CÓMO INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE POZOS MARGINALES

La reducción de la contrapresión en la formación de pozos maduros ayuda a aumentar su producción. Para lograrlo, se pueden utilizar o compresores de viga BGC o compresores de gas montados en patines. Cada uno ofrece características, ventajas e inconvenientes distintos que se deben considerar teniendo en cuenta las condiciones de cada pozo y la clase de energía disponible en el sitio.

En el estado actual de la economía de la industria del petróleo y el gas, con precios cada vez más altos, las compañías tienen incentivos para buscar métodos que incrementen la producción y el flujo de caja de pozos marginales, y para realizar gastos que garanticen ingresos y el retorno total de la inversión con la mayor brevedad posible.

Se ha encontrado que una forma segura para incrementar la producción y el flujo de caja en pozos de producción baja, es aliviar la contrapresión ejercida sobre la formación, en pozos que responden a esta técnica.

Esta contrapresión puede ser generada por diferentes causas como resultado directo de la presión de la línea de entrega, la presión requerida para la operación del separador y la fricción en la línea desde el separador hasta la cabeza del pozo. Las líneas de flujo varían en longitud. A medida que son más largas y según la topografía del terreno que recorren, se incrementa la contrapresión en la cabeza del pozo.

El resultado final, el traslado de la contrapresión a la cara de la formación, restringe la capacidad de producción de crudo o gas de la formación. Los requerimientos de presión para la operación individual de un pozo o campo pueden variar, pero el efecto negativo sobre la producción es siempre el mismo: ¡queda restringida!

Índice de productividad
Cada formación se comporta de forma diferente en respuesta al efecto de la contrapresión o a una reducción de la misma. De una formación productora con buena porosidad y buen índice de productividad (PI), se obtendrán los mejores resultados si se logra una reducción en la contrapresión. El índice de productividad se define como la cantidad adicional de fluido que el pozo puede producir por cada libra (psi) de caída de presión (draw-down) obtenida en la formación.

En otras palabras, si un pozo tiene un PI de uno (1), por cada libra (psi) de presión que se alivie en la cara de la formación, el pozo producirá un barril adicional de fluido. Por lo tanto, cuando se busca un incremento de producción, se deben buscar pozos con alto índice de productividad (PI). Por ejemplo, un pozo con un PI de 0.5 y una contrapresión en la cabeza de 50 psi, incrementará su producción en 25 barriles por día cuando la presión en la cabeza se reduce a 0 psi.

Cuando un pozo se perfora y se pone en producción, normalmente tiene suficiente presión de fondo (BHP) para vencer la contrapresión en la cabeza y de la columna de fluido, y de esta manera puede fluir sin problemas. Con el tiempo y a medida que el pozo continúa fluyendo, la presión de fondo declina y la presión en superficie se convierte en un factor importante que afecta de manera negativa la producción, lo que finalmente conduce la utilización de algún sistema de levantamiento artificial para producir el pozo.

El sistema de levantamiento artificial más utilizado es el bombeo con bombas de varillas (bombeo mecánico). A medida que el pozo continúa produciendo, la presión de fondo declina hasta que la contrapresión en superficie requiere un mayor porcentaje de energía disponible en la formación para producir el pozo. En este momento el operador debe buscar una herramienta que le permita aliviar o eliminar su problema de restricción en la producción.

Compresores montados en viga
Una forma segura de eliminar la contrapresión en pozos en bombeo con varillas es utilizar un compresor de viga BGC (por sus iniciales del inglés Beam Mounted Gas Compressor). Esta herramienta se monta en la viga viajera de la unidad de bombeo e incorpora un cilindro con un pistón en su interior. La línea de succión del BGC está conectada al espacio anular entre la tubería de revestimiento y la de producción, y la descarga se realiza en la línea de flujo o en otra línea destinada a la recolección del gas para operación de equipos en el campo.

