OIL & GAS PRODUCTION
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
Los pozos de producción de petróleo y gas generalmente producen sus tasas de producción más altas al comienzo del ciclo de producción, después de lo cual, naturalmente, la producción comienza a disminuir. La mayoría de los pozos producen en un patrón predecible llamado curva de declive. Dependiendo de la presión subterránea, el flujo natural de petróleo y gas puede durar de unos pocos a muchos años. Cuando el diferencial de presión es insuficiente para que el aceite fluya naturalmente, se debe utilizar algún método para levantar los líquidos, como las bombas mecánicas, para llevar el aceite a la superficie. La tecnología utilizada para aumentar la producción se conoce como levantamiento artificial.
Las tecnologías de elevación artificial son amplias y variadas. El término levantamiento artificial se aplica a numerosas herramientas, equipos, controles, instrumentos, hardware y software, tecnologías y técnicas utilizadas para aumentar el flujo de líquidos (generalmente petróleo crudo, agua o una mezcla de petróleo y agua junto con gas natural) de un pozo en producción. La energía eléctrica es a menudo el componente de costo más significativo en la producción de petróleo y gas. El consumo de energía, la tasa de producción y la vida útil del equipo tienen un impacto significativo en el costo total de producción. La inversión en tecnologías energéticas más eficientes es a menudo la forma más rentable de mejorar el rendimiento energético de la inversión (EROI, acrónimo en inglés de energy return on investment) y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GHG, acrónimo en inglés de greenhouse gases) El objetivo de este artículo es la eficiencia energética de una gran cantidad de sistemas de levantamiento artificial que se están utilizando actualmente para aumentar la producción.
Pozos de petróleo
Se utilizan varias formas de levantamiento artificial para los pozos de petróleo, incluido el levantamiento del émbolo, la varilla de bombeo, el levantamiento de gas, las bombas de cavidad progresiva y las bombas eléctricas sumergibles (ESP, acrónimo en inglés de electric submersible pumps) Aproximadamente el 70% de la producción mundial de petróleo crudo se deriva de campos maduros, de los cuales la mayoría de los depósitos experimenta deficiencia de presión, que es un parámetro crucial de producción. En consecuencia, más del 90 por ciento de los pozos productores requieren algún tipo de levantamiento artificial o método de producción secundaria.
La creciente producción en algunas partes del mundo, como Canadá, promete un crecimiento en ascensores artificiales para otras aplicaciones. Si bien las tecnologías de levantamiento artificial generalmente se asocian con campos maduros, las tecnologías se utilizan para una amplia variedad de pozos, desde pozos de aguas profundas de alta velocidad con infraestructura submarina hasta los pozos más antiguos en los campos más antiguos. La eficiencia energética relativa de las diversas formas de levantamiento artificial requiere una mirada más cercana a los requisitos de bombeo atendidos por cada tipo de levantamiento. La eficiencia energética relativa de los sistemas de bombeo utilizados para los diversos sistemas dependerá de muchos factores, incluida la profundidad de los pozos, la tasa de utilidad de la electricidad y la cantidad de agua contenida en los líquidos que se bombean.
Bombas de varilla de bombeo
Este método utiliza una fuente de energía de superficie para conducir un conjunto de bomba de fondo de pozo. El conjunto de viga y manivela en la superficie (gato de la bomba) crea un movimiento alternativo, que se convierte en un movimiento vertical en una cadena de varilla de bombeo que se conecta al conjunto de la bomba de fondo de pozo. Consulte la Figura 1 para ver un esquema de la bomba de fondo. La bomba contiene un conjunto de émbolo y válvula para impartir movimiento vertical de fluido. Aproximadamente dos tercios de los pozos petroleros productores de todo el mundo usan este tipo de elevador. Las limitaciones de este sistema surgen con tipos de pozos más profundos y diferentes. Las bombas de varilla de bombeo generalmente no se consideran aplicables a las instalaciones en alta mar.
Figura 1. Bomba de viga o varilla de bombeo
Bombeo Hidráulico
Con esta tecnología, se utiliza una bomba hidráulica de fondo de pozo, en lugar de varillas de bombeo, para elevar el aceite a la superficie. La producción se fuerza contra los pistones, lo que provoca que la presión y los pistones eleven los fluidos a la superficie. La energía natural dentro del pozo se usa para elevar la producción a la superficie.
