Bombas a Chorro

SERIE DE ARTÍCULOS INTRODUCTORIOS
Bombas a chorro
Ted Moon
Editor colaborador
En algún momento de la producción, la mayoría de los pozos experimenta
una caída de la presión de yacimiento que obstaculiza la producción de
hidrocarburos y requiere que los operadores desplieguen un sistema de
levantamiento artificial. Si bien se dispone de diversas tecnologías de levantamiento artificial para que los pozos recuperen sus tasas de producción
rentables y para demorar la decisión de abandonar un activo, no existe una
única técnica de levantamiento artificial aplicable a todos los escenarios.
El surgimiento de la producción no convencional de los yacimientos de
lutitas y el incremento de la producción de petróleo pesado, que tuvieron
lugar en la última década, plantearon obstáculos técnicos significativos
para muchas técnicas de levantamiento artificial. Por ejemplo, las unidades
de bombeo mecánico no pueden ser desplegadas efectivamente en los tramos laterales de los pozos de lutitas y el rendimiento de las bombas eléctricas sumergibles (ESPs) se resiente en los pozos que contienen volúmenes
significativos de producción de arena y gas. Además, estas tecnologías de
levantamiento contienen partes móviles que inevitablemente se desgastan
y deben ser reemplazadas, lo que agrega al pozo un costo significativo y el
problema de producción diferida.
Dado que poseen una arquitectura simple de fondo de pozo y carecen de
partes móviles, las bombas a chorro se han convertido en una opción de
popularidad creciente en materia de levantamiento artificial en los escenarios de producción desafiantes. Los principios que subyacen la operación de
una bomba a chorro se conocen desde hace cientos de años, específicamente a partir de 1738, cuando se introdujo el principio de Bernoulli, que
establece que un incremento de la velocidad de un fluido se produce simultáneamente con una reducción de su presión.
Si bien las primeras patentes para las bombas a chorro de pozos petroleros fueron registradas en la década de 1860, la tecnología de bombas a chorro recién comenzó a aplicarse en el ámbito petrolero a fines de la década
de 1960, y únicamente en los pozos de tierra firme. Las mejoras de los equipos y la introducción de modelos computacionales que posibilitaron el
mejoramiento de los diseños de las bombas condujeron al uso más generalizado de las bombas a chorro a lo largo de la década de 1970 y su aplicación
en otros escenarios de producción ha ido creciendo ininterrumpidamente
desde entonces.
Arquitectura y operación
Las bombas a chorro generan chorros de fluido de alta velocidad para reducir las presiones de fondo de pozo e incrementar las tasas de producción.
Los principios de operación básicos de las bombas a chorro del subsuelo son los
mismos que los principios del motor a reacción. Tanto la bomba como el motor
contienen una boquilla que convierte el fluido presurizado de movimiento
lento en un fluido de menor presión de movimiento rápido debido al fenómeno
de expansión adiabática. En el caso de un motor a reacción, el fluido de
movimiento rápido —una mezcla en combustión de aire y combustible para
motores a reacción— genera la fuerza propulsora que propulsa los aviones.
En cambio, la fuerza propulsora generada por el movimiento del fluido de una
bomba a chorro de alta velocidad lleva los hidrocarburos a la superficie.
Oilfield Review 2016.
Copyright © 2016 Schlumberger.
La bomba a chorro se despliega en el fondo del pozo dentro de la sarta
de revestimiento hasta una profundidad en la cual se sumerge en los fluidos
de producción del pozo (Figura 1). Una bomba emplazada en la superficie
desplaza un fluido presurizado denominado fluido motriz —en general petróleo refinado, agua o una mezcla de petróleo y agua producida— hacia el
fondo del pozo, a través de la tubería de producción, hasta la bomba a chorro
en donde el fluido fluye a través de una boquilla situada dentro de la bomba.
Fluido motriz
Tubería de la bomba
Tubería de revestimiento
Boquilla
Cámara de admisión
de la producción
Garganta
Difusor
Retorno de fluidos
combinados
Empacador
Fluido de formación
Figura 1. Componentes típicos de una bomba a chorro de fondo de pozo.