La fuente de energía ya disponible en la localización (el compresor es accionado por la unidad de bombeo) se utiliza con el fin de retirar el gas y, por lo tanto, para aliviar la contrapresión del pozo. Muchos de los compresores de viga utilizados como herramienta de alivio de presión han sido instalados en pozos considerados de bajo potencial o marginales, debido a su baja presión de fondo (BHP), en los cuales las unidades operaban cíclicamente.

En estos casos, el compresor se diseña para comprimir el volumen de gas producido por el pozo durante el ciclo de operación. En algunas oportunidades, cuando la presión ha sido aliviada y por eso el pozo produce más fluidos y gas, los ciclos de operación han sido extendidos de acuerdo con la necesidad.

Cómo funciona el compresor de viga BGC
El compresor de viga BGC utiliza el movimiento de la viga viajera de la unidad de bombeo (balancín de bombeo), ya sea convencional o de geometría especial (unidades Mark II), como elemento conductor de movimiento. Viene en dos versiones:

De acción sencilla. Durante la carrera ascendente del vástago pulido, el gas se toma del espacio anular a través de una válvula de retención y se lleva hasta la cámara inferior del cilindro del compresor. Durante la carrera descendente, el gas es comprimido hasta alcanzar la presión de la línea, y descargado también a través de una válvula de retención en la línea de flujo hasta el separador o el tratador, según el caso.
De acción doble. Durante la carrera ascendente de la barra pulida, el gas es tomado y conducido desde el espacio anular, a través de una válvula de retención, hasta la cámara inferior del cilindro del compresor. Simultáneamente, el gas es comprimido en la cámara superior del compresor, y descargado en la línea de flujo a través de la válvula de descarga, que también es una válvula de retención. Durante la carrera descendente de la barra pulida, el gas se toma y conduce desde el espacio anular hasta la cámara superior del compresor, a través de una segunda válvula de retención. Al mismo tiempo, el gas alojado en la cámara inferior del cilindro es comprimido y descargado en la línea de flujo a través de una segunda válvula de descarga.
Compresores montados en patín
Otros equipos utilizados para aliviar la contrapresión en los pozos, son los compresores de gas montados en patines. Estos compresores constituyen una excelente herramienta para eliminar la contrapresión, donde no hay una unidad de bombeo disponible para impulsar un compresor de viga. Los compresores sobre patín se utilizan cuando los volúmenes de gas son superiores a los que puede manejar una unidad montada en la viga de la unidad (BGC).

Aunque los dos tipos de compresor cumplen el mismo objetivo, cada uno tiene sus propias aplicaciones. La instalación de un compresor de viga BGC es normalmente menos costosa, lo cual, sumado a los muy bajos costos de mantenimiento y a los ahorros de energía, pues el BGC no requiere para su operación una fuente de energía adicional (motor) a la ya disponible en la unidad de bombeo, hace que la recuperación de la inversión y la generación de beneficios se obtengan en un plazo significativamente inferior al de las unidades de compresión convencionales.

En algunas aplicaciones, la operación de producción se debe efectuar con presiones en las líneas de flujo superiores a 40 o 50 psi. En estos casos, el compresor de viga (BGC) puede llevar la presión del revestimiento a 0 psi, e impulsar el gas en la línea a una presión de hasta 125 psi en una sola etapa o carrera del pistón, lo que equivale a una relación de compresión de 10.

En compresores montados en patín, esta misma operación requeriría un mínimo de dos etapas del sistema. Si a esto le adicionamos los mayores costos de mantenimiento y la necesidad de una fuente adicional de energía para la operación del equipo, los costos de compresión y, por lo tanto, el tiempo necesario para recobrar la inversión realizada y para la obtener beneficios, es mucho mayor, comparado con las unidades BGC. En algunos casos los compresores de viga BGC alivian presiones de revestimiento de 150 psi, para descargar en líneas de flujo a 700 psi. La utilización de uno de los dos tipos de compresor, bien sea montados en patín o en viga, está determinada por las condiciones del pozo y la clase de energía disponible en el sitio.

Ambos tipos de compresor tienen capacidad para manejar gas húmedo (muchas corrientes de gas pueden estar altamente saturadas de líquidos). Sin embargo, las unidades montadas en patín requieren un despojador o scrubber con elementos que permitan descargar los líquidos en la línea de flujo o en otro lugar, en tanto que el BGC no lo requiere.

