mercado abierto cargamentos de crudo a ser entregados entre noviembre y diciembre, de acuerdo a documentos a los que Reuters tuvo acceso el lunes.

Petróleos de Venezuela (Pdvsa) está ofreciendo un cargamento de Bachblend (una mezcla de cinco crudos con 17 grados API que incluye el crudo Bachaquero) para entregar del 25 al 27 de noviembre un embarque de 420.000 barriles del tipo Laguna para el 8-10 de diciembre y uno de 300.000 barriles de crudo pesado Bachaquero para el 28-30 de diciembre.

Los tres cargamentos saldrán del terminal de Puerto Miranda con destino al Golfo de México o al noroeste de Europa y las ofertas se recibirán hasta el 5 de noviembre.

Pdvsa lanza licitaciones frecuentes al mercado abierto para colocar combustibles, pero las ofertas de crudo al contado son relativamente inusuales y habitualmente se realizan cuando la compañía no puede vender sus volúmenes habituales de petróleo a través de contratos a largo plazo.

Los crudos pesados nafténicos como el Bachaquero suelen ser exportados a refinerías de asfalto de Estados Unidos.

Por su parte, Pan American Energy, una compañía controlada por la gigante británica BP, recibirá ofertas hasta el 4 de noviembre para vender un cargamento de 1 millón de barriles de crudo dulce mediano Escalante que partirá desde el terminal de Caleta Córdova entre el 21 y el 31 de diciembre.

Las ofertas deben estar relacionadas a los precios del Brent para el mes siguiente a la entrega.

Se trata de la segunda oferta abierta presentada por la compañía argentina en el último mes para vender crudo Escalante, extraído de la cuenca que lleva el mismo nombre en el sur del país sudamericano. El concurso previo fue adjudicado a la firma china Unipec.

Yacimientos Convencionales y No-Convencionales-Características

Figura- 1. Muestra una sección en forma diagramática de la ocurrencia de los yacimientos no-convencionales y su relación con los convencionales. Implica que existe migración de hidrocarburos ascendente hacia los reservorios convencionales. Procedencia: Roberto Garcia-Solorzano.

Desde hace ya unos cuatro a cinco años que en USA se explotan los yacimientos no-convencionales en gran escala. Sin embargo en el resto del mundo hasta ahora se comienza a tratar de comenzar su explotación comercial.

La principal razón por la cual se comenzó a explotar estos yacimientos en USA a gran escala fue debido al precio alto del gas en el año 2008 y la necesidad de producir gas y petróleo de ellos puesto que las áreas de exploración para los yacimientos convencionales ya estaban agotadas o limitadas en su acceso por razones ambientales.

Podríamos decir que el auge de la explotación de yacimientos no-convencionales ha producido una actividad enorme de perforación y explotación de estos yacimientos (más información), que en parte, hoy en día se justifican debido a que los precios de los crudos permanecen altos oscilando a más de los $90.00 dólares por barril.

En el resto del mundo se trata de usar el modelo de USA para comenzar con la explotación de este tipo de yacimientos. Sin embargo, debemos recordar que en la mayoría de los países que tienen reservas gigantes de hidrocarburos en yacimientos convencionales no se ha acabado de explotar estos yacimientos y por consiguiente hay todavía mucho potencial para encontrar hidrocarburos comerciales en estos reservorios convencionales.

Los países de la OPEC, entre otros como: Arabia Saudita, Irán e Irak, y NON-OPEC como Rusia, y México tienen todavía mucho potencial para yacimientos convencionales. En estos países la exploración y explotación la hace básicamente la empresa del estado y por consiguiente el número de pozos perforados es insuficiente para desarrollar grandes recursos hidrocarburíferos adicionales.

Si hacemos una comparación básica de las diferencias y similitudes de estos dos tipos de yacimientos podríamos describir unos puntos muy básicos. Estos no son los únicos o todos los que se pueden considerar pero nos ayuda a entender sus diferencias. Algunas de estas características ya se han mencionado en publicaciones anteriores del blog.

ROCA FUENTE/MADRE

Todos los yacimientos ya sean convencionales o no-convencionales, necesitan roca fuente para que puedan acumular hidrocarburos. En los yacimientos no-convencionales la roca fuente y el reservorio son el mismo horizonte estratigráfico.

Trampas en yacimientos convencionales, pueden existir dentro de toda la extensión de la roca fuente de la cuenca y aún fuera de ella, sin embargo, en yacimientos no-convencionales estaremos completamente limitados a donde se encuentra la distribución de la roca fuente y sobretodo supeditados mayormente a la calidad de la misma.

RESERVORIO

Convencionales: Obviamente el tipo de reservorio en estos yacimientos son las areniscas y carbonatos porosos ya sean con porosidad primaria o secundaria.

No-convencionales. Podemos incluir las lutitas, margas, mantos de carbón (Figura – 1) y las areniscas y calizas que debido a su baja porosidad y permeabilidad entrarían en esta categoría.

