Bombeo Mecanico

Introducción

El uso del método de levantamiento artificial por bombeo mecánico es una excelente herramienta que proporciona la estimulación para que el yacimiento siga con una producción óptima, e incluye una serie de pasos generales de análisis que han sido desarrollados. En ocasiones se utilizan técnicas más especializadas para una nueva terminación, y así mejorar la productividad, por esta razón es necesaria la instalación de un sistema que proporcione energía para poder llevar los fluidos hasta superficie.

Para adquirir el máximo beneficio económico del yacimiento es necesario la selección de un método de producción óptimo. Este es el que permite mantener los niveles de producción de una forma más rentable.

El levantamiento artificial por bombeo mecánico es una recuperación primaria ya que se aprovecha al máximo mecanismos de producción existentes en el yacimiento, es decir, la recuperación económica del petróleo.

Cuando la producción es por flujo natural es más económico ya que el yacimiento es el que aporta la energía. Esto se realiza sin utilización de energías adicionales, hasta que la presión del yacimiento disminuya y se coloque por debajo del punto de burbujeo.

Ya cuando el yacimiento está agotado se comienza la aplicación de recuperación secundaria para mejorar el factor de recobro añadiéndole así energía adicional al yacimiento. Cuando el yacimiento está produciendo cantidades importantes de otros fluidos como agua o gas, se le inyecta fluidos de menor costo que el crudo a través de pozos inyectores, sea agua o gas, para así mantener un gradiente de presión.

Comúnmente se utiliza el empuje por gas en solución, obteniendo un factor de recobro inferior al 20%, siendo no rentable este mecanismo de producción. El empuje de una capa de gas, obteniendo una recuperación entre el 40% y el 50%. Como también el empuje hidráulico, llegando a un factor de recobro del 60%, siendo el más alto y rentable en la recuperación primaria.

Las industrias petroleras buscan alternativas para beneficios económicos y como consecuencia reducir así los costos de producción por medio de la expansión, desarrollo y optimización de los yacimientos petrolíferos, como una opción para que los pozos adquieran de alguna forma mejora para su desarrollo actual.

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Índice de Productividad

Es la razón de la tasa de producción, en barriles por día, a la presión diferencial (Pe- Pf) en el punto medio del intervalo productor. Es el inverso a la pendiente de la curva IPR, y está definido como:

IP= Q

Pe - Pf

Donde:

IP= Índice de productividad, B/D/Lpc.

Q=Tasa de producción, B/D.

Pe= Presión estática, Lpc.

Pf= Presión de fondo fluyente, Lpc.

El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir fluidos (FIG. 1).

Yacimientos saturados y subsaturados

El petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P se libera gas de la solución.

El petróleo de un yacimiento está subsaturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P no se libera gas de la solución. El estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo. (FIG. 2)

El Análisis nodal

El objetivo principal del análisis nodal es conocer el punto de operación de un sistema de levantamiento artificial, en donde se relaciona el aporte del yacimiento con el sistema de levantamiento que incluye la tubería de producción hasta la superficie. Permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.

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Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo (aporte de hidrocarburos) y presión para diferentes condiciones de operación.

El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción, debido a las necesidades mayor de energéticos, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos. En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres componentes básicos:

 Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento), considerando el daño ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc.

 Flujo a través de la tubería vertical (Aparejo de producción), considerando cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad, estranguladores de fondo, etc.

 Flujo a través de la tubería horizontal (Línea de descarga), considerando el manejo de estranguladores en superficie.

Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en varias de las posiciones claves dentro del sistema. Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de los fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos. (FIG. 3)

Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, las cuales

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