EVALUACIÓN DE MEZCLADOR ESTÁTICO EN UN POZO DE CRUDO EXTRAPESADO, FAJA

PETROLÍFERA DEL ORINOCO.

Steve Marfissi / Francisco Brito / Alberto Lujan / Fernando Campos. PDVSA E&P

Maria Miguez. Universidad de Oriente

Resumen

Los mezcladores estáticos son ampliamente utilizados en la industria de petróleo y gas,

especialmente en aplicaciones como la mezcla de gases en líquidos a altas presiones para

satisfacer las necesidades específicas del proceso (dispersión multifásica).

Este proyecto se basa en la instalación de un mezclador estático inserto en un niple perforado

taponado en el fondo de pozo (8 º API), ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco. Inicialmente una

prueba de campo se llevó a cabo en un área piloto, donde se evaluó el mezclador estático para

verificar si el equipo era capaz de cambiar el régimen de flujo de un flujo multifásico, de flujo

estratificado o tapón a flujo burbuja, generando una reducción significativa de la densidad del fluido,

es decir, la homogeneización de la corriente multifasica.

Teniendo en cuenta los resultados obtenidos en la prueba de campo en la que la densidad del fluido

se redujo con el uso del mezclador estático, esta aplicación fue evaluada en un pozo productor con

una bomba de cavidad progresiva, obteniendo una reducción del 20% del consumo de diluyente

manteniendo la misma gravedad API del petróleo crudo diluido. Del mismo modo, la tasa de

producción de petróleo fue similar a la anterior, incluso cuando una bomba de menor capacidad fue

utilizada. Además, se observó una disminución de la presión anular, lo que indica una menor tasa

de gas libre a la entrada de la bomba cuando se compara con el caso sin mezclador estático de

fondo de pozo.

El uso del mezclador estático permitirá el incremento de la vida útil de la bomba de cavidad

progresiva, por lo que la empresa tendrá un ahorro considerable al reducir el costo de

mantenimiento y el consumo de diluyente.

Introducción

La eficiencia volumétrica de las bombas de cavidades progresivas (BCP), al igual que la de otros

tipos de bombas, es afectada de manera significativa por la presencia de gas libre en su interior. Es

por ello que en los casos donde se espera tener fracciones de gas significativas a la entrada de la

bomba, se recomienda invertir esfuerzos en la separación de gas instalándose comúnmente anclas

de gas o separadores estáticos gas-líquido en la tubería de producción, en estos casos debe

tenerse en cuenta que el separador actúa como un sistema que tiene dos efectos, a medida que

separa gas libre crea una caída de presión adicional. El segundo efecto es perjudicial, pues induce

una liberación adicional de gas y aumenta el volumen ocupado por la masa de gas libre.

Se conoce que la separación gas en fondo por equipo convencionales no representa una totalidad

de la misma, manteniéndose presencia de gases en la entrada de la bomba, lo que genera

problemas en cuanto a la cantidad de gas presente que impide el manejo de líquido en el sistema,

por esta razón se evaluó el uso de un mezclador estático de fondo en un pozo productor de crudo

extrapesado con alta producción de gas, con la finalidad de lograr una mayor concentración de gas

disperso en el crudo que permita la facilidad de desplazamiento de la fase continua, y evitar el

trabajo de la bomba con altos volúmenes de gas.

Antecedentes

Con el fin de constatar el funcionamiento de la homogeneización en la mezcla crudo-gas, se realizó

una prueba de campo utilizando mezcladores de una (1) pulgada de diámetro (helicoidales y

entrelazados) conectados a la línea de flujo de un pozo productor. Inicialmente se efectuó una

corrida sin elementos para observar el comportamiento del fluido antes de la instalación de los

mezcladores de prueba verificándose el comportamiento de la densidad del fluido a través de un

medidor de flujo másico.

Fig. 1 Instalación de mezclador 1”. Prueba de campo

Mezclador 1”

Las mediciones de la corrida sin elementos mostraron variaciones considerables con rangos de

densidad entre 0,21 y 0,90 gr/cm3, demostrando la inconsistencia del flujo de fluido en la tubería. El

crudo utilizado en las pruebas provenía de un pozo cuya gravedad API es 12 y los resultados

obtenidos sirvieron de guía para la evaluación, dado que es difícil caracterizar (Densidad,

viscosidad, etc) flujo multifásico en tuberías. Comparativamente el comportamiento de los

mezcladores reveló una mejora, evidenciándose en los rangos de densidad donde los resultados

fueron menores a 0,3 gr/cm3. Lo descrito anteriormente puede ser observado en la siguiente

grafica.

Fig. 2. Comportamiento de densidad vs elementos del mezclador

En función de los resultados anteriormente mencionados se seleccionó un mezclador de tipo

entrelazado para evaluarlo en el pozo dado que es el único diseño capaz de formar un alto grado de

mezclado en corto tiempo y su diseño es para ser utilizado en fluidos viscosos.

Es importante resaltar que las industrias que emplean ampliamente el mezclado destacan aquellas

que manejan materiales viscosos y de reología compleja. Ejemplos de ellas son las industrias de

polímeros, de alimentos, de fermentación, farmacéutica y de cosméticos, entre las más importantes.

A nivel mundial no se tiene conocimiento de la aplicación de un mezclador estático en fondo de

pozo, por lo que las pruebas realizadas son de gran importancia dado que representan la primera

vez que es aplicado un mezclador estático en fondo de pozo para mejorar la eficiencia de

levantamiento en pozos productores de crudo pesado con alta producción de gas.

