El estudio técnico aborda el sistema artificial de producción con inducción superficial (Bomba de Pistón Neumático) Campo Nejo.
El Objetivo del trabajo fue implementar un sistema artificial para incrementar la producción de condensado en el Campo Nejo perteneciente al Activo de Producción Reynosa.
Con la utilización del sistema Bomba de Pistón Neumático, se obtuvieron mejores resultados de producción de condensado en comparación de los Sistemas Artificiales de Producción (SAP) tradicionales, tales como el Bombeo Neumático Continuo (BNC), Bombeo Mecánico (BM) y Émbolo Viajero (EV) sin obtener los resultados esperados.
Al respecto, en noviembre del 2022 se implementó la Bomba de Pistón Neumático (BPN) en el campo Nejo con excelentes resultados de producción de condensado. La implementación de la BPN se realizó en aquellos pozos que fueron candidatos para utilizar este sistema. Una de las ventajas de este sistema, es que puede hacer producir los pozos desde superficie y no le afecta la Relación Gas Condensado (RGC). Igualmente, relación Gas Aceite (RGA) y que por el tipo de terminación Tubing Less de 3 1/2” otros sistemas no aplican.
El bloque Nejo operado por la compañía Iberoamericana de Hidrocarburos (IHSA) desde el año 2006 a la fecha. En búsqueda conjunta entre PEMEX e IHSA de mantener e incrementar la producción de condensado optaron por el Sistema Artificial de Producción Bomba de Pistón Neumático (BPN), el cual es un sistema artificial de producción nuevo que se instala en la válvula de sondeo no intrusivo al pozo, aplica en pozos productores de gas, condensado y aceite (bomba multifasica).
Opera mediante un movimiento reciprocante ascendente y descendente. Generando una inducción desde superficie levantando la columna de líquido (condensado, aceite, agua).Y gas de manera continúa haciendo producir los pozos petroleros generando un diferencial de presión con la succión de la bomba.
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El campo Nejo tenía una producción de Gas de 37 MMpcd y de 1200 bpd de Condensado para el cierre de agosto de 2023. De los cuales 200 bpd los aporta la Bomba de Pistón Neumático. Es un sistema artificial de producción que para esas fechas contaba con 10 pozos operando con una producción mensual de 5,047 bls de condensado obteniendo una producción acumulada de noviembre de 2022 al 31 de agosto 2023 de 23,791 bls de condensado.
El Bloque Nejo cuenta con yacimientos productores de gas y condensado y de gas seco. Para estos últimos se utilizan los métodos tradicionales para pozos de gas con problemas de carga de líquido preferentemente agua como son lanza barras automático, tubería capilar, minicompresores a boca de pozo, sin embargo para la recuperación de condensados no se tenía un sistema artificial de producción se habían intentado las técnicas para gas sin éxito, se habían probado los sistemas artificiales convencionales como el Bombeo Neumático, Bombeo Mecánico, Sarta de Velocidad, Embolo Viajero sin éxito finalmente se recuperaba el condensado por medio de la inducción mecánica siendo esta una intervención al pozo y para aplicar esta técnica se tenía que dejar cerrado el pozo 6 días para que recuperara nivel y fuera fructífera la intervención. Todo esto cambió a partir de noviembre de 2022 donde se implementó la Bomba de Pistón Neumático.
A continuación, se explica una breve reseña de los resultados obtenidos en el campo Nejo con los SAP tradicionales:
Bombeo Neumático Continuo con sarta de velocidad en el Bloque Nejo se probó en más de 10 pozos. Los cuales algunos conseguían producciones bajas menos de 10 bpd y en otros pasaba gas en claro sin llevar líquido a superficie. Razón por la cual, sumado a los costos de operación, debido a que el servicio era por un tercero, se dejó de usar esta técnica.
Bombeo Mecánico (Van Pumping) en el Bloque Nejo se probó en 3 pozos los cuales presentaban candado de gas sin recuperar líquido a superficie. Razón por la cual, sumado a los costos de operación, debido a que el servicio era por un tercero, se dejó de usar esta técnica.
Émbolo Viajero en el Bloque Nejo se probó en algunos pozos. Los cuales se atoraba en el viaje el émbolo o no sube a superficie por falta de presión de operación. Razón por la cual, sumado a los costos de operación, debido a que el servicio era por un tercero, se dejó de usar esta técnica.
Inducción Mecánica en Bloque Nejo se utilizó por años debido a que era la única técnica disponible para levantar la columna de líquidos a superficie. La desventaja que tiene es que requiere nivel y para que los pozos recuperen nivel se tienen que dejar cerrados 6 días para recuperar un promedio de 30 bls por intervención. Haciendo baja la recuperación de condensado y por ende baja la rentabilidad del sistema derivado que el costo por Inducción Mecánica es de 2,500 usd con los costos del barril no resulta rentable para IHSA, razón por la cual y sumado a los costos de operación debido a que el servicio es por un tercero cada vez se usa menos.
Conclusiones
Lo más importante de este trabajo es saber que actualmente se cuenta con un sistema artificial de producción no convencional no intrusivo que maneja cualquier RGA y que puede aplicar para pozos que manejan aceite pesado de 13 °API hasta condensado de 47 °API que viene a revolucionar la industria petrolera al no ser intrusivo. Aunado a su practicidad en la instalación (3 hrs.), facilidad en la operación y mantenimientos reducidos hacen de la Bomba de Pistón Neumático el mejor aliado del Ingeniero de Productividad de Pozos que su papel principal es mantener e incrementar la producción de aceite, gas y condensado teniendo esta tecnología a su alcance para incorporar producción de pozos cerrados, intermitentes y semifluyentes.
La Bomba de Pistón Neumático en la cuenca de Burgos viene a resolver un problema que los sistemas artificiales de producción convencionales no habían podido resolver. Ya sea por la alta RGA o por el tipo de terminación, aunado al bajo aporte de condensado de los pozos lo anterior quedo demostrado en el Campo Nejo. Actualmente esta tecnología ya la llevamos al campo Cuitláhuac. Es un campo productor de gas húmedo con algunos yacimientos de gas y condensado dando excelentes resultados cómo el caso del Cuitláhuac 741. Que produce 167 bpd brutos y 72 bpd de condensado. Siendo este pozo el de mayor producción en el campo y dicho sea de paso el mayor productor de condensado con sistema artificial de producción.
Los autores Doroteo Mendoza Flores, Edgar Cruz Osornio y Andrés Nicolás Juárez presentaron el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