Porosidad. Se acostumbraba a tomar la porosidad de 10% como límite de yacimientos que podrían ser explotables por medios convencionales de producción. Es decir, siempre con más de 10% se considera convencional. Esta cifra es una guía y no un valor absoluto. Sin embargo, si podemos decir que la gran mayoría de yacimientos no-convencionales tienen mucho menos del 10% de porosidad.

Permeabilidad. Las lutitas por naturaleza son rocas porosas pero sus poros no están intercomunicados, a no ser que estén fracturadas o se fracturen artificialmente. Por lo tanto, son de muy baja permeabilidad. En reservorios convencionales la permeabilidad se puede encontrar arriba de los 100 mD (Mili Darcy) pero en los no-convencionales puede ser menor de 0.1 mD. Frecuentemente el rango puede ser en nanodarys.

TRAMPA

Las trampas en reservorios convencionales son críticas para su éxito, necesitamos una trampa estructural (anticlinal, bloque fallado, etc.), estratigráfica (truncación o acuñamiento) o combinada para poder almacenar los hidrocarburos (Figura – 1). Por el contrario, en los no-convencionales el gas esta embebido en los poros y en la matriz y por consiguiente, la trampa en el sentido clásico no aplica. Naturalmente, dentro del área prospectiva de los yacimientos no-convencionales hay que identificar los trenes o áreas más apropiados (“sweet spots”) para su explotación.

Extensión de la trampa. La extensión física de la trampa es por supuesto más grande en los no-convencionales que en los convencionales. Una de las trampas convencionales más grandes del mundo en cuanto a extensión es el yacimiento de Ghawar en Arabia Saudita que tiene una extensión aproximada de 174 millas de largo por 16 millas de ancho, o sea que cubre una extensión de 1.3 millones de acres.

En el sentido amplio se puede considerar que los yacimientos no-convencionales cubren la totalidad de las cuencas hidrocarburíferas donde se encuentre la roca fuente en el subsuelo.

SELLO

En yacimientos convencionales necesitamos una roca sello para impedir el escape de los hidrocarburos (figura – 1). En los no-convencionales la roca reservorio de hecho es un sello pero con hidrocarburos embebidos que no podrán salir al menos que los estimulemos de alguna forma como produciendo fracturamientos hidráulicos (Fracking).

MIGRACIÓN

La migración y el tiempo de ella pueden ser claves en yacimientos convencionales para su comercialidad. Muchas veces se encuentran yacimientos comerciales a mucha distancia de la roca fuente debido a migración de los hidrocarburos (Figura – 1).

En yacimientos no-convencionales la migración ya no es tan importante o no se considera. Estos yacimientos los encontramos directamente en la roca fuente, es decir, no consideramos migración a distancia para los yacimientos no-convencionales.

PRESIÓN DE PORO

Muchos de los yacimientos más grandes del mundo localizados en rocas convencionales se encuentran en ambientes de presiones poro normales (Prudhoe Bay, Cantarell, Ghawar, etc.). Sin embargo cuando se trata de yacimientos no-convencionales ellos muchas veces los relacionamos con la presencia de espesas secciones de arcillas/lutitas, bajo presiones anormales, en las partes más profundas de las cuencas hidrocarburíferas.

GEOQUÍMICA

Muchos de los valores y datos geoquímicos aplican para ambos tipos de yacimientos. Sin embargo, en yacimientos convencionales podemos tener campos de hidrocarburos comerciales en rocas inmaduras debido a la migración de los mismos. En yacimientos no-convencionales la sección que produce debe tener la madurez y contenido de materia orgánica apropiada para el tipo de gas o gas húmedo si fuera el caso.

EXPLOTACIÓN

Yacimientos convencionales generalmente pueden presentar varios niveles de contactos de agua ya sean de petróleo-agua o de gas-agua. Estos yacimientos también pueden producir algo de agua y con el tiempo a medida que tienen más madurez, la producción el agua aumenta y en muchos casos significativamente. En yacimientos no-convencionales, generalmente, hay una muy reducida producción de agua o ninguna.

En yacimientos convencionales tenemos varios estados de recobro, primario, secundario y aun terciario. En yacimientos no-convencionales no hay fases de recobro ellos no producen al menos que se los estimule y fracturen hidráulicamente (Fracking) para que desarrollen permeabilidad. En yacimientos convencionales la producción diaria puede ser muy superior a los no-convencionales.

POZOS

En los yacimientos convencionales se perforan pozos mayormente verticales y muchos desviados para utilizar el mismo sitio de perforación lo cual da muchas ventajas. Se han perforado pozos horizontales en convencionales. Sin embargo, en los yacimientos no-convencionales la mayoría de los pozos son horizontales dentro del objetivo.

