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Como escribimos anteriormente, el ciclo de vida de un pozo se divide en dos etapas:
Etapa I - operación con flujos de más de 300 bpd; y
Etapa II: operación con flujos inferiores a 300 bpd.
Según los Administración de Información de Energía (EIA) de los EE. UU., a fines de 2020, la cantidad de pozos con flujos inferiores al equivalente por día de 15 barriles de petróleo (BOE/d) era el 80% del inventario de pozos de EE. UU.
Según los datos de la EIA, el porcentaje no ha cambiado de 2000 a 2020. Aún así, dado el aumento en el número total de pozos, podemos decir que aumentará el número de pozos de baja tasa, lo que a su vez requiere que las compañías de servicios petroleros y las compañías petroleras revisen los costos de operación del inventario de los pozos de baja tasa ya que la participación en los ingresos a través de estos pozos aumentará.
Para las empresas de servicios petroleros que producen solo en pozos de alta tasa, es necesario estar atentos al crecimiento en los volúmenes de producción de pozos con productividad inferior a 300 bpd para aumentar las ganancias de la empresa.
Triol ofrece una solución completa que no solo aumenta la eficiencia de producción cuando se operan pozos de baja tasa, sino que también reduce los costos al cambiar de la tecnología de producción ESP, que sirve como tecnología principal para pozos de alta tasa.
La Tabla 1 muestra una comparación en equipos y pérdidas asociadas para diferentes tecnologías para las etapas I y II del ciclo de vida de los pozos:
Tabla 1 - Características comparativas de las tecnologías
Con base en la Tabla 1, podemos concluir que la tecnología de bombeo con varillas de bombeo, que actualmente está más difundida en la operación de pozos de baja tasa, requiere importantes inversiones asociadas a ella:
- aumento en el número de nomenclaturas y su singularidad, no pudiendo utilizar las nomenclaturas que se utilizaron para ESP, mientras que EP01 permite el uso de equipos auxiliares similares;
- la necesidad de personal adicional y inspecciones más frecuentes; y
- ampliación de las instalaciones de almacenamiento.
Echemos un vistazo más de cerca a estas diferencias en comparación con ESP y EP01.
Aumentar el número de nomenclaturas.
La Figura 1 muestra el diseño esquemático de SRP, ESP y EP01, donde puede evaluar visualmente las diferencias en tecnología y comparar la cantidad de elementos únicos y unificados.
Figura 1 - Diseño del sistema:
a) SPR; b) ESP; c) EP01.
Personal y Servicio.
Cuando se utiliza el SRP para empresas de servicios petroleros y empresas petroleras, es necesario contar con un grupo adicional de mecánicos que dan servicio a los mecanismos de los equipos de tierra, cuyas tareas incluyen la inspección de:
- el estado de los cinturones;
- taladros;
- cables;
- sellos con glándulas;
- el estado del sistema de frenado; y
- el estado de la caja de cambios.
El tiempo de estos trabajos puede oscilar entre 30 minutos y varias horas, en caso de ser necesario realizar una sustitución o reparación del equipo.
Figura 2 - Consumibles:
-
Correa
-
Pastillas de freno
-
Cable de suspensión
-
Sello de glándula
Si te fijas en EP01, puedes destacar ventajas como:
- no hay necesidad de capacitación adicional del personal en la instalación de equipos de superficie y sumergidos, ya que el proceso es similar a ESP;
- el software cuenta con algoritmos para el proceso de extracción automatizado, lo que reduce la capacitación a unos pocos días;
- la falta de mantenimiento mensual de pozos por falta de partes mecánicas y control remoto sobre los parámetros de operación de los equipos; y
- sin equipo mecánico de tierra, reduciendo así el equipo de mantenimiento mecánico.
Espacio de almacén.
Un elemento de costo separado es el espacio de almacenamiento adicional para el equipo. La Tabla 2 muestra el espacio requerido para almacenar 10 juegos de ESP (bombas, motores, VDS), ЕР01 (bombas, motores, VDS), dado el apilamiento de bombas y motores en 5 niveles, y SRP (máquinas basculantes). La figura 3 ilustra el almacenamiento de bombas y motores para ESP, ЕР01 y la máquina basculante para SRP.
Tabla 2 - Comparación de áreas de almacenamiento de ESP, ЕР01, SRP
SRP (ground part only): SRP (solo parte de puesta a tierra)
a)
b)
Figura 3 - Almacenamiento: a) ESP, EP01; b) SRP (máquina oscilante).
A modo de resumen, destacamos las principales ventajas de la oferta de Triol:
-
Ahorro de costos al cambiar de ESP a tecnología de producción de petróleo de pozo con flujos de hasta 300 bpd para productores de petróleo y compañías de servicios de campos petroleros que operan un ciclo completo con ESP y SRP;
-
Aumento de ganancia debido a la operación adicional del 80% del stock de pozos para compañías petroleras y compañías de servicios petroleros que operan pozos en la fase ESP únicamente;
-
La tecnología se basa en elementos familiares para el personal operativo. EP01 es similar a ESP para equipos en tierra, que tiene solo la unidad de control y el transformador, y como parte sumergida, solo el motor y la bomba;
-
Sin consumibles durante la operación;
-
Intercambiabilidad de transformadores y equipos para instalación y operación;
-
No hay necesidad de capacitación adicional del personal sobre la instalación del equipo de superficie y sumergible porque el proceso es similar al ESP y el software tiene algoritmos para el proceso de producción automatizado, es decir, cambiar al equipo EP01 permite evitar el mantenimiento mensual de los pozos;
-
Sin equipo mecánico de tierra, reduciendo así el equipo de mantenimiento mecánico;
-
Espacio de almacenamiento reducido en comparación con SRP. Por ejemplo, solo se necesitan 18,4 m2 para almacenar 10 sets de EP01.
Desarrollo de producto para reducir costes.
Triol continúa desarrollando el producto y actualmente está trabajando en estudios teóricos para el uso de VDS para ESP y EP01. Por lo tanto, para cambiar a producción con EP01, solo necesita cambiar el software de control, lo que reducirá a la mitad el costo de compra de los variadores de frecuencia.
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