Upstream: Producción

Equipo de intervención en pozos / unidad de tubería flexible o tubería flexible (CTU)

Prácticas y versátiles, las unidades de tubería flexible (CTU) son un tipo de equipo de intervención en pozos con muchas aplicaciones:

• Barridos y limpiezas mecánicas y químicas
• Taladrado y fresado
• Cementación
• Tripping (retirada y sustitución de una sección de la sonda de perforación)
• Fishing (recuperación de objetos en el pozo)
• Fracturación y refracturación hidráulicas
• Iniciar o reestimular la producción

Los grupos hidráulicos suministran la energía necesaria para controlar la maquinaria de elevación (grúa, cuello de cisne), desenrollar la tubería, introducirla en el pozo mediante un conjunto inyector y volver a enrollar la tubería. Desde la cabina de control, los operadores maniobran los equipos mecánicos y de control de presión (PCE). Los dispositivos de medición de una CTU incluyen sensores de presión y temperatura en la unidad de potencia hidráulica, transductores de fuerza en el cabezal del inyector y manómetros en la cabina de control.

Cabeza de pozo con árbol de Navidad

Un cabezal de pozo es el sistema de manguitos, carretes y adaptadores del que cuelga una sarta de revestimiento y por el que fluye el crudo/gas. También conocido como cabezal de tubería, este equipo cumple otra función importante: contener el fluido del pozo presurizado (efluente).

Un conjunto de válvulas, accesorios y estranguladores suele montarse en la parte superior de la boca del pozo. Llamado árbol de Navidad por la forma en que se ramifican sus diversos componentes, este conjunto funciona como un complejo grifo que permite a los operarios controlar y redirigir el flujo de efluentes a tuberías y depósitos.

Los manómetros mecánicos de alta resistencia controlan la presión en la carcasa, la tubería, la línea de caudal y otros puntos del equipo. En cuanto a los transmisores electrónicos de presión y los transmisores de proceso utilizados en un árbol de Navidad, deben estar homologados como intrínsecamente seguros o a prueba de explosiones para que el lugar de producción siga siendo seguro.

Sistema de bomba de varilla

Comúnmente llamadas gatos de bomba, caballos de petróleo o torres de petróleo, las bombas de succión salpican el paisaje de las zonas ricas en petróleo. El mecanismo es sencillo y eficaz: una manivela, accionada por el motor principal (motor eléctrico), mueve el brazo de palanca -compuesto por la viga de marcha y una cabeza de caballo en un extremo- hacia arriba y hacia abajo. Una varilla de bombeo pulida, unida a la cabeza de caballo y enroscada a través de una barra portadora, se inserta a través de la cabeza de pozo y a lo largo de la tubería. (Cuanto más profundo sea el pozo, más larga será esta sarta de varillas y, por tanto, mayor será el caballito de petróleo). La varilla de bombeo aspira lentamente el fluido del pozo, gracias a un sistema de válvulas de apertura y cierre situadas en el extremo de la sarta de varillas y en la parte inferior de la sarta de revestimiento. En la boca del pozo, el fluido se desvía a una línea de flujo y luego se conduce a un tanque de retención para su posterior transporte.

Un manómetro en la boca del pozo y un transmisor de presión en la línea de flujo permiten a los operadores supervisar y controlar el efluente bombeado. Un sensor de inclinación situado en la viga de desplazamiento sigue el movimiento y la posición de la barra pulida, mientras que una célula de carga especialmente diseñada en la barra portadora controla la fuerza que experimenta la barra pulida durante sus carreras ascendentes. Esta información, registrada en tarjetas dinamométricas, se utiliza para analizar las condiciones de bombeo en el fondo del pozo y la eficacia de la unidad de varillas de bombeo.

Sistema de elevación por pistón

El descenso de la producción forma parte del ciclo natural de un pozo, pero hay varios factores que pueden acelerarlo. Uno de estos factores es la carga líquida. El fluido de pozo es una combinación de gas natural y líquido. El caudal crítico del gas (CFR) es la velocidad mínima a la que debe desplazarse para elevar el retroceso del líquido. Por debajo del CFR, el pozo comienza a cargarse. Si no se elimina el líquido del fondo del pozo, la producción disminuye y acaba por detenerse por completo.

Idealmente instalado antes de que la carga sea un problema serio, un elevador de émbolo es una solución económica para pozos verticales. La única energía que necesita este sistema mecánico puede proceder de un pequeño panel solar. La instalación comienza colocando un muelle parachoques, mediante una unidad de tubería helicoidal, en la parte inferior de la tubería vertical del pozo; en la parte superior del cabezal del pozo hay un lubricador que aloja el émbolo de acción libre. Cuando el controlador electrónico detecta que se está produciendo una carga, cierra la válvula del motor para detener el flujo en la tubería. Esta acción libera el émbolo, que cae a través de la capa líquida (babosa) hasta apoyarse en el parachoques. Como ahora el pozo está cerrado, la presión aumenta en su interior; cuando la presión alcanza un nivel predeterminado, la válvula del motor vuelve a abrirse. Este cambio brusco de presión levanta el émbolo, que empuja el desecho hacia arriba y lo saca del pozo. A continuación, el émbolo vuelve al lubricador, lo que hace que el sensor de llegada abra la válvula del motor que permite que el gas fluya de nuevo. El ciclo se repite automáticamente cada vez que el controlador detecta que se está produciendo una carga.