Las bombas hidráulicas pueden ser de chorro de agua, turbina o pistón. Las bombas de pistón generalmente están compuestas por dos pistones, uno encima del otro, que están conectados por una varilla que se mueve hacia arriba y hacia abajo dentro de la bomba. Tanto las bombas de superficie como las de subsuelo funcionan con aceite, agua o aceite limpio que previamente se ha eliminado del pozo. La bomba de superficie envía aceite de energía a través de la cadena de tubos a la bomba subsuperficial que envía los fluidos del depósito por una cadena de tubos paralela a la superficie. La figura 2 muestra el esquema del bombeo hidráulico.
Figura 2. Bomba Hidráulica
Elevador de Gas
Con los elevadores de gas, el gas comprimido se inyecta por el anillo del tubo de revestimiento de un pozo de producción, ingresando al pozo en numerosos puntos de entrada llamados válvulas de elevación de gas. El gas inyectado reduce la presión en el fondo del pozo al disminuir la viscosidad de los fluidos en el pozo. Esto, a su vez, alienta a los fluidos a fluir más fácilmente a la superficie. Típicamente, el gas que se inyecta es gas reciclado producido del pozo. Con muy pocas unidades de superficie, la elevación de gas es la opción óptima para aplicaciones en alta mar. A medida que el gas ingresa al tubo en estas diferentes etapas, forma burbujas, aligera los fluidos y disminuye la presión. El levantamiento de gas es un proceso de levantamiento artificial que se parece mucho al proceso de flujo natural y básicamente funciona como una mejora o extensión de ese proceso. La figura 3 muestra un esquema del sistema de elevación de gas.
Figura 3. Esquema de elevación de gas
La mayoría de las aplicaciones de esta tecnología implican el uso de gas de depósito que se vuelve a comprimir para su uso como gas de elevación. Para relaciones muy bajas de gas a líquidos (GLR, acrónimo en inglés de gas to liquids ratios) esto puede no ser factible y puede ser necesario otro suministro de gas. Los sist
centrífugas horizontales. Estos sistemas requieren un suministro de gas para ser almacenado en la superficie o el uso de gas producido como gas de elevación (mediante nueva compresión). Esto requiere una capacidad de compresión adicional, que generalmente tiene altos costos de capital. En este tipo de sistema, los costos de mantenimiento también pueden ser altos. Los sistemas de elevación de gas más antiguos con alto corte de agua se convierten con frecuencia en sistemas ESP.
Bombas Sumergibles Elétricas (ESP)
Los sistemas de bomba sumergible eléctrica (ESP, acrónimo en inglés de electric submersible pumps) emplean una bomba centrífuga por debajo del nivel de los fluidos del depósito. Las bombas están compuestas por varios impulsores, o palas que mueven los fluidos dentro del pozo. Todo el sistema se instala en la parte inferior de una cadena de tubos. Un cable eléctrico recorre la longitud del pozo, conectando la bomba a una fuente de electricidad en la superficie. La figura 4 muestra un esquema del ESP.
Figura 4. Bomba sumergible eléctrica
Debido a que los ESP pueden trabajar con una variedad de caudales y profundidades, son muy adecuados para trabajar dentro de pozos petroleros. Cuando se usa con precisión, una bomba ESP puede disminuir la presión del pozo en el fondo, lo que permite la extracción de una mayor cantidad de aceite de lo que podría extraerse en condiciones normales de presión.
En los últimos años, la tecnología ESP ha desarrollado una reputación como una alternativa rentable y de bajo mantenimiento a otras aplicaciones de superficie en la industria del petróleo. Como regla, los ESP tienen eficiencias más bajas con fracciones significativas de gas, típicamente mayores de aproximadamente 10 por ciento de volumen en la entrada de la bomba. A medida que la cantidad de gas en el fluido se acerca al 10%, puede ocurrir un
bloqueo de gas. Los ESP se han implementado en pozos verticales, desviados y horizontales, pero deben ubicarse en una sección recta de la carcasa para un rendimiento óptimo de la vida útil. Sobre una base de costo por barril, los ESP se consideran económicos y eficientes.