Variaciòn de la Densidad Vs Tiempo

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

Den

sida

d (g

r/cm

3)

6 elementos entrelazados 6 elementos helicoidal sin internos

Desarrollo de la aplicación

Para la instalación del mezclador estático en el pozo fue necesario reemplazar el equipo de

levantamiento artificial del pozo, por presentar daño en el elastómero. Se realizó un monitoreo

continuo al pozo tomando en cuenta los valores de presión en cabezal, presión en el anular,

velocidad y torque de cabillas.

En el periodo previo a la instalación del equipo, el pozo estaba completado con una bomba con

capacidad de desplazamiento nominal de 8 barriles/rpm y al realizar la instalación del mezclador

estático, se colocó en el pozo una bomba con capacidad nominal de desplazamiento de 6

barriles/rpm.

El dispositivo funciona de la siguiente manera: La camisa o carcasa del mezclador funciona como

un separador de gas estático (tipo Poorboy), debido a su configuración tipo niple perforado con

agujeros desfasados 45° entre sí, esto provoca un cambio de dirección del fluido, el cual permite la

separación del gas en fondo, (una fracción del gas se desvía hacia el anular y la otra fracción es

arrastrada por el liquido a través del mezclador), en conclusión, disminuye el porcentaje de gas libre

a la entrada de la bomba, lo cual incrementa la eficiencia volumétrica de la misma.

Una vez la corriente de fluidos (la fase líquida y la fase gaseosa) pasa por lo internos del mezclador,

estas fases son forzadas a distribuirse uniformemente una fase sobre la otra, formando una mezcla

homogénea con una densidad y viscosidad menor por lo que la bomba puede trabajar bajo

condiciones de entrada estables, aumentando la eficiencia global del sistema e incrementando la

vida útil del equipo de fondo. Además la homogeneización de la mezcla se mantiene en su

trayectoria a través de la tubería de producción.

Fig. 3. Diagrama del mezclador estático de fondo

En la figura 4 se puede observar el comportamiento de estas variables antes y después de la

instalación del mezclador estático en fondo. Así mismo se observan los valores de presiones en el

anular mayor que la presión de cabezal, infiriendo que el pozo se encontraba saturado por gas en

todo el anular y las cavidades de la bomba eran empacadas parcialmente por este fluido y no por

crudo formando un patrón de flujo tapón donde la fase gaseosa es la más pronunciada inclusive

cuando la fase continua sigue siendo el líquido.

Luego de la instalación del mezclador estático, se muestra la inversión de las líneas de presión en

el anular y cabezal como resultado del efecto de mezclado a través del equipo, indicando que el

fluido producido se encuentra en gran parte homogeneizado (dispersión del gas en el líquido),

permitiendo que la bomba succione un fluido estable.

De igual manera se aprecia la estabilidad en la curva del torque, dado que la bomba desplaza una

mezcla homogénea facilitando el levantamiento del fluido debido a la reducción de su densidad, lo

cual permitiría incrementar velocidad en el pozo

Fig. 4. Comportamiento de variables operacionales del pozo de crudo extrapesado

Otro de los beneficios obtenidos con el uso del mezclador en el fondo, fue que se logró mantener el

°API de la mezcla con un menor consumo de diluente, esto debido a la homogeneización eficiente

de las corrientes de crudo y gas en el pozo la cual se mantiene inclusive a la descarga de la bomba,

0

50

100

150

200

250

300

350

8/1/2009 8/23/2009 9/14/2009 10/6/2009 10/28/2009 11/19/2009 12/11/2009 1/2/2010 1/24/2010 2/15/2010 3/9/2010 3/31/2010

Fecha

THP

/ Pca

sing

(psi

)

RPM

/ To

rque

(%)

THP (Psig) Casing (Psig) Torque (%) RPM

Instalación mezclador 18/11/2009

es decir que el patrón de flujo Burbuja, el cual gobierna el sistema, se mantiene en la línea de flujo.

La disminución de la cantidad de diluente que se inyecta en el cabezal del pozo, se debe a que se

mejoran las condiciones de mezclado en línea, al entrar en contacto una corriente de diluente

liquida con la corriente homogénea que proviene de la tubería de producción. La homogeneidad de

la corriente de producción facilita y mejora la distribución de la corriente de diluente

En la siguiente gráfica se puede apreciar esta similitud, donde la producción del pozo antes de la

instalación del mezclador era de 910 barriles de petróleo por día con un consumo de diluente de

530 barriles por día, lo que representa una relación diluente/crudo de 58%. Sin embargo, con el uso

del mezclador estático se logró obtener una relación diluente/crudo de 34% manteniendo el °API de

la mezcla en 14.7 y la diferencia en producción fue solo de 150 barriles de petróleo por día a pesar

de utilizar una bomba de menor capacidad de levantamiento.

Fig. 5. Comportamiento de producción

Otras Aplicaciones

En función de los resultados obtenidos en el pozo, se instaló otro mezclador estático en un pozo de

crudo extrapesado con una alta producción de gas, el cual servirá para corroborar los beneficios del

uso de los mezcladores estáticos en crudos pesados.

XPDiluente

°API antes

despues

760

259

14.7

910

530

14.60

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

antes despues

Adicionalmente, se tiene previsto la aplicación de un mezclador estático en un pozo productor por

Gas Lift, con la finalidad de lograr un mejor mezclado a nivel de la válvula de inyección y de esta

forma mejorar el sistema de levantamiento. A manera de visualizar y corroborar los beneficios

obtenidos en las pruebas de campo, se tiene planteado realizar un estudio utilizando la simulación

de la dinámica de fluidos en un mezclador a través del uso de un software especializado.

References

Brown, K.E.: “The Technology of Artificial Lift Methods”, Vol. 4, Pennwell Publishing Co.,

Tulsa, 1984

Bird, R., B., Stewart, W.E., and Lightfoot, E.,N., Transport Phenomena, John Wiley & Sons,

New York 2002.

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