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septiembre 25, 2020
Oil & Gas

Sistema Integrado de Producción (SIP) en pozos con bombeo mecánico

Sistema Integrado de Producción (SIP) en pozos con bombeo mecánico

La aplicación de la tecnología “Sistema Integrado de Producción (SIP)” para pozos con bombeo mecánico se ejecutó en tres pozos terrestres de un campo de Pemex en Poza Rica.

Alrededor del mundo todas las compañías de la Industria petrolera sin excepción están siempre en la búsqueda de la excelencia en términos de productividad.

La mayoría de estas grandes empresas, aun aplicando sus mejores prácticas, siempre tienen presentes dilemas como: aumentar la producción y recuperación de aceite en el área drenada de un pozo, minimizar el impacto de producción diferida mediante sistemas especializados de control.

También buscan aumentar la producción de aceite aplicando tecnologías que les permitan frenar el avance del acuífero activo; y producir aceite a bajo costo de levantamiento, minimizar la declinación de yacimiento, entre otras cuestiones.

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El principal objetivo fue incrementar la producción de aceite y disminuir la producción de agua en pozos con sistemas de bombeo mecánico; mediante el control de la presión de fondo fluyendo (Pwf) desde superficie a través del espacio anular;  con base en el control de la acumulación de gas en el espacio anular.

El trabajo permitió mantener una mayor cantidad de gas en solución en el aceite mejorando la eficiencia de la bomba subsuperficial; y a su vez inhibir de forma parcial el avance del acuífero a fin de favorecer la permeabilidad efectiva al aceite, viscosidad y su movilidad.

Las conclusiones mostaron que la producción de aceite aumentó desde un 10% hasta un 60%, dependiendo de las condiciones operativas de cada pozo. Disminuyó el porcentaje de agua desde un 2% hasta un 8%.

El pozo A logró un incremento de la producción neta de 96.47 barriles por día (bpd) y una disminución del 20.18% de agua; para el pozo B el incremento de la producción neta fue de 14.51 bpd y una disminución de agua del 8.09%; mientra que el pozo C obtuvo un incremento de la producción neta de 21.91 bpd, y una disminución de agua del 68.14%.

El Ingeniero Jesús Salvador Flores Mondragón de Oleum Technology presentó el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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