Tabla 1: Capacidades de las bombas de tipo pistón Tamaño de Nivel de trabajo Desplazamiento máximo
3.6 Análisis del sistema artificial de producción óptimo
En el capítulo 3 se ha hablado de las condiciones sobre las que se puede aplicar cada sistema artificial de producción mencionado anteriormente, a continuación se analizará en detalle cada sistema para observar sus ventajas y sus debilidades en su posible aplicación en los yacimientos de shale oil.
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Cada yacimiento contiene características distintas y no se podría aplicar un solo sistema para todos los yacimientos de shale, por eso durante la discusión se abordarán los principales problemas como son las altas declinaciones junto con los respectivos gastos, la operación en pozos horizontales y el manejo de sólidos.
Al concluir la discusión sobre los distintos sistemas artificiales, se llegará a un diagnóstico sobre cuál sería el sistema más óptimo para aplicarse en los yacimientos de shale oil bajo las condiciones mencionadas
3.6.1 Discusión
En los yacimientos de shale oil se habla principalmente de los altas declinaciones que se tienen en las primeras etapas de vida de los pozos, esto a su vez implica los gastos que se puedan presentar durante las diferentes etapas del sistema, teniendo en una etapa temprana altos volúmenes y en las últimas etapas de vida del pozo se presentan bajos volúmenes de producción.
Para comparar los gastos de los sistemas artificiales es necesario establecer curvas de producción para cada sistema, la Figura 3.9 puede tomarse como un ejemplo del gasto que se puede obtener de cada sistema tomada en el fondo del pozo, cabe aclarar que las curvas pueden variar dependiendo de las condiciones del pozo.
El sistema que mejor se puede adaptar a las condiciones en los yacimientos de shale oil es el bombeo neumático debido a su flexibilidad de cambiar de un bombeo continuo a un bombeo intermitente, el BEC y el bombeo hidráulico tienden a manejar altos volúmenes de fluido siendo una opción en las primeras etapas del pozo y el bombeo mecánico se aplicaría para las etapas finales gracias a su manejo de bajos volúmenes.
Una característica de la explotación de los recursos shale es que los pozos son horizontales para tener un mayor contacto con la zona productora, este puede resultar un problema para los sistemas que requieren una sarta de varillas por las fricciones que se tendrían entre las varillas y la tubería. Un ejemplo es el bombeo mecánico el cual su aplicación se limita a pozos verticales, los demás sistemas pueden aplicarse en pozos horizontales pero la eficiencia varía dependiendo del sistema, el bombeo neumático y el bombeo hidráulico manejan muy poca eficiencia en este tipo de pozos, en cambio el BEC resulta ser muy eficiente para las operaciones en pozos horizontales.
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Figura 3.9 Curvas de producción de los sistemas artificiales de producción (Modificado de Brown, 1981).
Cuando un sistema artificial está trabajando en condiciones óptimas se ve reflejado en la vida del sistema y en las fallas que puede llegar a presentar, la producción de sólidos puede llegar a ocasionar problemas en los sistemas artificiales. A pesar de que el bombeo neumático tiene un excelente control de sólidos mientras los otros sistemas resultan ser más susceptibles a la producción de sólidos, los yacimientos de shale oil pueden llegar a tener cantidades pequeñas de sólidos y algunas veces se pueden diluir en los fluidos o resultan ser partículas pequeñas, por lo tanto la producción de sólidos no sería un problema para cualquier sistema que se quiera implementar.
3.6.2 Diagnóstico
De acuerdo a las características analizadas, el sistema artificial de producción que puede aplicarse para los yacimientos de shale oil sería el bombeo electrocentrífugo considerando que su aplicación sería en las primeras etapas de producción.
Al implementar el BEC desde el inicio de la producción se pueden producir altos volúmenes de fluido y las altas producciones de agua que se tienen en las primeras etapas
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no resultarían un problema para este sistema, al tener una baja producción de sólidos el sistema se mantendría operando en buenas condiciones sin afectar su rendimiento.
No se tiene ningún problema con el sistema cuando se implementa en pozos horizontales sin dejar de mencionar que gracias a su configuración su eficiencia en este tipo de pozos resulta ser alta y gracias a su habilidad de minimizar la presión de fondo del pozo puede incrementar la vida del pozo así como disminuir las caídas de presión que se tendrían con un flujo natural, como se muestra en la Figura 3.10 cuando se tiene produciendo con flujo natural la presión como el gasto decaen súbitamente en un periodo aproximadamente de un año y después de eso se llega a una estabilidad, mientras que el BEC puede ayudar a disminuir esas caídas en el mismo período de tiempo, por lo que es uno de los métodos a considerar para incrementar la rentabilidad en los yacimientos de shale oil.
Un inconveniente que se puede presentar en el sistema es cuando los pozos comiencen a declinar y los gastos comiencen a disminuir drásticamente, para combatir esta problemática se puede utilizar una estrategia de dos sistemas artificiales de producción, es decir, una vez que los pozos declinen cambiar el BEC por otro sistema que se adecue a las condiciones del pozo como podría ser el bombeo mecánico.
Figura 3.10 Curva de producción del flujo natural y BEC en shale oil.
0 200 400 600 800 1000 1200 0 200 400 600 800 1000 1200