en En campos en declinación, la energía natural del yacimiento ya no basta para llevar los hidrocarburos a superficie. Ahí entran los Sistemas Artificiales de Producción (SAP) —en especial el gas lift y la compresión en boca de pozo— cuya viabilidad técnica y económica depende de estaciones de compresión capaces de suministrar gas a la presión y caudal adecuados.
En una estación típica, el gas crudo entra a presiones del orden de 40–45 psi y se descarga entre 1,250–1,300 psi. Después de una cadena de separación, filtración, compresión y enfriamiento; esa elevación de presión es la que habilita la recolección, la reinyección y, sobre todo, la inyección para gas lift.
Qué compresor para qué pozo: criterios de selección
La tecnología de compresión se elige por caudal, ventana de succión/descarga, composición del gas y flexibilidad operativa. En SAP, los reciprocantes destacan cuando se requieren relaciones de compresión altas y control fino de caudal; los de tornillo (oil-flooded) aportan flujo continuo, alta confiabilidad y eficiencia en carga parcial, muy útiles en boca de pozo y VRU; y los centrífugos se prefieren en esquemas centralizados que mueven grandes volúmenes (clústeres offshore con gas lift común). No existe un “caballo universal”; el mejor desempeño surge de casar la curva del compresor con el régimen del pozo y del sistema de superficie.
De la teoría a la práctica: cómo Mayekawa habilita SAP
Para maximizar el factor de recuperación, la propuesta de Mayekawa combina portafolio, ingeniería y servicio. En compresores, el rango de desplazamiento cubre de 40 a 18,000 m³/h (de 20 a 10,000 CFM), con familias de tornillo —incluidas series FX, GH, J y APJ— y reciprocantes Mycom para gases de proceso. La capacidad de manejar hidrocarburos, mezclas con H₂S/CO₂ y refrigerantes naturales permite estandarizar equipos en campos con gas asociado “agridulce” y variabilidad composicional. Para México, hay referencias específicas en transferencia de GLP (modelo 6HK de ~45 kW), y a nivel global en VRU, BOG y refuerzo de turbinas, lo que acorta curvas de aprendizaje al replicar configuraciones probadas.
A escala industrial, la huella instalada de Mayekawa supera las 120,000 unidades, soportada por fabricación y empaquetado cercanos (incluida planta en Cuernavaca) y por un marco de diseño que integra códigos y estándares de clase mundial —API 619 para tornillo; ASME, TEMA, ATEX, IEC, entre otros—. Lo anterior es clave para proyectos críticos en petróleo y gas. Este andamiaje reduce riesgo regulatorio y facilita aprobación de HAZOPs y auditorías de integridad mecánica.
Gas lift y compresión en boca de pozo: dos palancas para pozos marginales
En gas lift continuo, el gas comprimido que se inyecta por el anular “aliviana” la columna multifásica, reduce la BHP y restituye el diferencial. Mientras, en pozos de baja IP o presión, el modo intermitente desplaza “slugs” acumulados con baches de gas a alta presión. En gas seco/maduro, la compresión en boca de pozo —tornillo o reciprocante en patín— baja la contrapresión en cabeza, acelera el gas y mitiga el liquid loading, extendiendo la vida económica del pozo sin cambios mayores de completación. Integrar medición y control a nivel de celda de pozo permite modular la inyección por objetivo (bbl/día, margen neto o minimización de consumo de gas).
Recuperación de gases de antorcha: fuente de gas e ingresos
Una práctica con sinergia directa para SAP es la recuperación de flare gas. Mayekawa ofrece paquetes de compresión diseñados para controlar temperatura de descarga y evitar condensación en la descarga —dos condiciones críticas cuando se procesan corrientes multiorigen y variables—, además de esquemas de inyección de aceite y lubricación separada (COMPRESSOR FLEX). El beneficio es doble: reducir GHG y monetizar un gas que de otro modo se destruiría, a la vez que se habilita su acondicionamiento como gas de inyección para gas lift o su uso como gas combustible.
Arquitectura de solución: módulos que reducen LCOE del barril
Una estación modular con recepción de “diablos”, slug catcher, filtros separadores, compresión en una o varias etapas y enfriamiento por aire permite crecer por “bloques” conforme caudales y presiones cambian. En SAP, esa modularidad se traduce en LCOE menor del barril incremental. Se añade compresión cuando el sistema lo demanda, sin sobredimensionar desde el día uno. En términos de números, no es raro ver trenes que eleven succión de 2.8–3.2 kg/cm² a descargas de 88–91 kg/cm². Con intercambiadores que aseguran punto de rocío y protegen equipos aguas abajo.
Ingeniería, control y confiabilidad: el diferencial operativo
Más allá del hardware, el valor está en la integración. Mayekawa diseña, automatiza y documenta desde análisis estructural y CFD hasta esquemas eléctricos y control, y acompaña con mantenimiento preventivo, análisis de maquinaria y remanufactura. En campo, esto significa KPIs de disponibilidad altos y arranques/paro bajo SOPs que minimizan sobresfuerzos térmicos y mecánicos. En especial durante descargas de pozos con flujo bifásico— y facilitan cumplimiento ambiental y de seguridad.
Mayekawa combina alcance de producto (tornillo/reciprocante), ingeniería y soporte local, los sistemas de compresión dejan de ser un “costo”. Y se convierten en la palanca central para sostener curvas de producción y margen en el largo plazo.
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