El levantamiento artificial se refiere al uso de medios artificiales para aumentar el flujo de líquidos, como petróleo crudo o agua, de un pozo de producción. Generalmente esto se logra mediante el uso de un dispositivo mecánico dentro del pozo (conocido como bomba o sarta de velocidad) o disminuyendo el peso de la columna hidrostática inyectando gas en el líquido a cierta distancia del pozo. Un método más nuevo llamado Transporte por Cinta Continua (CBT, por sus siglas en inglés) utiliza una cinta absorbente de petróleo para extraer petróleo de pozos marginales e inactivos. El levantamiento artificial es necesario en los pozos cuando no hay presión suficiente en el yacimiento para elevar los fluidos producidos a la superficie, pero a menudo se usa en pozos que fluyen naturalmente (que técnicamente no lo necesitan) para aumentar el caudal por encima de lo que fluiría naturalmente. El fluido producido puede ser petróleo, agua o una mezcla de petróleo y agua, normalmente mezclado con cierta cantidad de gas.
Cualquier yacimiento productor de líquido tendrá una 'presión de yacimiento': algún nivel de energía o potencial que forzará al fluido (líquido, gas o ambos) a áreas de menor energía o potencial. El concepto es similar al de presión del agua en un sistema de agua municipal. Tan pronto como la presión dentro de un pozo de producción disminuye por debajo de la presión del yacimiento, el yacimiento actuará para llenar el pozo nuevamente, como si se abriera una válvula en un sistema de agua. Dependiendo de la profundidad del yacimiento y la densidad del fluido, el yacimiento puede tener o no suficiente potencial para empujar el fluido a la superficie: un pozo más profundo o una mezcla más pesada dan como resultado un requisito de presión más alto.
Los sistemas de bombeo hidráulico transmiten energía al fondo del pozo mediante un fluido de potencia presurizado que fluye hacia abajo en el tubular del pozo hasta una bomba subterránea. Existen al menos tres tipos de bombas hidráulicas subterráneas:
Estos sistemas son muy versátiles y se han utilizado desde profundidades poco profundas (1.000 pies) hasta pozos más profundos (18.000 pies), desde pozos de baja tasa con una producción de decenas de barriles por día hasta pozos que producen más de 20.000 bbl (3.200 m 3 ) por día. día. En la mayoría de los casos, el fluido impulsor (inyectado) puede ser agua o fluidos producidos (mezcla de aceite/agua). Ciertos productos químicos se pueden mezclar con el fluido inyectado para ayudar a controlar los problemas de corrosión, parafina y emulsión. Los sistemas de bombeo hidráulico también son adecuados para pozos desviados donde las bombas convencionales como la bomba de varilla no son viables.
Como todos los sistemas, estos sistemas tienen sus límites operativos, aunque en el caso de las bombas hidráulicas, los diseñadores a menudo los malinterpretan. Algunos tipos de bombas hidráulicas pueden ser sensibles a los sólidos, mientras que las bombas de chorro, por ejemplo, pueden bombear fracciones de volumen de sólidos superiores al 50%. Se consideran el método de elevación menos eficiente, aunque esto difiere según los diferentes tipos de bombas hidráulicas y, además, cuando se analizan las pérdidas totales del sistema, las diferencias en muchas instalaciones son insignificantes.
El costo del ciclo de vida de estos sistemas es similar al de otros tipos de levantamiento artificial cuando se diseñan adecuadamente, teniendo en cuenta que normalmente requieren poco mantenimiento; las bombas de chorro, por ejemplo, tienen costos operativos (energía) ligeramente más altos con costos de compra sustancialmente más bajos y prácticamente sin coste de reparación.
Las bombas eléctricas sumergibles (ESP) constan de una bomba de fondo de pozo (una serie de bombas centrífugas ), un motor eléctrico que transforma la energía eléctrica en energía cinética para hacer girar la bomba, un separador o protector para evitar que los fluidos producidos ingresen al motor eléctrico y un cable de alimentación eléctrica que conecta el motor al panel de control de superficie. ESP es un método de levantamiento artificial muy versátil y se puede encontrar en entornos operativos de todo el mundo. Pueden manejar una gama muy amplia de caudales (de 200 a 90 000 barriles (14 000 m 3 ) por día) y requisitos de elevación (desde prácticamente cero hasta 10 000 pies (3000 m) de elevación). Se pueden modificar para manejar los contaminantes que se encuentran comúnmente en el petróleo, fluidos corrosivos agresivos como H 2 S y CO 2 y temperaturas excepcionalmente altas en el fondo del pozo. Se ha demostrado que el aumento del corte de agua no tiene ningún efecto perjudicial significativo sobre el rendimiento del ESP. Es posible ubicarlos en pozos verticales, desviados u horizontales, pero se recomienda implementarlos en una sección recta del casing para una vida útil óptima.
