La optimización de un sistema de producción depende principalmente del conocimiento y paradigmas que se tienen sobre los diferentes elementos que lo constituyen.
Este procedimiento debe incluir, entre otras cosas, la interrelación de las caídas de presión que ocurren en el sistema integral de producción pozo-batería; es decir el estado mecánico del pozo y del equipo superficial, así como la capacidad del yacimiento y del conjunto de tuberías para producir los fluidos.
Cuando se tiene un buen conocimiento sobre las condiciones del sistema, se facilita la búsqueda de causas y soluciones a los problemas que se presenten.
A nivel mundial el bombeo hidráulico es uno de los sistemas de levantamiento artificial menos aplicados en la industria petrolera; sin embargo, en algunos activos se han tenido excelentes resultados con la aplicación de este sistema.
Actualmente el activo de producción Activo 04 cuenta con 314 pozos operando, siendo 275 pozos operando con SAP´s; que incluyen bombeo neumático (convencional, MTC, intermitente y autoabastecido), bombeo hidráulico tipo jet (BHJ). Lo que representa el 83% de la producción (39, 645 bpd).
En los estudios se observó que el 83% de la producción depende de los SAP´s, siendo indispensable la optimización de los mismos; por ejemplo, en pozos donde se requiere mayor presión de inyección y las condiciones de la red no lo permiten. Se instalan motocompresores a boca de pozo, pero existe la limitante de número de equipos disponibles para el Activo.
La mayor parte de la producción (75%) es asociada a pozos operando con BNC, mientras que el bombeo hidráulico aporta el 7% de la producción .
Teniendo en cuenta que la mayor producción viene de los SAP´s y sabiendo que la condición mecánica es una de las limitantes principales para operar con otros sistemas artificiales; (diferentes al BN) y teniendo infraestructura disponible, el sistema comúnmente utilizado es el BN (el 95% de pozos existentes cuentas con mandriles de bolsillo).
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La técnica se aplicada se desarrolló con éxito en tres pozos del Activo 04. En el pozo Rab 182 (primer pozo aplicado), se logró incrementar 371 bpd de aceite; para el pozo SR 1623 se logró un incremento de 214 bpd y el pozo Rab 153 incrementó 151 bpd.
Sin embargo, se intentó en los pozos SR 550, 5P937 sin éxito. Se tiene en programa instalar en los pozos Bri 7 y 9. Los resultados han sido satisfactorios, por lo que se recomienda continuar realizando esta práctica con las premisas presentadas a continuación.
En base a los resultados y lecciones aprendidas se manejaron varias consideraciones, esto con la finalidad de garantizar el éxito de la operación: Asegurar hermeticidad del aparejo de producción.
Confirmar la compatibilidad de la camisa con la con la jet pump y calibrar pozo con bomba simulada a una velocidad menor en la profundidad de los mandriles.
Si el pozo maneja sedimentos cuidar el delta de presión de fondo y configurar bomba con herramienta ranurada.
En pozos con ángulo de inclinación mayores a 30° no debe aplicarse debido al riesgo existente de generar pescado. Entre mayor cantidad de mandriles posea el pozo el riesgo incrementa.
Los ingenieros Jesús Urrea Florentino, Iván Velázquez Ramírez y Guillermo Brigido Vázquez Álvarez presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
