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Expandiendo los Límites del Bombeo Neumático en un Campo Maduro

Expandiendo los Límites del Bombeo Neumático en un Campo Maduro

En este trabajo se desarrolla un estudio donde las condiciones del pozo, principalmente mecánicas, no permiten una inyección adecuada de gas de bombeo neumático. Por lo tanto, la producción del pozo se ve comprometida.

 

El trabajo desarrolla el análisis de definición de la intervención, comenzando por el diagnóstico del pozo, revisión de posibles soluciones o aplicaciones con diferentes sistemas o tecnologías. Así como un análisis comparativo y la ejecución de la intervención que emplea un aparejo de inyección de BN con tubería “macarroni”. Para realizar un levantamiento del pozo a través de válvulas de bombeo neumático específicas para esta aplicación con tubería delgada.

 

Los retos iniciales para su aplicación así como áreas de mejora se incluyen. Para definir las lecciones aprendidas de este sistema y su correcta aplicación en el pozo.

 

Igualmente, se incluye la producción medida y la comparativa contra los modelos de simulación empleados para definir las condiciones operativas. Y el análisis económico que indica la rentabilidad del proyecto.

 

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El campo Ogarrio localizado en la cuenca Salina del Istmo, fue descubierto en 1957 y cuenta con más de 500 pozos de desarrollo En 2018 la empresa Wintershall Dea se convirtió en el operador del campo.

 

Durante su etapa productiva este campo ha sido objeto de numerosas campañas de reactivación para identificar pozos candidatos que cuenten con hidrocarburos residuales. Que puedan ser económicamente recuperados a través de actividades como reparaciones mayores, y menores además de la perforación de pozos intermedios.

 

Debido a la madurez del campo los niveles de presión de yacimiento se encuentran en muchos de los casos por debajo del 50% de su presión inicial. Lo que hace que se tenga una alta dependencia del sistema artificial de producción, bombeo neumático principalmente. Ya que tanto la infraestructura superficial como subsuperficial se presentan favorables para el empleo de este sistema. Sin embargo, casos específicos presentan condiciones que impiden el comportamiento ideal del sistema.

 

En el caso de estudio se identificaron eventos históricos ocurridos durante reparaciones anteriores. Así como una toma de información más exhaustiva de niveles, presiones y registros en el pozo que permiten definir un posible diagnóstico inicial. Y posterior continuar con la evaluación para intervenir el pozo y su reincorporación a producción.

 

El pozo en cuestión se encontraba cerrado por baja recuperación hasta el año 2018, cuando se implementó una estrategia de evaluación de pozos cerrados para determinar su potencial productivo.

 

Inicialmente el pozo fue probado con una unidad de suabeo, quedando produciendo con equipo de separación a baja presión durante alrededor de 4 meses. Durante esta etapa productiva se identificó la necesidad futura de utilizar el sistema de bombeo neumático que se encontraba instalado en el pozo. Debido principalmente al incremento en la producción de agua y la declinación natural de presión del pozo. Por lo que se procedió a analizar a detalle la terminación y condiciones mecánicas, para realizar de ser necesario la recalibración de las válvulas de bombeo neumático instaladas, de acuerdo con las condiciones actuales de operación.

 

Conclusiones

 

La posibilidad de reincorporar a producción un pozo con problemas mecánicos es un proceso que debe considerar un entendimiento completo de las condiciones presentes. Así como las condiciones no existentes o en proceso de implementación. Esto permite tener un escenario más completo sobre las posibles soluciones y sus alternativas. Así como poder responder mejor a las posibles contingencias.

 

El proceso de selección del sistema, su análisis y finalmente su instalación y seguimiento fue posible gracias al monitoreo constante de las condiciones prevalecientes.

 

Igualmente, el sistema de levantamiento con aparejo de bombeo neumático con tubería macarroni se consideró la opción más favorable a las características del pozo e infraestructura existente y aun presentando contingencias, gracias a la flexibilidad que el sistema presenta, se pudieron evaluar y finalmente resolver.

 

La simulación del comportamiento del sistema en los softwares, fue de ayuda para definir las condiciones operativas. Y continuar con la producción del pozo logrando recuperar la inversión en un corto plazo y seguir aumentando el factor de recuperación del pozo.

 

Los Ingenieros Ivan Perez Hernandez, Roberto Venegas Mora, Nhora Lilia Cortes y Fernando Tomas Cornejo presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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