Aunque los últimos desarrollos tienen como objetivo mejorar las capacidades de los ESP para manejar gas y arena, todavía necesitan más desarrollo tecnológico para evitar las obstrucciones de gas y la erosión interna. Hasta hace poco, los ESP tenían un precio a menudo prohibitivo debido al coste de implementación, que puede superar los 20.000 dólares.
Varias herramientas, como válvulas desviadoras automáticas (ADV), SandCats y otras herramientas para bombas y sartenes de tubos, mejoran el rendimiento del ESP. La mayoría de los sistemas implementados en el mercado actual son sistemas ESP duales, que son una disposición simple de dos ESP en el mismo pozo. Esto ofrece un refuerzo o respaldo completo del sistema de fondo de pozo: el tiempo de inactividad es mínimo, las reparaciones cuestan menos y hay ahorros en otras áreas operativas. Los sistemas duales ESP aportan una mejora significativa de la rentabilidad del pozo.
El levantamiento con gas es otro método de levantamiento artificial ampliamente utilizado. Como su nombre lo indica, se inyecta gas en la tubería para reducir el peso de la columna hidrostática , reduciendo así la contrapresión y permitiendo que la presión del yacimiento empuje la mezcla de fluidos producidos y gas hacia la superficie. [1] El levantamiento de gas se puede implementar en una amplia gama de condiciones de pozo (desde 30 000 bbl/d (4800 m 3 /d) hasta 15 000 pies (4600 m)). Los elevadores de gas pueden soportar bien elementos abrasivos y arena, y el costo de reparación es mínimo.
Los pozos elevados por gas están equipados con mandriles de bolsillo lateral y válvulas de inyección de elevación por gas. Esta disposición permite una inyección de gas más profunda en el tubo. El sistema de elevación por gas tiene algunas desventajas. Tiene que haber una fuente de gas; el levantamiento de gas puede provocar algunos problemas de garantía de flujo, como los hidratos.
Esto utiliza la inyección de gas en la corriente de fluido, lo que reduce la densidad del fluido y disminuye la presión en el fondo del pozo. A medida que el gas sube, las burbujas ayudan a impulsar el petróleo. El grado del efecto depende del flujo continuo o intermitente del gas. El gas puede inyectarse en un único punto debajo del fluido o puede complementarse con una inyección multipunto. Un intermitente en la superficie controla el tiempo de inyección de gas. Los mecanismos funcionan por presión o por fluido. Pueden ser válvulas de estrangulación o válvulas accionadas por presión de carcasa. Las válvulas operadas por fluido requieren un aumento en la presión de la tubería para abrirse y una caída para cerrarse. Una válvula de estrangulación de presión se abre cuando la presión de la carcasa aumenta y se cierra cuando la presión de la carcasa cae. Las válvulas de elevación de gas convencionales están unidas a mandriles de elevación de gas y válvulas de elevación de gas recuperables mediante cable que se colocan en mandriles de bolsillo lateral.
Las bombas de varilla son cilindros largos y delgados con elementos fijos y móviles en su interior. La bomba está diseñada para insertarse dentro de la tubería de un pozo y su objetivo principal es recolectar fluidos debajo y elevarlos a la superficie. Los componentes más importantes son: el cañón, las válvulas (móviles y fijas) y el pistón. También tiene otros 18 a 30 componentes que se denominan "accesorios".
Cada parte de la bomba es importante para su correcto funcionamiento. Las piezas más utilizadas se describen a continuación:
La bomba subterránea desplaza el fluido en el fondo del pozo, reduciendo así la presión en el fondo del pozo. El movimiento del émbolo y la válvula viajera ayuda a crear una presión baja, lo que hace que el fluido suba por el pozo. La válvula viajera se abre en la carrera descendente y se cierra en la carrera ascendente. Es en la carrera ascendente que transporta el fluido hacia el pozo. La varilla de bombeo suele tener 25 pies de largo. Hay 3 tipos de unidades de bombeo: Clase 1, Mark 2 o balanceadas por aire. Al cambiar la longitud de la carrera o la velocidad de la bomba, se puede cambiar la tasa de producción.
La producción medida en barriles por día se puede calcular con la siguiente fórmula: P=SxNxC, donde P=Producción en barriles por día, S=Longitud de carrera de fondo de pozo (pulgadas), N=Número de carreras por minuto, C=A constante derivada de lo siguiente:
Diámetro del émbolo = Constante "C"
Para obtener una calculadora en línea: Calculadora de producción de bombas de varilla de bombeo Don-Nan (bpd)
La producción al 100% es teórica. El 80% es un cálculo de producción más realista.