Bombas de Cavidad Prograsiva
Esta tecnología es similar a la ESP en que las bombas de cavidad progresiva (PCP, acrónimo en inglés de progressive cavity pumps) consisten en un orificio helicoidal que gira dentro de una cavidad helicoidal similar. La rotación del orificio crea cavidades con presión negativa (vacío) para abrir y cerrar, forzando el fluido hacia arriba a través del cuerpo de la bomba. Esta tecnología tiene un rendimiento comprobado en petróleo crudo a alta viscosidad. Sin embargo, los PCP son vulnerables al daño de los materiales abrasivos y generalmente se limitan a profundidades de pozo de aproximadamente 5000 pies y se limitan a pozos típicos (por ejemplo, pozos sin pozos horizontales o desviados). La configuración básica del sistema PCP de superficie ilustrada en la Figura 5.
Figura 5. Bombas de cavidad progresiva
Pozos de Gas
En pozos de gas maduros, la acumulación de fluidos en el pozo puede impedir y, a veces, detener la producción de gas. Un enfoque común para restaurar temporalmente el flujo en un pozo de gas es ventilar el pozo a la atmósfera, lo que produce importantes emisiones de metano. En diferentes etapas de la vida de un pozo de gas, se implementan alternativas a la ventilación repetida, como cerrar el pozo para permitir que aumente la presión del fondo del pozo,
limpiar el pozo para eliminar los fluidos acumulados e instalar un sistema de elevación artificial. Los siguientes son los principales sistemas de levantamiento artificial:
Elevador de émbolo
Los elevadores de émbolo se usan comúnmente para elevar fluidos de pozos de gas. Un sistema de elevación del émbolo es una forma de elevación de gas intermitente que utiliza la acumulación de presión de gas en el anillo del tubo de la carcasa para empujar un émbolo de acero y una columna de fluido por encima del émbolo hacia la superficie del tubo del pozo. Un mecanismo de válvula y un controlador en la superficie hacen que el volumen de gas y la presión se acumulen en el pozo iniciando el ciclo de liberación del émbolo. En este punto, la válvula de superficie se cierra y el émbolo cae al fondo del pozo. Una vez que se alcanza la presión adecuada, la válvula de superficie se abre y el émbolo sube a la superficie con la carga de líquido. La energía insuficiente del depósito o la acumulación excesiva de líquido pueden sobrecargar el elevador del émbolo. Cuando eso ocurre, la ventilación del pozo a la atmósfera (purga del pozo) reduce instantáneamente la contrapresión en el émbolo y generalmente permite que el émbolo regrese a la superficie. Nuevamente, esto puede causar emisiones significativas de emisiones de metano.
ESPs
Algunos depósitos de gas pueden producir una gran cantidad de líquido, pero debido a que el gas puede dañar los ESP, se debe tener cuidado al usar un ESP para eliminar el líquido de un pozo de gas. Sin embargo, los sistemas ESP se pueden diseñar para permitir que el gas fluya libremente por la carcasa de la bomba, mientras que la bomba elimina el fluido de manera eficiente. El flujo de gas depende en gran medida de la presión del cabezal de la carcasa. Se debe tener cuidado de investigar suficientemente la situación exacta del pozo para tales usos antes de emplear un método ESP.
En el oeste de los EEUU, las bombas sumergibles de fondo de pozo se utilizan para pozos de metano de lecho de carbón (CBM, acrónimo de Coal-bed Methane) Se estima que hay 30,000 pozos productores de CBM en los Estados Unidos. La mayoría de las vetas de carbón con gas en cantidades comerciales contienen agua que se produce junto con el gas. Las zonas de carbón generalmente requieren deshidratación local o regional antes de que se pueda lograr la producción comercial de gas, y la clave para la producción económica son las técnicas rentables de desagüe de yacimientos. Esto tiene problemas inherentes a medida que disminuyen los flujos, aumenta el gas metano y se introducen finos de carbón en el pozo. Tradicionalmente, los sistemas eléctricos sumergibles para pozos de agua y los sistemas de bombeo de cavidades progresivas (PCP) accionados por varillas se han empleado para desaguar los pozos de CBM. Sin embargo, la confiabilidad ha sido un problema con los equipos de pozos de agua, mientras que las consideraciones de costos han obstaculizado la PCP y los sistemas de bombeo sumergibles eléctricos para campos petroleros más resistentes. Los sistemas ESP híbridos de nuevo diseño son más robustos que los sistemas de pozos de agua que ahora se utilizan para los pozos CBM.