Ambos sistemas pueden ser protegidos contra gases corrosivos; sin embargo, cuando se usa una unidad reciprocante montada en patín, se debe evitar que los condensados y el agua entren en contacto con elementos mecánicos del equipo que requieran lubricación, ya que esto reduce las propiedades lubricantes de los aceites y disminuye significativamente la vida útil del sistema.

Sistemas de recolección de gas
Es común encontrar grupos de pozos que fluyen a la misma estación de recolección, y en estos casos resulta más económico construir un sistema de líneas de recolección del gas de los anulares, y aliviar la presión con una o dos unidades de compresión. Los sistemas de compresión montados en patín son los comúnmente utilizados para esta práctica.

Sin embargo, en lugares en donde hay disponibilidad de unidades de bombeo, se han utilizado con gran éxito las unidades de compresión montadas en la viga viajera (BGC). Existen casos de pequeños campos de pozos marginales en donde se han venido usando unidades BGC para mantener la presión del anular de grupos de hasta 20 pozos en 0 psi, y descargando a 50 psi en la línea de flujo. Es muy común encontrar grupos de dos a cinco pozos colocados a un sistema operado con una sola unidad BGC.

Cuando se utilizan sistemas de recolección del gas de anulares para múltiples pozos, se debe procurar que los pozos más alejados de la estación de recolección no terminen con presiones positivas en la cabeza, debido a la fricción en la línea.

Se conoce de un campo en el que se gastaron cientos de miles de dólares en un proyecto para aliviar la contrapresión en los pozos, con compresores convencionales montados en patín, en donde la presión de succión en la batería era de 0 psi, pero los pozos más alejados aún mantenían presiones de 20 psi en el espacio anular. Estos pozos, probados después de aliviadas las 20 psi, mostraron incrementos de producción hasta de 18 b/d.

Una de las grandes operadoras eliminó este tipo de situaciones con la instalación de compresores de viga (BGC), acompañados de varias instalaciones pequeñas de recolección a través del campo. Eso permitió mantener la presión en el espacio anular de los pozos en 0 psi, maximizando así la producción de cada pozo.

Aplicaciones
Existen numerosas razones para aliviar la presión del gas del revestimiento en pozos que producen por medio de bombeo por varillas (bombeo mecánico); todas tienen como objetivo aumentar directa o indirectamente la producción del pozo, lo que resulta importante para los pozos de producción marginal. Entre las aplicaciones de los compresores de viga BGC se cuentan las siguientes:

Reducir la presión en la cara de la formación e incrementar la producción del pozo.
Recolectar el gas que está siendo descargado a la atmósfera, e incrementar la producción y los beneficios económicos (pequeñas cantidades de gas inyectado en las líneas de flujo y, o, de ventas, puede significar mejor flujo de caja y menos problemas de operación).
Extraer mayor cantidad de gas de pozos de bajo potencial, para ser usado como combustible en los diferentes equipos de producción y tratamiento de crudo. Eliminar los problemas de bloqueo o interferencia por gas (gas lock) en las bombas de subsuelo. La extracción de gas y, por consiguiente, la reducción de la presión en el revestimiento, implica una mayor liberación de gas en solución en el pozo, el cual migra hacia el espacio anular para ser removido por compresión, obteniendo así una operación de bombeo más eficiente por parte de la bomba de subsuelo.
Impulsar el gas de baja presión en la línea de ventas.
Mantener pozos en producción cuando la presión de las líneas de flujo se incrementa debido a problemas en los equipos de compresión corriente abajo, o a la entrada de pozos nuevos a la corriente de producción, que impide el flujo normal de los pozos existentes.
Se conocen casos de pozos programados para taponamiento y abandono, que pudieron mantenerse económicamente productivos durante dos o tres años más, debido a la reducción de la contrapresión que restringía su producción. El objetivo es mantener este tipo de pozos marginales produciendo los máximos beneficios, durante el mayor tiempo posible.