DECLINACIÓN

La declinación o agotamiento de los yacimientos no-convencionales puede ser muy precipitada con relación a los convencionales. Los pozos de gas de yacimientos convencionales declinan cerca del 20% por año. Sin embargo, los pozos de gas de yacimientos no-convencionales declinan muchas veces alrededor de 35% anualmente. Por este motivo hay que perforar en proporción más pozos que en los yacimientos convencionales. Lógicamente el área de drenaje de los no-convencionales es mucho menor.

RESERVAS/RECURSOS

En cálculo de reservas en yacimientos convencionales, aunque no es una ciencia exacta, ya tenemos mucha información histórica del comportamiento de estos yacimientos y por consiguiente, conocemos los factores de recobro/riqueza de muchos tipos de reservorios. Hay yacimientos convencionales que han producido por más de 30-40 años y esto nos da un gran conocimiento de su comportamiento para aplicarlo a nuevos yacimientos.

En el caso de yacimientos no-convencionales nuestra experiencia se remonta a un poco más de cuatro años produciendo en forma masiva. Muchos de los cálculos se hacen usando extrapolaciones hiperbólicas y se asumen recursos como reservas e indiscriminadamente se habla de los dos términos como sinónimos lo cual dista mucho de la realidad. En yacimientos no-convencionales si no se continúa con un plan agresivo de perforación de pozos para mantener la producción esta bajará inexorablemente a corto tiempo.

PRODUCTIVIDAD

Los yacimientos no-convencionales, en general, distan mucho en productividad diaria de los convencionales. En el caso de uno de los yacimientos que actualmente se compara o se usa como base, el Bakken, localizado en el Estado de Dakota del Norte en USA, tiene una productividad promedio por pozo de 140 BOPD. Para mantener este promedio se han perforado alrededor de 5000 pozos (más información).

En el caso de los yacimientos del Eagle Fort en Texas, hay pozos que tienen una producción de gas que llega a los 15MMCFGD (quince millones de pies cúbicos por día). Ya para finales del 2012 el Eagle Fort producía alrededor de 300,000 BOPD y se han perforado unos 3,000 pozos. Este yacimiento solo producía unos 12,000 BOPD en el 2010 (más información).

En yacimientos convencionales de buena permeabilidad y espesor las producciones llegan fácilmente a 80 a 100MMCFGD y por tanto la producción y explotación se hace con mucho menos pozos.

En cuencas muy maduras en la explotación de yacimientos convencionales los campos que se descubren actualmente son muchas veces de producciones bajas debido a que las trampas son pequeñas y los espesores del reservorio no son considerables. Pozos en estas pequeñas trampas se asemejan a la producción de los no-convencionales.

COSTOS

Los costos de perforación asumiendo que se perfore solamente en tierra son más o menos iguales en ambos tipos de reservorios. Sin embargo, en los yacimientos no-convencionales los costos aumentan bastante debido a las fracturaciones hidráulicas. En un pozo de $9MM de dólares del Eagle Fort, el completamiento del pozo es el 60% del costo lo cual incluye la fracturación, la cual es aproximadamente un 45% (más información).

No consideramos yacimientos no-convencionales en el mar. En yacimientos convencionales los costos de las operaciones de perforación, explotación y producción son supremamente altos en el ambiente de aguas profundas. Este es el caso de las aguas profundas del Golfo de México o de Brasil, donde Petrobras tiene que invertir cerca de 237 billones de dólares para el desarrollo de los campos de aguas profundas (más información).

RIESGO GEOLÓGICO

Si nos referimos al riesgo geológico de encontrar hidrocarburos en donde al menos se haga una prueba y fluya algo de hidrocarburos, podríamos decir que es muy bajo en los yacimientos no-convencionales, puesto que la roca fuente generalmente tiene hidrocarburos embebidos en los poros. En algunas ocasiones en yacimientos convencionales podemos encontrar las rocas del reservorio completamente lavadas, lo que llamamos pozos secos.

Una de las características de las cuencas que hace muchos años las llamábamos “tight gas basins” (cuencas gasíferas sin permeabilidad) era la de que prácticamente la totalidad de los pozos perforados presentaban muestras de gas o probaban algo de gas.

Hoy en día estas cuencas (“tight gas basins”) no son más que las cuencas potenciales para yacimientos no-convencionales. Su comercialidad está supeditada a efectuar fracturamientos hidráulicos masivos en los pozos.

En áreas de frontera e inexploradas, sin infraestructura va a ser muy prematuro pensar en la explotación de yacimientos no-convencionales, debido a los costos de desarrollar la infraestructura adecuada.

ESTRATEGIA Y HERRAMIENTAS

Siempre hemos usado herramientas de baja resolución para determinar extensión de cuencas tales como gravimetría y magnetometría. Sin embargo cuando tratamos de buscar áreas para perforar de yacimientos convencionales la sísmica es nuestra más confiable herramienta.