PCPs
Los sistemas PCP (acrónimo en inglés de progressive cavity pumps) se han utilizado en los pozos CBM desde 1986, tanto como el sistema primario de deshidratación como una solución para los pozos problemáticos, ya que los PCP pueden bombear eficazmente finos de carbón, partículas de arena y fluidos gaseosos. Además, PCP es un sistema de desplazamiento positivo con la tasa de salida directamente relacionada con la velocidad de la bomba. Esta
característica permite que el sistema se ajuste a través de la velocidad de la bomba para que coincida con la curva de disminución de la producción de agua, eliminando el bombeo excesivo del pozo.
Eficiencias del sistema de elevación artificial
Los sistemas de elevación artificial son atendidos por requisitos de bombeo separados. El uso de sistemas de bombeo más eficientes puede tener un impacto significativo en el costo de los sistemas de levantamiento artificial. La optimización de la producción y la disminución de los costos requieren no solo la consideración de las características individuales del pozo y la capacidad operativa de un sistema de elevación, sino también el costo de la electricidad.
La Tabla 1 proporciona limitaciones para la selección del tipo de levantamiento artificial seleccionado, así como las eficiencias generales del sistema.
Tabla 1. Limitaciones para la selección del método de levantamiento artificial
En la Tabla 2 se muestra una comparación de cuatro tipos diferentes de sistemas de bombeo utilizados en el levantamiento artificial. La tabla proporciona información sobre los sistemas más eficientes y, por lo tanto, un sentido relativo de la eficiencia de los sistemas de bombeo. La comparación se basa en un pozo de 5,000 pies, una tarifa de servicio de $ 0.06 por kWh y un 90% de corte de agua.
Tabla 2. Resumen de comparación de levantamiento artificial
Notas adicionales
Elevación del émbolo: Más de 20 años de actividad, pero la supervisión electrónica, la automatización y la optimización han creado opciones que no eran posibles hace solo unos años.
Bombas de varilla de bombeo: Más de 20 años de actividad, pero el sofisticado diseño de varilla de varilla y mejores materiales de varilla y acoplador, así como los controladores de varilla de bomba, han hecho uso de la tecnología más tolerable a la dinámica de la varilla en los últimos años. Las mejoras recientes en la tecnología del motor y el uso de variadores de frecuencia han ayudado a mejorar la eficiencia.
Bombeo hidráulico: Más de 20 años de actividad, pero el uso reciente de gas natural en lugar de combustible diésel y combustible dual ha reducido significativamente los costos y las emisiones.
Elevación de gas: Más de 20 años de actividad, pero la tecnología emergente se está utilizando para aplicaciones en alta mar debido a pocas unidades de superficie. Representan alrededor del 10% del mercado estadounidense.
ESP: Más de 20 años de actividad, pero son la tecnología de bombeo de más rápido crecimiento. Representan alrededor del 15 al 20 por ciento del mercado mundial. El monitoreo, el diagnóstico y el control han demostrado maximizar la eficiencia en los últimos años. Recientemente se han desarrollado sistemas híbridos ESP/PCP. Estos sistemas facilitan el manejo de fluidos viscosos y abrasivos, aumentan el caudal y mejoran la eficiencia.
PCP: Más de 20 años de actividad, para aplicaciones en tierra y mar adentro. En los últimos años, el uso de motores magnéticos permanentes eficientes y convertidores de par innovadores ha mostrado ganancias en eficiencia y costos, así como en el uso en entornos más diversos. Tecnología del motor y uso de variadores de frecuencia: de 5 a 10 años. El uso de estas tecnologías ha ayudado a mejorar la eficiencia.
API: La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el agua a temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. Índices superiores a 10 implican que son más livianos que el agua y, por lo tanto, flotarían en ésta.