El fluido motriz presurizado de la superficie ingresa en la bomba desde el
extremo superior y se desplaza a través de la boquilla. Luego se mezcla
en la garganta de la bomba con el fluido del yacimiento, que ingresa en
la bomba a chorro desde abajo. La mezcla de fluidos pasa a través del
difusor, en donde adquiere velocidad suficiente como para llegar a la
superficie a través del retorno de fluidos combinados.
www.slb.com/defining
Dimensionamiento de la bomba
El rendimiento de la bomba a chorro depende principalmente de su presión
de descarga, en la que a su vez incide la relación gas/líquido de la mezcla de
fluido motriz y fluido de yacimiento que retorna a la superficie. La optimización de esta relación para maximizar la capacidad de levantamiento es un
proceso complejo de ajuste de la mezcla para el que se toma en cuenta la
relación gas/petróleo del fluido de yacimiento y el volumen de fluido motriz
que ingresa en la garganta. El volumen óptimo de fluido motriz es dictaminado
por el tamaño de la boquilla y la presión de operación de la bomba de superficie
que suministra ese fluido. El equilibrio entre la tasa de flujo del fluido motriz,
el tamaño de la boquilla y la presión de descarga de la bomba, es un proceso
iterativo que requiere sucesivas refinaciones de las estimaciones.
Muchos proveedores de bombas a chorro han desarrollado programas
computacionales internos que utilizan estos parámetros para efectuar los
cálculos iterativos necesarios para el diseño de las aplicaciones. El objetivo
de la secuencia de cálculos consiste en superponer la curva de rendimiento
de la bomba a chorro sobre la curva de rendimiento del pozo (IPR), que es
una representación gráfica de la relación entre la presión de flujo de fondo
de pozo y la tasa de producción de fluidos (Figura 2). El punto de intersección entre las dos curvas representa el rendimiento de la bomba en ese pozo,
basado en los parámetros originales. A partir de allí, el proveedor puede efectuar sucesivos cambios en los datos de entrada del programa, tales como el
tamaño de la boquilla y la presión de superficie, hasta llegar a un diseño que
proporcione el rendimiento deseado de la bomba para el pozo pertinente.
Ventajas y desventajas
En muchas aplicaciones de campos petroleros, las bombas a chorro proporcionan diversas ventajas operacionales, incluyendo la versatilidad, con respecto a otras formas de sistemas de levantamiento. Cuando se modifica el
tamaño de la boquilla y la garganta, una bomba a chorro puede producir
pozos con una profundidad oscilante entre 300 m [1 000 pies] y 5 500 m
IPR del pozo
Presión de admisión de la bomba, lpc
La boquilla introduce una restricción en el trayecto de flujo del fluido
motriz, que hace que la velocidad del fluido se incremente a través de la
misma debido al efecto Venturi, un corolario del principio de Bernoulli que
describe la reducción de la presión del fluido que se produce cuando el
fluido pasa a través de un conducto de menor sección.
Dado que el fluido motriz sale de la boquilla a una velocidad más alta, y
por consiguiente una presión más baja que la del fluido del pozo adyacente,
el fluido del pozo ingresa en la sección de baja presión de la bomba a través
de una cámara de admisión de la producción. Las dos corrientes de fluidos
se combinan en un tubo de mezcla corto, denominado garganta de la bomba,
en donde parte de la cantidad de movimiento del fluido motriz se transfiere al
fluido producido. Cuando los fluidos llegan al extremo de la garganta, las
corrientes de fluidos se han mezclado completamente, y la corriente de fluidos mezclados resultante contiene una significativa energía cinética. La mezcla de fluidos se transfiere luego a un difusor de área de expansión que
convierte la energía cinética en presión estática en el fluido. Esta presión es
lo suficientemente alta como para llevar la mezcla de fluidos a la superficie
a través de una segunda sarta de tubería.
