Elevación artificial

La elevación artificial es el 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 columna 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 Continuo por Banda (CBT, por sus siglas en inglés) utiliza una banda absorbente de petróleo para extraer de pozos marginales e inactivos. La elevación artificial es necesaria en pozos cuando no hay suficiente presión en el yacimiento para elevar los fluidos producidos a la superficie, pero a menudo se utiliza en pozos de flujo natural (que técnicamente no lo necesitan) para aumentar el caudal por encima del que fluiría naturalmente. El fluido producido puede ser petróleo, agua o una mezcla de petróleo y agua, generalmente mezclado con cierta cantidad de gas.

Todo yacimiento productor de líquido tendrá una "presión de yacimiento": un cierto nivel de energía o potencial que obligará al fluido (líquido, gas o ambos) a desplazarse hacia zonas de menor energía o potencial. El concepto es similar al de la presión del agua en un sistema de agua municipal. En cuanto la presión dentro de un pozo de producción disminuye por debajo de la presión del yacimiento, el yacimiento actuará para volver a llenar el pozo, como si se abriera una válvula en un sistema de agua. Según la profundidad del yacimiento y la densidad del fluido, el yacimiento puede tener o no el potencial suficiente para empujar el fluido hacia 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 por el tubo del pozo hasta una bomba subterránea. Existen al menos tres tipos de bombas subterráneas hidráulicas:

1. una bomba de pistón de reciprocación, donde un lado está alimentado por el fluido de la unidad ( inyectado) mientras que el otro lado bombea los fluidos producidos a la superficie
2. una bomba de chorro, donde el fluido de accionamiento (inyectado) pasa a través de una combinación de venturi de tobera, se mezcla con líquidos producidos y por el efecto venturi crea una alta presión en el lado de descarga de la bomba.
3. una turbina de agujeros hidráulicos (HSP), por la que el motor de tracción de agujeros es una turbina, conectada mecánicamente a la sección de bomba de impulsor que bombea el líquido.

Estos sistemas son muy versátiles y se han utilizado en pozos de poca profundidad (1000 pies) hasta pozos más profundos (18 000 pies), pozos de baja tasa con producción de decenas de barriles por día hasta pozos que producen más de 20 000 bbl (3200 m3) por día. En la mayoría de los casos, el fluido impulsor (inyectado) puede ser agua o fluidos producidos (mezcla de petróleo y agua). Se pueden mezclar ciertos productos químicos 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 factibles.

Como todos los sistemas, estos sistemas tienen sus límites de funcionamiento, aunque en el caso de las bombas hidráulicas, los diseñadores suelen malinterpretarlos. 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 de más del 50 %. Se consideran el método de elevación menos eficiente, aunque esto difiere para los distintos tipos de bombas hidráulicas y, además, cuando se analizan las pérdidas del sistema completo, 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 están diseñados adecuadamente, teniendo en cuenta que normalmente requieren poco mantenimiento; por ejemplo, las bombas de chorro tienen costos operativos (de energía) ligeramente más altos, un costo de compra sustancialmente menor y un costo de reparación prácticamente nulo.

Las bombas sumergibles eléctricas (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 entren en el motor eléctrico y un cable de alimentación eléctrica que conecta el motor al panel de control de superficie. Las ESP son un método de levantamiento artificial muy versátil y se pueden encontrar en entornos operativos de todo el mundo. Pueden manejar una amplia gama de caudales (de 200 a 90.000 barriles (14.000 m³) por día) y requisitos de levantamiento (desde prácticamente cero a 10.000 pies (3.000 m) de levantamiento). Se pueden modificar para manejar contaminantes que se encuentran comúnmente en el petróleo, fluidos corrosivos agresivos como H2S y CO2 y temperaturas de fondo de pozo excepcionalmente altas. Se ha demostrado que aumentar el corte de agua no tiene un efecto perjudicial significativo en el rendimiento de las ESP. Es posible ubicarlos en pozos verticales, desviados u horizontales, pero se recomienda desplegarlos en una sección recta de la tubería de revestimiento para lograr un rendimiento óptimo durante su vida útil.

Aunque los últimos avances apuntan a mejorar las capacidades de los ESP para manejar gas y arena, aún necesitan un mayor desarrollo tecnológico para evitar bloqueos de gas y erosión interna. Hasta hace poco, los ESP tenían un precio a menudo prohibitivo debido al costo de implementación, que puede superar los 20.000 dólares.

Varias herramientas, como las válvulas desviadoras automáticas (ADV), los SandCats y otras herramientas para tuberías y bombas, mejoran el rendimiento de la bomba sumergible. La mayoría de los sistemas implementados en el mercado actual son sistemas ESP duales, que consisten en una disposición simple de dos bombas sumergibles en el mismo pozo. Esto proporciona un sistema de refuerzo o respaldo completo para el fondo del pozo: el tiempo de inactividad es mínimo, las reparaciones cuestan menos y hay ahorros en otras áreas operativas. Los sistemas ESP duales aportan una mejora significativa de la rentabilidad del pozo.