A pesar de que esencialmente la sísmica nos da la forma estructural también hemos avanzado en otros campos de su interpretación tales como la aplicación de anomalías de AVO o tratando de establecer detalles estratigráficos.

Por décadas hemos tratado de tener resolución en reservorios muy delgados pero sin mucho éxito. Para los reservorios no-convencionales tendremos que pensar en esquemas de como adquirir información que nos dé resolución adicional para el estudio de las lutitas.

Por primera vez después de explorar por décadas, la sísmica no nos indica donde perforar la trampa, cuando exploramos yacimientos no-convencionales. En muchos casos, la usamos para lo contrario o sea donde no perforar. Esencialmente muchas veces no queremos cruzar fallas cuando perforamos pozos horizontales.

Inicialmente la estrategia en una cuenca de yacimientos convencionales la sísmica nos localiza en áreas donde podríamos encontrar la trampa pero en yacimientos no-convencionales debido a que la configuración estructural no es la más crítica debemos tener acceso a áreas mucho más grandes.

Más que la sísmica el estudio geológico regional de la cuenca y las características físicas de la roca fuente como su composición y detalles geo-mecánicos como tipo de friabilidad y los parámetros de ingeniería son supremamente críticos para determinar las áreas mejores dentro del “play” del yacimiento no-convencional.

Algunas veces se usa micro-sísmica, esta es otra forma de adquisición de datos pasiva. Mayormente se usa cuando se están haciendo las fracturaciones hidráulicas, para tratar de detectar trenes de fracturación durante la inyección de fluidos.

Los yacimientos no-convencionales son como una trampa estratigráfica gigantesca con saturación de hidrocarburos a varios niveles, donde hay que encontrar los puntos o áreas más propensos para lograr producción de hidrocarburos a partir de permeabilidad inducida por las fracturaciones hidráulicas.

Licuefaccion de Gas Natural

El desarrollo de la Industria del Gas Natural esta limitado por las dificultades en el transporte del Gas Natural. Muchas fuentes de Gas Natural están localizadas en áreas remotas, a grandes distancias de los mercados comerciales los que los hacen difíciles su producción y extracción.

El Gas Natural debe previamente ser sometido a diversos procesos-antes del transporte- luego estos son transportados por ductos como gas comprimido o como gas licuado. Otro medio de transporte del Gas Natural-En estado Liquido- es por medio de Buques Metaneros. Ademas se puede transformar el gas en Energía Eléctrica.

El TRANSPORTE POR DUCTOS:

Tal vez sea la solución mas simple, pero requiere la instalación de red de ductos conectando los puntos de producción con los puntos de recepción ello implica el transporte y el sistema de distribución.

EL transporte por buques metaneros es la practica normal después  de haberse licuado el gas-El gas se transforma a Liquido bajo ciertas condiciones de presión y temperatura-. La Licuación del Gas permite una significativa reducción de volumen de aproximadamente de 600 veces, lo que hace el transporte eficiente. Para producir el GAS LICUADO se utiliza el PROCESO DE LICUACIÓN.

El transporte del metano por buques requiere la licuefaccion del Gas Natural, el cual es transportado en fase liquida a presión atmosférica a aproximadamente a una temperatura de -160°C. El transporte por buque de gas natural presurizado es limitado por razones de costos y seguridad.

Las fracciones liquidas pueden ser transportadas en la forma de GLP, si consisten básicamente de C3 y C4 o pueden ser mezcladas con el crudo para una fraccion C5+ separada de un gas asociado. Es posible transformar el Gas Natural químicamente en un producto liquido a condiciones del ambiente, tales como Metano, gasolina o diesel.

CONVERSIÓN ELÉCTRICA:

Es también posible convertir el calor de combustión del Gas Natural en energía eléctrica-las centrales térmicas-.  En ausencia de un fraccionamiento , el transporte por ductos es posible en dos fases -gas y líquidos  o como un fluido supercritico, a mayores presiones que el criconderbar , eliminando así cualquier riesgo de condensación.

LICUACIÓN DEL GAS NATURAL:

La licuación de los gases es parte importante de la refrigeración  Muchos procesos a temperaturas criogenicas (temperaturas bajo -100°C) depende de la liquefaccion de los gases. A temperaturas sobre el punto critico, una sustancia existe solo en fase gaseosa. Las temperaturas criticas del Helio, Hidrógeno y Nitrogeno (tres gases licuefactibles usados comúnmente  son -268, -240 y -147°C. Por lo tanto, ninguna de estas sustancias existirá en forma liquida a condiciones atmosféricas  Ademas, bajas temperaturas de estas magnitudes no pueden ser obtenidas con técnicas de refrigeración ordinarias. Las Técnicas que pueden ser usadas son: Sistema de Refrigeración en Cascada, Sistema con Refrigerante Mixto, etc. 