Recientemente se ha desarrollado una nueva tecnología que combina el levantamiento por gas con una bomba de varilla, dedicando dos sartas de tubería separadas en el pozo para cada método de levantamiento. Esta técnica está diseñada específicamente para levantar artificialmente la geometría única de pozos horizontales/desviados y también de pozos verticales que tienen intervalos de disparo profundos o muy largos, o que tienen una relación gas-líquido (GLR) demasiado alta para los métodos de levantamiento artificial convencionales. En este diseño, la bomba de varilla se coloca en la porción vertical del pozo por encima del intervalo desviado o perforado, mientras que se utiliza gas de bajo volumen y presión relativamente baja para elevar los líquidos del yacimiento desde el intervalo desviado o perforado extendido hasta encima de la bomba de varilla. Una vez que los líquidos se elevan por encima de la bomba, quedan atrapados encima de un empacador y luego ingresan a la cámara de la bomba donde son transportados a la superficie.
Este diseño supera los altos costos de mantenimiento, los problemas de interferencia del gas y las limitaciones de profundidad de la instalación de sistemas de bombeo convencionales en los intervalos perforados desviados o extendidos y también supera la importante contrapresión ejercida sobre el yacimiento por el levantamiento de gas convencional.
Las bombas de cavidad progresiva (PCP) también se aplican ampliamente en la industria petrolera. El PCP consta de un estator y un rotor . El rotor gira utilizando un motor del lado superior o un motor del orificio inferior. Las cavidades secuenciales creadas por rotación y los fluidos producidos son empujados a la superficie. El PCP es un sistema flexible con una amplia gama de aplicaciones en términos de caudal (hasta 5000 bbl/d (790 m 3 /d) y profundidad 6000 pies (1800 m)). Ofrecen una excelente resistencia a abrasivos y sólidos, pero están restringidos a profundidades y temperaturas de fraguado. Algunos componentes de los fluidos producidos, como los aromáticos, también pueden deteriorar el elastómero del estator.
Pueden ser sumergibles hidráulicos o eléctricos. El sistema hidráulico utiliza fluido de potencia de alta presión para operar el motor de fluido en el fondo del pozo. El motor, a su vez, impulsa un pistón que mueve el fluido a la superficie. El sistema de fluido de potencia puede ser abierto o cerrado, depende de si el fluido de potencia se puede mezclar con el fluido del pozo. Este tipo de sistema generalmente tiene bombas de fluido motriz sobre el suelo y un depósito. El sumergible eléctrico es otro tipo de sistema de bombeo sin vástago. Este utiliza una bomba eléctrica sumergida en el pozo y conectada a una serie de transformadores y equipos de control que alimentan y controlan la tasa de bombeo. En este sistema el motor eléctrico está aislado del aceite mediante un protector. La entrada de fluido que se encuentra antes del mecanismo de la bomba tiene un separador de gas, además la caja de conexiones en la superficie ayuda a disipar el gas que haya podido subir por las líneas eléctricas.
Esencialmente, los mecanismos de bombeo con varilla y sin varilla ayudan a lograr el movimiento del fluido al reducir la presión en el fondo del pozo al desplazar el fluido por encima de todo por medios mecánicos. Otro método es el mecanismo de elevación del émbolo que utiliza la sarta de tubería como barril. Utiliza gas para accionar un émbolo.
Es importante tener en cuenta que existen varias variaciones de estos métodos que se pueden utilizar. Incluyen; Bombeo por chorro que involucra una bomba hidráulica y una boquilla que transfiere el impulso del fluido directamente al fluido productor o al elevador de la cámara, que es un mecanismo de elevación de gas modificado que no tiene contrapresión. También hay unidades de diseño de bombeo de varilla modificada que utilizan un cabrestante o un mecanismo neumático para funcionar.
Este método utiliza una correa continua absorbente de petróleo para transportar petróleo pesado como alternativa al bombeo. Una correa en forma de “O” de un solo lado impulsada por una unidad de superficie Moebius circula continuamente hasta la unidad subterránea, debajo del nivel estático, capturando el petróleo y transportándolo hasta la unidad de superficie para su recolección. Las propiedades oleófilas del cinturón aseguran que la arena, la parafina y la mayor parte del agua no sean capturadas.
Debido a su tasa relativamente baja de captura de petróleo, por debajo de 130 barriles por día a una profundidad máxima de 4000 metros, y su costo de operación muy bajo, este método se utiliza principalmente en pozos de extracción, marginales, inactivos y abandonados . La composición óptima del petróleo para CBT son yacimientos con petróleo medio, pesado y muy pesado, a una temperatura máxima de 130 grados. Celsius. Los pozos de petróleo ligero y de gran volumen no son adecuados para este método.