El levantamiento artificial por gas es otro método de levantamiento artificial ampliamente utilizado. Como lo indica su nombre, se inyecta gas en la tubería para reducir el peso de la columna hidrostática, lo que reduce la contrapresión y permite que la presión del yacimiento empuje la mezcla de fluidos de producción y gas hasta la superficie. El levantamiento artificial por gas se puede implementar en una amplia gama de condiciones de pozo (desde 30.000 bbl/d (4.800 m³/d) hasta 15.000 pies (4.600 m)). Los levantamientos artificiales por gas pueden lidiar bien con elementos abrasivos y arena, y el costo de reacondicionamiento es mínimo.

Los pozos de gas están equipados con mandriles de bolsillo laterales y válvulas de inyección de gas. Esta disposición permite una inyección de gas más profunda en la tubería. El sistema de gas tiene algunas desventajas. Tiene que haber una fuente de gas y algunos problemas de aseguramiento del flujo, como los hidratos, pueden ser desencadenados por el gas.

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 hacia adelante. El grado del efecto depende del flujo continuo o intermitente del gas. El gas se puede inyectar en un solo punto debajo del fluido o se puede complementar con una inyección multipunto. Un intermitente en la superficie controla el tiempo de la inyección de gas. Los mecanismos son operados por presión o por fluido. Pueden ser válvulas de estrangulamiento o válvulas operadas por presión de la tubería de revestimiento. Las válvulas operadas por fluido requieren un aumento en la presión de la tubería de revestimiento para abrirse y una caída para cerrarse. Una válvula de presión de estrangulamiento se abre cuando aumenta la presión de la tubería de revestimiento y se cierra cuando disminuye la presión de la tubería de revestimiento. Las válvulas de elevación por gas convencionales se conectan a mandriles de elevación por gas y válvulas de elevación por gas recuperables por 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 propósito principal es recoger fluidos de debajo de ella y elevarlos a la superficie. Los componentes más importantes son: el barril, 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. A continuación se describen las piezas más utilizadas:

• Barrel: El cañón es un cilindro largo, que puede ser de 10 a 36 pies (11 m) de largo, con un diámetro de 1,25 pulgadas (32 mm) a 3,75 pulgadas (95 mm). Después de la experiencia con varios materiales para su construcción, el American Petroleum Institute (API) estandarizó el uso de dos materiales o composiciones para esta parte: acero al carbono y latón, ambos con un revestimiento interior de cromo. La ventaja de latón contra el más duro acero al carbono es su resistencia al 100% a la corrosión.
• Piston/Plunger: Este es un cilindro de acero rociado de níquel-metal que va dentro del barril. Su propósito principal es crear un efecto de aspiración que eleva los fluidos debajo de él y luego, con la ayuda de las válvulas, tomar los fluidos por encima de él, progresivamente, fuera del pozo. Lo logra con un movimiento reciprocándose hacia arriba y hacia abajo.
• Válvulas: Las válvulas tienen dos componentes - el asiento y la bola - que crean un sello completo cuando está cerrado. Los asientos más utilizados están hechos de nitruro de carbono y la pelota está hecha a menudo de nitruro de silicio. En el pasado se utilizaron bolas de hierro, cerámica y titanio. Las bolas de titanio todavía se utilizan pero sólo donde el aceite crudo es extremadamente denso y/o la cantidad de líquido a ser levantado es grande. La configuración más común de una bomba de varilla requiere dos válvulas, llamadas la válvula de viaje y la válvula fija (o estática o de pie).
• Piston rod: Esta es una varilla que conecta el pistón con el exterior de la bomba. Su objetivo principal es transferir la energía de reciprocación de arriba / abajo producida por el "Donkey de Bodas" (unidad de bombeo) instalado sobre el suelo.
• Ajustes: El resto de las partes de la bomba se llaman accesorios y son, básicamente, piezas pequeñas diseñadas para mantener todo unido en el lugar correcto. La mayoría de estas partes están diseñadas para permitir que los fluidos pasen ininterrumpidos.
• Filtro/Entrenador: El trabajo del filtro, como es implícito, es detener grandes fragmentos de roca, caucho o cualquier otra basura que pueda ser suelta en el pozo de ser absorbido en la bomba. Hay varios tipos de filtros, siendo el más común un cilindro de hierro con suficientes agujeros en él para permitir la entrada de la cantidad de líquido que la bomba necesita.