El proceso de liquefaccion generalmente comprende una zona criogenicas con uno o mas ciclos de refrigeración en donde el gas natural es enfriado en una o mas etapas desde la temperatura ambiente hasta la temperatura de condensación del Gas Natural o algo menor. Esta temperatura es normalmente alrededor de -160·C.

Los sistemas de refrigeración generalmente hacen uso de fluidos refrigerantes, que pueden ser un constituyente puro o una mezcla. El refrigerante es tipicamente vaporizado en uno o mas intercambiadores de calor criogenicas en el cual el Gas Natural es enfriado. El refrigerante vaporizado es subsecuente mente comprimido a altos niveles de presión y temperatura. El refrigerante es enfriado mediante agua o aire y posteriormente enfriado por expansión. Es común en los procesos de licuación con ciclos múltiples que los ciclos de refrigeración consecutiva sean enfriados pro el refrigerante del primer ciclo. Normalmente, las corrientes de Gas Natural son primeros descontaminados de agua, gases ácidos e hidrocarburos pesados.

CICLO DE REFRIGERACIÓN:

El ciclo de refrigeracion puede dividirse en 4 etapas:

Etapa de Expansion: En la etapa de expansion se inicia con la disponibilidad de un refrigerante al estado liquido. Mediante esta etapa, la presion y temperatura son reducidas mediante el FLASHEO del liquido a travez de una valvula de control ( Valvula Joule-Thompson). No ocurre cambio de energia debido a que la entalpia al inicio y al final permanecen iguales (PROCESO ISOENTALPICO). En la salida coexisten ( liquido y gas).

Etapa de Evaporacion: El vapor generado durante la expansion no provee ninguna refrigeracion al proceso. El calor adsorvido en esta etapa es causado por la evaporacion de la fase liquida y del gas natural, por lo tanto, el gas natural se llega a enfriar a esa temperatura, y el refrigerante pasa todo al estado de vapor saturado.

Etapa de Compresion: Los vaporares refrigerantes dejan el Chiller o Intercambiador de Calor a la presion de saturacion. Todos los vapores son comprimidos ISOENTROPICAMENTE (bajo entropia constante) hasta una presion mayor o igual al de la inicial.

Etapa de Condensacion: El refrigerante sobrecalentado es enfriado a presion constante hasta la temperatura del DEW POINT y los vapores refrigerantes empiezan a condensar a temperatura constante.Durante la reduccion de calentamiento y proceso de condensacion, todo el calor y trabajo aumentado al refrigerante durante los procesos de Compresion y Evaporacion, deben ser removidos de modo que el ciclo pueda ser completado alcanzando el Punto Inicial. 

CONDICIONES DE LICUEFACCION DEL METANO:

Generalmente, el metano a las condiciones de salida del yacimiento esta a 15.6°C y 5500 KPa y se desea convertirlo a liquido saturado a presion atmosferica ( -161,6°C y 101 KPa).

Como el metano tiene una temperatura critica de -85°C, este no puede ser licuado bajo ninguna circunstancia a temperaturas mayores. Para enfriar el gas desde las condiciones del yacimiento, se tienen 3 procesos posibles:

• Intercambio de Calor con una corriente Fria.
• Expansion Isoentropica con produccion de trabajo, mediante un expander.
• Expansion adiabatica a traves de una valvula Joule-Thompson.

En este proceso de licuacion se considerara como esquema base el de Joule-Thompson, junto con un pre-enfriamiento mediante intercambio de calor. La razon de enfriamiento de la carga se debe a que si se efectua una expansión desde 5516 KPa y 15.6°C hasta la presión atmosférica  esta descendera solo hasta -12.2°C, por lo que no habra licuacion del Gas Natural. -Se encuentra fuera de la envolvente-.

La combinación de estos dos conceptos da origen al Ciclo Linde Simple el cual se representa en un diagrama de Mollier.

El proceso consiste en un enfriamiento de la carga mediante intercambio de calor con la corriente de gas frio obtenida de la expansion, seguido por una expansion adiabatica del gas. El compresor del gas de recirculacion producido por la expansion representa el punto de inyeccion de la energia del proceso.

CICLO DE CASCADA CONVENCIONAL:

En este proceso , la temperatura es reducida en etapas sucesivas para igualar el perfil de temperatura-entalpia. En si, el proceso consta de 3 etapas. La primera etapa corresponde al enfriamiento producido por el propano como refrigerante donde se obtiene -35°C. En esta etapa un 20% de intercambio de calor se da. La segunda etapa utiliza etileno como refrigerante, enfriando el Gas Natural hasta -100°C, obteniendose un intercambio de calor en esta etapa de aproximadamente 50%. La tercera etapa utiliza el metano como refrigerante, enfrianfo el Gas Natural hasta -155°C, usando el ciclo de metano. En cada uno de los ciclos, la mas baja presion atmosferica, para eliminar el riesgo de ingreso del aire.