Inyección de fluido motriz = 4 000 lpc
2 500
2 000
Cavitación
1 500
1 000
500
2 500
5 000
Producción, bbl/d
7 500
Figura 2. Gráfica de rendimiento para un sistema de bomba a chorro.
En esta gráfica de rendimiento de un sistema de bomba a chorro, la
intersección de la curva de rendimiento del pozo (IPR) (azul oscuro) con
la curva de rendimiento de la bomba a chorro (azul claro) representa el
rendimiento de la bomba en ese pozo. En este ejemplo, para lograr una
tasa de producción objetivo de 5 000 bbl/d utilizando un fluido motriz
inyectado a una presión de 4 000 lpc, la presión de admisión de la bomba
debería ser de 2 000 lpc. La operación de la bomba a chorro debería
mantenerse de manera tal que la curva IPR quede a la izquierda y por
encima de la línea de cavitación (rojo).
[18 000 pies] y una producción variable entre menos de 8 m3/d [50 bbl/d] y
más de 3 200 m3/d [20 000 bbl/d].
Dado que las bombas a chorro no tienen partes móviles que generen desgaste mecánico, pueden operar durante muchos años con bajo riesgo de falla
y mínimos requerimientos de mantenimiento. Además, tienden a ser más
robustas y tolerantes a los fluidos corrosivos y abrasivos del pozo que otros tipos
de sistemas de levantamiento artificial de fondo de pozo. Como medida de precaución, las sustancias químicas de la producción pueden mezclarse con el
fluido motriz inyectado para ayudar a controlar los problemas asociados con la
corrosión, las parafinas y las emulsiones en el fondo del pozo. Las bombas a
chorro pueden manipular los significativos volúmenes de gas libre presentes en la corriente de producción. Los operadores instalan las bombas a
chorro por medio de herramientas operadas con cable o utilizando fluido
motriz presurizado para su transporte hasta el fondo del pozo. Mediante el
re-direccionamiento del flujo del fluido motriz, los técnicos pueden volver a
llevar la bomba a chorro a la superficie para su reparación o su reemplazo
sin incurrir en las erogaciones que implica una operación de reparación o
una unidad de extracción de herramientas que se requiere normalmente
para recuperar una bomba de fondo de pozo. Para optimizar la eficiencia de
la bomba a medida que cambian las condiciones del pozo, sus boquillas y sus
gargantas pueden cambiarse rápidamente en el sitio del pozo, desplegándose nuevamente la bomba en el fondo del pozo.
Las bombas a chorro tienden a presentar ciertos inconvenientes de
diseño, incluyendo el riesgo de cavitación —la formación de cavidades de
vapor— en la entrada de la sección correspondiente a la garganta, como
resultado de la rápida aceleración de los fluidos de producción a medida
que ingresan en el cuerpo de la bomba. Como la velocidad del fluido se
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incrementa rápidamente, la presión del fluido pueden declinar hasta alcanzar su presión de vapor. Las cavidades de vapor se forman con esta baja
presión, generando la restricción del flujo hacia el interior de la garganta.
Estas cavidades de vapor pueden colapsar a medida que se incrementa la
presión en la bomba, produciendo el fenómeno de daño por cavitación; es
decir, la erosión de las partes internas de la bomba. La experiencia de campo
ha demostrado que los índices de erosión inducidos por la cavitación son
bajos en la mayoría de los pozos de petróleo, pero podrían incrementarse en
los pozos con alto corte de agua en los que existe poco gas presente.
La elección de petróleo como fluido motriz puede ser problemática. El petróleo no sólo introduce el riesgo de incendio en el sitio del pozo, sino que
además el gran inventario de petróleo requerido para este tipo de operación
reduce la rentabilidad del pozo.
Dado que se trata en esencia de dispositivos de mezcla de alta velocidad,
las bombas a chorro tienden a exhibir una significativa fricción y turbulencia
interna, lo que reduce la eficiencia energética —el porcentaje de potencia
suministrada total insumido para levantar los fluidos fuera del pozo— a
aproximadamente un 35%. Si bien es un porcentaje inferior al de las eficiencias que se obtienen habitualmente utilizando bombas de desplazamiento
positivo, las ventajas operacionales de las bombas a chorro se combinan para
convertirlas en una solución más confiable y económica para muchos pozos.