Los sistemas de émbolo elevador se basan en sensores de presión y manómetros para detectar la cantidad de presión de gas natural en la tubería de revestimiento y de producción con el fin de optimizar el uso del émbolo. Dada la presencia de vapores de gas explosivos, deben utilizarse transductores de presión intrínsecamente seguros o a prueba de explosiones.

Sistema de bomba de cavidades progresivas (PCP)

Casi todos los pozos de petróleo y gas pueden beneficiarse de un pequeño refuerzo, especialmente los maduros cuyo caudal se reduce gradualmente. Una forma de aumentar la productividad en un pozo vertical o desviado es con una bomba de cavidad progresiva (PCP), también conocida como bomba de cavidad progresiva o bomba de tornillo.

Este sistema de elevación artificial consta de un rotor metálico de forma helicoidal (espacio positivo) encajado dentro de un estator de elastómero (espacio negativo). El rotor, que es como el engranaje interno, gira dentro del estator estacionario, que actúa como un engranaje exterior fijo. El fluido del pozo entra por el extremo de aspiración y ocupa el espacio entre el rotor y el estator. Durante el funcionamiento de la bomba, el lóbulo del rotor entra en contacto con el lóbulo del estator, creando una cavidad sellada con cada vuelta. De este modo, el fluido sube progresivamente a la superficie a través de la boca del pozo. Gracias a las cavidades, los sistemas PCP pueden manipular petróleo viscoso, arena y otros materiales sólidos habituales en la fracturación hidráulica.

La supervisión y el control en superficie, realizados con manómetros y transmisores de presión intrínsecamente seguros o a prueba de explosiones, permiten a los operadores optimizar este sistema de elevación artificial.

Sistema de elevación por gas

Algunos pozos de producción experimentan un flujo lento debido a la carga de líquido. En un pozo vertical, un émbolo elevador puede eliminar mecánicamente este sedimento líquido; los pozos horizontales que fluyen mal pueden beneficiarse de un sistema de elevación artificial basado en gas.

Un sistema de elevación por gas imita la elevación natural complementando el gas de formación con una fuente externa. En primer lugar, se instala una serie de mandriles (cilindros huecos) con válvulas a lo largo del exterior de la sarta de tuberías a distintas profundidades. A continuación, el gas a alta presión procedente del paquete compresor se inyecta en el fondo del pozo, en el espacio anular (espacio entre la sarta de tubería interior y la sarta de revestimiento exterior). A medida que este gas de inyección encuentra cada mandril, la válvula del cilindro se abre para permitir que entre en la tubería; al mismo tiempo, la válvula que lo precede se cierra. Una vez dentro, el gas se mezcla con el líquido, reduciendo su densidad, y "burbujea" el fluido del pozo. Una vez que la emulsión llega a la superficie, la unidad separa la parte líquida, comprime el gas restante y lo inyecta de nuevo en el pozo hasta que se logra la extracción, momento en el que el gas extraído se desvía a las ventas.

Un sistema de elevación de gas consta de puertos de entrada (succión) y salida (descarga), un motor, depuradores para eliminar la humedad residual del gas y cilindros de compresión. Los manómetros, transmisores de presión y termómetros de resistencia de los depuradores permiten a los operarios supervisar y controlar las etapas de compresión. Los medidores de nivel indican el nivel de líquido de aceite y agua dentro de un depósito, mientras que un interruptor de flotador magnético controla el nivel de los fluidos en estos depuradores.

Separadores trifásicos

Los tres componentes principales del efluente del pozo (agua, petróleo y gas natural) se sedimentan de forma natural por sí solos, ya que el agua es más pesada que el petróleo, que a su vez es más pesado que el gas. Lo que hace un separador trifásico es acelerar y controlar este proceso para poder eliminar el agua de la emulsión y conducir los hidrocarburos separados a sus respectivos destinos y venderlos.

Hay varios tipos de separadores trifásicos, y cada uno tiene diferentes componentes internos para la separación y el control de la interfaz. En general, ya sea en un separador horizontal o vertical, la emulsión entra en el tanque y golpea un desviador de entrada; esta acción rompe la tensión superficial del líquido para ayudar a liberar el gas. A continuación, la parte líquida se deposita en la mitad inferior del depósito, donde se separa de forma natural en aceite y agua. Un controlador de nivel en esta interfase líquido-líquido envía una señal a una válvula de descarga para que libere agua según sea necesario para mantener la altura adecuada de la interfase. Otro controlador de nivel indica a la válvula de descarga de aceite cuándo debe abrirse y cerrarse para mantener el nivel de aceite adecuado. Mientras tanto, el gas sube a la parte superior del depósito, pasa a través de un antivaho y sale por la válvula de control superior, que también sirve para mantener constante la presión del depósito. Una entrada, tres salidas.