DESCRIPCION DEL PROCESO:

El propano comprimido a 1.3 MPa en el primer ciclo, es condensado con agua de enfriamiento. La vaporizacion del propano a -35°C  enfria el gas natural y tambien condensa el etileno, comprimido a 2.1 MPa. La vaporizacion del etileno a -100°C ayuda a licuar el gas natural bajo presion y a condensar el metano comprimido hasta 3.9 MPa. en el tercer ciclo. Desde que el gas natural es subenfriado a -155°C, la expansion de la fase liquida a presion atmosferica resulta en vaporizacion parcial (flash), la cual ayuda a alcanzar la temperatura de equilibrio liquido-vapor s presion atmosferica.

En este Ciclo de Refrigeracion de Cascada, el ciclo consiste de 3 subciclos con diferentes refrigerantes. En el primer ciclo, el propano deja el compresor a alta temperatura y presion y ingresa al Condensador donde agua o aire de enfriamiento es usado como refrigerante. El propano condensa y entra a la Valvula de Expansion donde su presion es disminuida hasta la presion de evaporacion. Como el propano evapora, el calor de evaporacion viene de la condensacion del Etileno, enfriamiento del metano y del Gas Natural. El propano deja el evaporador e ingresa al Compresor, completando asi el ciclo.

El Etileno condensado se expande y evapora conforme condensa el metano y el gas natural es mas adelante enfriado y licuado. Como el metano entra al compresor para completar el ciclo, la presion del gas natural licuado es reducida en una valvula de expansion multietapas con usualmente tres etapas, y consecuentmente tres niveles de temperatura de evaporacion para cada refrigerante. Los flujos de masa en cada etapa son usualmente diferentes. El Gas Natural desde los ductos va a traves de un proceso durante el cual los gases acidos son removidos y su presion aunmentada a un valor promedio de 40 bar antes de entrar al ciclo.

PLANTA MELCHORITA

La Planta  de licuefacción de gas natural se construye en un terreno costero  de 521 hectáreas de  extensión ubicado a 170   kilómetros al sur de Lima. Esta incluye un centro de licuefacción de gas natural, un terminal marítimo con un muelle de carga y un canal de  navegación que permitirá el ingreso y salida de los buques metaneros.

En la Planta se producirá el gas  natural licuado (LNG) mediante un proceso de  purificación y enfriamiento, a través del cual el gas pasa de su estado gaseoso  al estado líquido, reduciendo su volumen hasta 600 veces, facilitando así su  almacenamiento hasta su traslado en buques metaneros. La Planta tendrá  una capacidad nominal de 4.4 millones de toneladas anuales, lo que significa  que estará en capacidad de procesar 620 MMSCFD.

Luego  de ser enfriado, el LNG se almacenará en dos grandes tanques de almacenamiento  de 130,000 m3  a presión atmosférica para su posterior embarque en buques metaneros. Para  permitir la carga del gas licuado, el Proyecto contempla la  construcción de un terminal marítimo con un muelle de carga y un canal de navegación.

levantamiento artificial: Inyección de gas caliente como sistema en pozos de crudo pesado

levantamiento artificial: Inyección de gas caliente como sistema en pozos de crudo pesado

El artículo describe los resultados de la utilización de gas de levantamiento previamente calentado (250 @ 320 ºF), para pozos que producen crudo pesado (ºAPI 12), basándose en las experiencias obtenidas en una prueba piloto realizada en un pozo perteneciente al Campo Pilón, Distrito Morichal, Venezuela. Los resultados obtenidos en un pozo en gas lift con una gravedad API de yacimiento de 12º, producto de la inyección del gas caliente a través de una completación con tubería concéntrica, se pueden resumir en un incremento en la producción de 520 @ 817 BNPD (57%), utilizando la misma tasa de inyección de gas (400 MPCND). Con el sistema de tuberías concéntricas, se logra incrementar la eficiencia en la transferencia de calor, dado que el mismo fluye desde la tubería de inyección de gas hacia el crudo que circula por el anular (fluido en contra corriente).

El principio del sistema de levantamiento con tubería concéntrica se basa en inyectar gas caliente a través de una tubería de 2-3/8 pulgadas la cual lleva insertada una pieza especial para la inyección al final de la tubería, esta tubería está colocada dentro de una tubería de producción de 4 ½ pulgadas, y el fluido es producido a superficie a través del anular creado entre el diámetro interno de la tubería de 4 ½ pulgadas y el diámetro externo de la tubería de 2-3/8 pulgadas. La aplicación de este sistema cobra especial interés en campos que producen crudos pesados, mediante el método de levantamiento artificial por gas. Asimismo, la inyección de gas caliente para fines de levantamiento es una opción competitiva para aumentar la producción en pozos pesados, permite incrementar la eficiencia del levantamiento y se reducen los costos de producción del barril de petróleo.

