Las cuestiones inherentes a los sistemas ESP convencionales conducen a

Siguiendo las prácticas ESP convencionales para el diseño y la operación de un pozo de gas, en julio de 2011 se instaló un sistema ESP en el pozo Gonzo North 1H con el objetivo de ejecutar un programa agresivo de reducción de la presión. Si bien la alta producción lograda era alentadora, pronto se hizo evidente que las características de los fluidos y el comportamiento de flujo de los yacimientos no convencionales que producían de pozos horizontales fracturados hidráulicamente, eran singulares. La producción declinó rápidamente. En un período de 20 días, la producción de la primera instalación se redujo de 965 bbl/día a 339 bbl/día. En este pozo se instalaron dos sistemas ESP adicionales con configuraciones similares, que también operaron de acuerdo con las prácticas ESP convencionales. En el momento del desmantelamiento y la inspección, los sistemas mostraron cierto desgaste inusual y un recalentamiento severo de los motores, el cable de alimentación y las extensiones de los cables de los motores, aunque llevaran menos de una semana de funcionamiento.

Estas fallas promovieron una investigación detallada que incluyó la colaboración de los ingenieros de levantamiento artificial y de yacimientos de Schlumberger y un equipo de trabajo de la lutita Eagle Ford de la compañía Magnum Hunter Resources (MHR).

La combinación de tecnologías de SLB proporciona

Luego del estudio cuidadoso de las características de los desafíos planteados por la lutita Eagle Ford, Schlumberger proporcionó un enfoque sistémico. La solución ESP incluyó el diseño personalizado del sistema ESP, la configuración de los equipos de fondo de pozo y superficie, los servicios de supervisión utilizando el servicio de monitoreo en tiempo real LiftWatcher y el análisis de desempeño con especialistas dedicados al proyecto.

Las herramientas elegidas permitieron que los sistemas ESP se ajustaran a las condiciones dinámicas de operación. La configuración del equipo incluyó bombas resistentes a la abrasión de flujo mixto; los dispositivos de manipulación de gas Poseidon™ con una construcción de tipo compresión para brindar rangos de operación extendidos; motores de rango variable; y un variador de velocidad (VSD) Sinewave para minimizar la presencia potencial de armónicas y esfuerzos en el sistema eléctrico ESP.

Se desarrollaron e implementaron procedimientos operativos y servicios de campo ESP especiales. El servicio de inspección en tiempo real LiftWatcher fue configurado en todos los pozos ESP, lo que posibilitó que Schlumberger controlara y ajustara la operación de los sistemas en forma remota cuando fuera necesario. Además, esto permitió a los operadores ajustar la baja presión de entrada de la bomba (PIP) fijada como objetivo para satisfacer los requerimientos del procedimiento de reducción controlada de la presión. Si bien idealmente un sistema ESP debe funcionar de manera continua, algunos de los sistemas ESP de los pozos perforados en la lutita Eagle Ford se desconectan varias veces al día; ya sea para proteger el sistema o bien cuando la reducción de presión alcanza el bajo valor de PIP definido. El regulador del motor del sistema ESP está programado para operar en modo de circuito cerrado, basado en el amperaje del motor o en la PIP objetivo, pero el sistema ESP también se dispara cuando otros parámetros clave alcanzan niveles indeseables. Uno de estos parámetros clave es la temperatura de bobinado del motor. Cuando este parámetro alcanza el valor máximo establecido para el pozo en cuestión, el regulador desconecta el sistema ESP. La disponibilidad de datos en tiempo real demostró ser esencial para la operación, ya que los equipos de operaciones tanto de MHR como de Schlumberger reciben alertas automáticas cuando un parámetro de operación cae fuera del valor umbral de notificación. Luego, el sistema ESP puede ser ajustado en forma remota, según las necesidades, para optimizar su rendimiento.

Una solución no convencional proporciona una estrategia exitosa de manejo de la producción

La modificación de varios aspectos del sistema ESP, con el fin de controlar en lugar de maximizar la caída de presión, demostró ser esencial para la implementación del método de levantamiento artificial transicional. Este enfoque no convencional, que ha sido extendido para beneficiar más pozos perforados en esta formación, mejoró la productividad e incrementó significativamente la vida útil del sistema. El sistema ESP no convencional, instalado el 23 de septiembre de 2011 en el pozo Gonzo North 1H, fue extraído del pozo el 22 de septiembre de 2012 luego de un lapso de un año. La mayor parte del tiempo, el sistema ESP operó en régimen de operación cíclico. Debido a su comportamiento de flujo único, mientras el sistema ESP se mantuvo desconectado, se logró un flujo natural cíclico intermitente. El sistema ESP acumuló un total de 1 478 puestas en marcha. Esto supera en más de 10 veces las puestas en marcha que podría acumular un sistema ESP típico a lo largo de todo su ciclo de vida. MHR continuó instalando los sistemas ESP no convencionales de Schlumberger en todas las operaciones de la compañía en la lutita Eagle Ford para iniciar las operaciones de levantamiento artificial transicional. El servicio de inspección LiftWatcher y los sistemas de monitoreo de fondo de pozo de Schlumberger también han sido instalados en otros cuatro pozos: dos con levantamiento artificial por gas y dos con equipos de bombeo. Ahora, MHR puede monitorear exhaustivamente la presión de flujo y además optimizar las operaciones en los pozos sin sistemas ESP.