Aplicaciones y condiciones de pozos diversas
Las bombas a chorro son suficientemente flexibles como para hacer aumentar la producción en una diversidad de escenarios, pero normalmente se
despliegan en pozos cuya producción es dificultosa debido a los desafíos que
plantean las geometrías y las composiciones de los fluidos. El tamaño compacto de la bomba y su instalación sin equipo de terminación la convierten
en una opción muy adecuada para ser utilizada en pozos horizontales y altamente desviados. Las bombas a chorro pueden ser desplegadas a través de
ángulos de hasta 24° por 30 m [100 pies] y muestran una operación igualmente confiable en pozos desviados y pozos verticales.
Dado que puede manipular grandes volúmenes y altos contenidos de gases
y sólidos, la bomba es adecuada para aplicaciones de producción inicial.
La bomba a chorro puede operar de manera confiable en pozos con grandes
volúmenes de producción por medio del incremento de la potencia de la
bomba de superficie para incrementar la tasa de flujo del fluido motriz.
Las bombas a chorro son fabricadas con aleaciones de alta resistencia,
resistentes a la corrosión, para ser desplegadas en pozos que poseen fluidos
producidos altamente corrosivos y una gran producción de sólidos. Dado que
cuentan con elastómeros incorporados para sus elementos de sello en condiciones de alta temperatura, las bombas a chorro operan de manera confiable
en ambientes de producción de alta temperatura. El fluido motriz calentado
puede ser bombeado a través de la bomba a chorro para diluir los crudos viscosos y posibilitar un flujo consistente en la producción de petróleo pesado.
Las bombas a chorro han sido desplegadas con éxito en pozos marinos
marginales en los que los altos costos de las operaciones de intervención
tornan prohibitiva la utilización de sistemas de bombeo ESP. Estas bombas
también han sido utilizadas para deshidratar los pozos perforados en yacimientos de gas, metano en capas de carbón y lutitas. En las operaciones de
flujo de retorno (contraflujo) que siguen a los tratamientos de estimulación
hidráulica, las bombas a chorro permiten una recuperación rápida y económicamente efectiva del fluido y el apuntalante con regímenes de 300 m3/d
[2 000 bbl/d] o superiores.
Los desarrollos futuros
Los proveedores de bombas a chorro continúan desarrollando diseños de
bombas cada vez más evolucionados para ayudar a los operadores de petróleo
y gas a incrementar la producción con mínimos costos operativos. Las tendencias actuales en materia de posicionamiento de pozos incluyen el posicionamiento de múltiples pozos en una localización, lo que genera problemas
de logística y huellas para ciertos sistemas convencionales de levantamiento artificial. Una bomba a chorro puede ser configurada a través de un
sistema de colector múltiple para operar múltiples pozos, lo que sirve para
reducir los costos operativos de los arrendamientos ya que limita la cantidad de equipos presentes en la localización.
Si bien las versiones previas de la bomba a chorro eran conocidas por su
alto consumo de energía y el incremento de los costos de operación, las
nuevas tecnologías están permitiendo que la bomba de superficie sea accionada con gas proveniente directamente del pozo. Los sistemas de control
integrado pre-calibrados para el modelo de motor pertinente ayudan a optimizar el rendimiento del motor durante las fluctuaciones de las tasas de flujo
de gas o de los niveles de BTU, y a la vez aseguran que la operación de campo
cumpla con las normativas sobre niveles de emisiones mediante la quema
de menos gas en antorcha.
Conforme continúan las innovaciones en los diseños, las bombas a chorro parecen encontrarse bien posicionadas para encarar la necesidad de la
industria petrolera de contar con soluciones confiables y económicamente
efectivas en materia de sistemas de levantamiento para todo tipo de escenario de producción marginal.