Introducción

El Distrito Morichal está conformado por las Áreas de Pesado y Extrapesado, con los campos Pilón, Jobo, Morichal y Cerro Negro. Los Campos Morichal y Jobo tienen el crudo más pesado (8.5º – 11º API) y Pilón tiene el crudo más liviano (11.5º – 14º API). El estudio fue enfocado en el campo Pilón. En el campo Pilón existen un gran número de pozos gas lift que se encuentran inactivos por presentar daños en el revestidor de producción y con el sistema convencional de inyección de gas por el anular no pueden mantenerse activos, en este caso es necesario utilizar una completación con tuberías concéntricas, el cual consiste en bajar una tubería de 2-3/8 pulgadas dentro de una tubería de producción de 4 ½ pulgadas, aislando de esta forma la zona donde se encuentra el hueco en el revestidor. De esta manera se inyecta el gas a través de la tubería de 2-3/8 pulgadas y el crudo es producido por el anular creado entre el diámetro interno de la tubería de 4 ½” y la tubería de 2-3/8 pulgadas. Estas áreas tienen características específicas que hacen de la extracción de petróleo un proceso complejo, debido a su alta viscosidad, lo que genera resistencia al flujo a través del sistema de producción integrado (desde el medio poroso a las líneas de flujo). Con el fin de mejorar la producción y disminuir la viscosidad del crudo, se evaluó la aplicación de inyección de gas caliente como sistema de levantamiento artificial utilizando una completación de tuberías concéntricas en un pozo de crudo pesado en el campo Pilón del Distrito Morichal, en el cual se logró un incremento en la producción del mismo por encima del 50%.

Descripción del yacimiento

La siguiente tabla muestra la información básica del pozo donde fue desarrollada la evaluación con la inyección de gas caliente:

• Gravedad del crudo (°API) = 12
• Presión de yacimiento (psi) = 1250
• Temperatura de yacimiento, Tr (°F) = 130
• Espesar de la arena productora (ft) =  40
• Porosidad (%) =  26
• Permeabilidad (darcy) =  2-3
• Viscosidad a Tr (cp) =  800
• Agua y Sedimento (BSW) =  45%

Existen dos puntos importantes que mencionar acerca del sistema de gas lift en el campo Pilón. El primero, este campo ha sido explotado durante más de 50 años usando gas lift y el segundo, el incremento de la Relación Gas-Petróleo ha hecho difícil el uso de otro sistema de levantamiento artificial.

El problema y la solución

Las condiciones de corrosión asociadas al incremento en el corte de agua y el contenido de CO2 han causado daños en la tubería de producción durante los últimos años. Significativos reemplazos de la tubería de producción ha sido necesarios, con la finalidad de mantener las condiciones de producción de los pozos en el campo Pilón. Con el daño en el revestidor, los pozos no pueden producir porque el gas pasa a través de los huecos en el revestidor y no llega con la suficiente presión a la válvula operadora, por lo tanto el petróleo no puede ser levantado desde el fondo hasta la superficie. La solución consiste en la bajada de una tubería de menor diámetro (con una nariz de inyección al final) para inyectar el gas de levantamiento, dentro de la tubería de producción. Los fluidos son producidos a la superficie a través del anular creado entre la tubería de menor diámetro y la tubería de producción respectivamente. El apéndice muestra el esquema de completación del pozo, donde se observa el diseño utilizado, con el aislamiento del anular usando una empacadura.

Efecto de la transferencia de calor en el crudo pesado por análisis numérico.

En vista de la evidente importancia que tiene la temperatura como variable a considerar en la producción de un pozo, especialmente en crudo pesado, se evaluó el efecto de incrementar la temperatura de inyección del gas de levantamiento. Para lograr esto, se propuso calentar el gas de levantamiento (210°F) lo más cercano al pozo, el cual es productor de crudo pesado de 12 °API y posee una completación con inyección de gas con tuberías concéntricas. Con el sistema de tuberías concéntricas, se podrá incrementar la eficiencia en la transferencia de calor, dado que el mismo fluye desde la tubería de inyección de gas hacia el crudo que circula por el anular (fluido en contra corriente). Debido a que el gas viaja en contra flujo con el crudo que viene ascendiendo por el espacio anular, el efecto es convertir al espacio anular en un gran intercambiador de calor, permitiendo reducir la viscosidad del crudo producido con un incremento en la producción del pozo.

Para el cálculo de todas ecuaciones para la transferencia de calor involucrada en el sistema, se diseño una hoja de cálculo que permitió estimar la distribución de temperatura del fluido inyectado a lo largo de la tubería, al igual que la entalpía (contenido de calor) a cada profundidad, y de allí las pérdidas de calor. La finalidad de estos cálculos es determinar si en el punto de inyección de gas, el mismo llegará a las condiciones de calentamiento y estimar cuanto sería la pérdida de temperatura a lo largo de la tubería de inyección. Las gráficas generadas a través de la hoja de cálculo aportan información importante para predecir el comportamiento de producción con la aplicación de inyección de gas caliente mediante el análisis nodal.