Los sensores de nivel en las interfaces aceite-agua y aceite-gas abren y cierran las válvulas de descarga. Los manómetros miden la presión del aceite cuando sale del separador y entra en la tubería, mientras que los transmisores de presión intrínsecamente seguros o a prueba de explosiones controlan la válvula de salida de gas. Los termómetros bimetálicos y los sensores RTD permiten a los operarios controlar la temperatura dentro del depósito y de la línea de salida de gas. Los orificios de restricción sónica se utilizan para proteger las válvulas durante la despresurización del gas.

Depósitos de aditivos químicos

A lo largo de la fase de producción, se añaden productos químicos en el fondo del pozo, en la boca del pozo, antes o durante la separación, y en los recipientes de almacenamiento. Las razones para tratar el fluido de pozo y el petróleo crudo son muchas:

• Inhiben las incrustaciones y los depósitos
• Desemulsionar el efluente
• Reducir la formación de espuma
• Favorecer la floculación de las gotas de aceite
• Prevenir la corrosión y la formación de hielo
• Elimina algas, hongos y bacterias
• Mejorar el flujo de hidrocarburos viscosos (parafina, asfalto, etc.)
• Reducir el arrastre en las tuberías

Los depósitos de aditivos químicos requieren un sistema de indicadores de nivel, sensores de nivel, manómetros y transmisores de presión. Estos instrumentos de alta resistencia ayudan a los productores de petróleo y gas a controlar las condiciones en el interior de buques y tuberías para lograr operaciones eficientes.

Depósitos de producción

Los tanques de producción constituyen la última etapa del proceso de extracción de petróleo y gas. Después de que el efluente del pozo pase por un separador trifásico, los principales componentes se conducen a enormes tanques de retención a la espera de ser tratados y eliminados (en el caso del agua producida) o vendidos a empresas de transporte (en el caso de petróleo y gas natural).

La medición del nivel es esencial en estos tanques de almacenamiento de petróleo y agua, ya que controla el volumen con el fin de:

• Determinar y gestionar el inventario
• Calcular las necesidades de transporte
• Evitar desbordamientos

Los transmisores de presión sumergibles permiten a los productores controlar con precisión los niveles de sus recursos vendibles. Los transductores intrínsecamente seguros ofrecen una protección adicional en aplicaciones peligrosas, mientras que la carcasa de acero inoxidable con alta protección contra la penetración garantiza la fiabilidad del instrumento a largo plazo. Para mayor estabilidad y protección contra turbulencias y obstrucciones, utilice un LevelGuard^TM con el sensor de presión sumergible.

Sistema de quemado en antorcha

Durante la producción, el objetivo es capturar y vender la mayor cantidad posible de recursos naturales. Sin embargo, por razones de seguridad y logística, parte del gas extraído debe gestionarse de otras maneras. Un método para reducir el exceso de presión que se acumula ocasionalmente en los equipos es la ventilación, pero eso genera contaminación atmosférica. El quemado en antorcha, que es la combustión controlada del metano y los compuestos orgánicos volátiles (COV) de los gases residuales, es mucho más preferible que el venteo, ya que destruye ≥98% del metano y los COV antes de entrar en la atmósfera.

El quemado en antorcha es un sistema relativamente sencillo. El flujo de gas residual entra en el separador directo, creando una caída de presión que elimina la humedad y los condensados del gas; este paso es necesario ya que la combustión de hidrocarburos líquidos crea una situación peligrosa para las personas, los equipos y el medio ambiente. A continuación, el gas desestabilizado entra en el tubo de cabecera de la antorcha y asciende por la estrecha antorcha. En la parte superior está la punta de la antorcha con un piloto debajo para encender el gas residual.

Los sistemas de combustión de gas requieren una serie de sensores para funcionar de forma segura y eficaz. Los medidores de nivel y los interruptores de flotador de los separadores sirven para controlar y supervisar la cantidad de fluidos en los recipientes. Termopares, termopozos (incluidos la versión ScrutonWell®) y transmisores de temperatura en la base y la punta de una antorcha ayudan a garantizar que el gas y la llama estén lo suficientemente calientes como para convertir completamente los hidrocarburos restantes en agua y CO₂. La medición del caudal másico con un caudalímetro ultrasónico es posible incluso cuando la composición del gas cambia durante la operación. El cuerpo del caudalímetro puede personalizarse de acuerdo con la clase de tubería aplicable.

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