La bomba de subsuelo desplaza el fluido en el fondo del pozo, lo que reduce la presión en el fondo del pozo. El movimiento del émbolo y la válvula de desplazamiento ayudan a crear una presión baja, lo que hace que el fluido suba por el pozo. La válvula de desplazamiento se abre en la carrera descendente y se cierra en la carrera ascendente. Es en la carrera ascendente que lleva el fluido hacia arriba por el pozo. La varilla de succión suele tener 25 pies de largo. Hay 3 tipos de unidades de bombeo: Clase 1, Mark 2 o equilibradas por aire. Al cambiar la longitud de la carrera o la velocidad de bombeo, se puede modificar 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 la carrera de fondo (pulgadas), N=Número de carreras por minuto, C=Una constante derivada de lo siguiente:

Diámetro del émbolo = Constante "C"

1 1/16" = 0.132

1 1/4" = 0.182

1 1/2" = 0,622

1 3/4" = 0,357

2" = 0,468

2 1/4" = 0,5990

2 1/2" = 0,7828

2 3/4" = 0.881

3 1/4" = 1.231

3 3/4" = 1.639

Para obtener una calculadora en línea: Calculadora de producción de bombas de varilla de succión 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 tubos independientes 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 pozos verticales que tienen intervalos perforados 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 parte vertical del pozo por encima del intervalo perforado o desviado, mientras que se utiliza gas de bajo volumen y presión relativamente baja para elevar los líquidos del yacimiento desde el intervalo perforado desviado o extendido hasta por encima de la bomba de varilla. Una vez que los líquidos se elevan por encima de la bomba, quedan atrapados sobre un obturador 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 de gas y las limitaciones de profundidad que implica instalar sistemas de bombeo convencionales en los intervalos perforados desviados o extendidos y también supera la contrapresión significativa que ejerce el sistema de elevación por gas convencional sobre el yacimiento.

Las bombas de cavidad progresiva (PCP) también se aplican ampliamente en la industria petrolera. La PCP consta de un estator y un rotor. El rotor gira utilizando un motor en la parte superior o un motor en el fondo del pozo. Las cavidades secuenciales creadas por la rotación y los fluidos producidos se empujan hacia la superficie. La PCP es un sistema flexible con una amplia gama de aplicaciones en términos de caudal (hasta 5000 bbl/d (790 m³/d) y profundidad de 6000 pies (1800 m)). Ofrecen una resistencia excepcional a los abrasivos y sólidos, pero están restringidas a profundidades y temperaturas de fraguado. Algunos componentes de los fluidos producidos, como los aromáticos, también pueden deteriorar el elastómero del estator.

Estos pueden ser sumergibles hidráulicos o eléctricos. El hidráulico utiliza fluido de potencia a 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 hacia 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 de potencia sobre el suelo y un depósito. El sumergible eléctrico es otro tipo de sistema de bombeo sin varilla. 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 velocidad de bombeo. En este sistema, el motor eléctrico está aislado del petróleo por un protector. La entrada de fluido que está antes del mecanismo de la bomba tiene un separador de gas, también la caja de conexiones en la superficie ayuda a disipar cualquier gas que pueda haber subido por las líneas eléctricas.

Básicamente, los mecanismos de bombeo con varilla y sin varilla ayudan a lograr el movimiento del fluido al reducir la presión del fondo del pozo al desplazar el fluido por encima de él por medios mecánicos. Otro método es el mecanismo de elevación del émbolo, que utiliza la tubería como barril y utiliza gas para impulsar el émbolo.

Existen varias variaciones de estos métodos que se pueden utilizar. Entre ellas se incluyen: el bombeo a chorro, que implica una bomba hidráulica y una boquilla que transfiere el impulso del fluido directamente al fluido productor, o el elevador de cámara, que es un mecanismo de elevación por gas modificado que no tiene contrapresión. También existen unidades de diseño de bombeo de varilla modificadas que utilizan un cabrestante o un mecanismo neumático para funcionar.

Este método utiliza una banda continua que absorbe el petróleo para transportar el petróleo pesado como alternativa al bombeo. Una banda de un solo lado en forma de “O” impulsada por una unidad de superficie Moebius circula continuamente hacia la unidad subterránea, por debajo del nivel estático, capturando el petróleo y transportándolo hasta la unidad de superficie para su recolección. Las propiedades oleófilas de la banda garantizan que no se capture arena, parafina ni la mayor parte del agua.

Debido a su tasa relativamente baja de captura de petróleo (por debajo de los 130 barriles por día a una profundidad máxima de 4000 metros) y a su bajo costo de operación, este método se utiliza principalmente en pozos de extracción, marginales, inactivos y abandonados. La composición óptima del petróleo para el CBT son los yacimientos con petróleo medio, pesado y muy pesado, a una temperatura máxima de 130 grados Celsius. Los pozos de petróleo ligero de alto volumen no son adecuados para este método.

• Levantamiento del rayo

• "Upwing Energy: Lifting Artificial para el Gas Natural"
• "Tu única fuente de sistema ESP y HPS en América del Norte"
• "NOV - página de elevación artificial"
• " Schlumberger Page on Artificial Lift" Acceso 24 ene 2007
• Manual de ingeniería de petróleo Bradley H, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, U.S.A, 1987

• Definición de Ascensor Artificial