Campo Pilon

• Geometría del Pozo Vertical
• Tubería de producción, pulg 4 ½
• Tubería de inyección de gas, pulg 2 3/8
• Temperatura de superficie, °F 90
• Cp gas, J/Kg-°C 2302
• Viscosidad del Gas, Pa*s 1.33E-5
• Conductividad térmica del Gas, W/m-°C 0.0372
• Conductividad térmica del petróleo, W/m-°C 0.116

Figura 1. Perfil de temperatura con la inyección de gas caliente (210°F).

 

Figura 2. Perfil de presión con la inyección de gas caliente (210°F).

Con la hoja de cálculo diseñada se logra determinar el perfil de presión y temperatura involucrados en la transferencia de calor, permitiendo conocer el comportamiento de estas variables en el pozo bajo los efectos de inyección de gas caliente. Con la finalidad de validar el diseño de la hoja de cálculo se realizaron sensibilidades tomando como base las pruebas de producción del pozo en estudio con la inyección de gas en frío y con varias pruebas realizadas al pozo luego de la inyección de gas caliente.

Comportamiento de producción con la aplicación de inyección de gas caliente a través del análisis nodal.

Para determinar el beneficio de aplicar la inyección de gas caliente como sistema de levantamiento artificial en un pozo de crudo pesado, se realizó una simulación utilizando un software especial para levantamiento artificial por gas, configurando el esquema de completación del pozo y ajustando inicialmente el modelo al comportamiento de producción actual, a través de las características de los fluidos; el corte de agua, tasa de petróleo, RGP y el índice de productividad del pozo. Se utilizaron correlaciones de flujo multifásico vertical y horizontal específicas para crudo pesado del área en estudio (Hagedorn & Brown y Xiao, respectivamente). El pozo presenta una producción de 520 barriles de petróleo bajo el escenario de inyección en frío. Los resultados preliminares, producto del análisis nodal considerando la inyección de gas caliente, indicaron un ganancial en la producción de 55% (286 barriles de petróleo) en comparación con la producción en frío del pozo.

Figura 3. Análisis Nodal con la inyección de gas en frio y caliente.

Prueba Piloto

Para realizar la prueba piloto requerida, se instaló un calentador de fuego indirecto de 2 MM BTU/hr en las adyacencias del pozo, este equipo trabaja bajo el principio de un baño de maría el cual se calienta con un quemador de gas natural. El pozo en estudio presenta un corte de agua bajo y 12° API, lo cual lo hace atractivo para el incremento en la producción y está completado con el sistema de tubería concéntrica. Los parámetros operacionales con la inyección de gas en frío son los siguientes:

• Presión de cabezal: 170 psig
• Presión de inyección de gas: 850 psig
• Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD
• Tasa de producción de petróleo: 520 barriles por día
• Temperatura de cabezal: 115 ºF
• Temperatura del gas inyectado: 100º F
• El día 15 de Octubre de 2010, el proceso de inyección de gas caliente fue iniciado. Luego de un periodo de evaluación de doce (12) semanas, los siguientes resultados fueron obtenidos:
• Presión de cabezal: 190 psig
• Presión de inyección de gas: 850 psig
• Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD
• Tasa de producción de petróleo: 817 Barriles por día
• Temperatura de cabezal: 127 ºF
• Temperatura del gas inyectado: 210º F
• En función de estos resultados, se evidenció un incremento en la producción de 520 a 817 Barriles (57%), superior a lo estimado por las simulaciones. Basados en estos resultados, se instalará un sistema de inyección de gas caliente en diez (10) pozos con un ganancial estimado de 1600 barriles de petróleo.

Conclusiones

• Usando una completación concéntrica se asegura una completa transferencia de calor hacia el fluido producido, y las pérdidas hacia las formaciones adyacentes son minimizadas.

• La inyección de gas caliente mostró un incremento en la producción debido a la reducción de la viscosidad, adicionalmente la eficiencia de levantamiento se incrementa.

• En el caso particular del pozo en estudio, la producción incremento de 520 barriles a 817 barriles, lo que representa un 57% de incremento.

• En campos petroleros de crudo pesado, donde el costo del diluente sea una parte considerable del costo de producción, se puede mantener la producción reduciendo la inyección del mismo, sin embargo es recomendable efectuar primeramente un análisis económico, que permita justificar la instalación de un equipo de calentamiento, ya sea directo o indirecto.

• La utilización del calentador de fuego indirecto de 2 MMBTU/hr, obedeció básicamente a la disponibilidad de este equipo, sin embargo en otras aplicaciones se pueden seleccionar calentadores de menor capacidad que se adapten a los requerimientos del pozo donde se vaya a implantar la mejora.

Figura 4. Efecto de la transferencia de calor.

 

Figura 5. Esquema de completación del pozo.

 

Figura 6. Comportamiento de la viscosidad vs. temperatura.