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Sistema continúo para la colocación efectiva de químicos en fondo de pozo para cualquier tipo de aplicación.
- - Tubería Capilar por Interior de TP.
- - Tubería Capilar por Exterior de TP (Flejada).
Se ha demostrado que la producción puede aumentar dramáticamente con el uso de Barras Espumantes. Ya que el efecto tensoactivo crea espuma mas ligera que los líquidos y esta es fácilmente desplazada hasta superficie por la misma presión del pozo, eliminando las columnas hidrostáticas que crean contrapresión en el yacimiento.
- - Barra compuesta de agente químico.
- - Agente químico dependiente del problema a tratar.
- - Espuma fuerte y densa.
- - Barra de 30 cm de longitud y 1, 1 1/4 , 1 ½” de diámetro.
- - Facilidad de entrada al pozo.
La implantación de Sistemas Artificiales de Producción (SAP) tiene como objetivo mejorar las condiciones de flujo del pozo obteniendo mejores resultados de producción. Estos sistemas van dirigidos directamente a la operación de pozos de gas y aceite optimizando los parámetros operativos del sistema a utilizar. Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo fluya a superficie en volúmenes suficientes, la energía natural deberá ser suplementada por medios artificiales. Este suplemento a la energía natural se conoce como Levantamiento Artificial “Artificial Lift”. El objetivo de cualquier programa de Levantamiento Artificial debe consistir en desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo, bajo las condiciones existentes, de la energía natural del yacimiento y de las artificiales.
Analizar la información obtenida de la supervisión diaria de los pozos, tanto de los parámetros operativos (número de ciclos, velocidad de arribo del émbolo a la superficie, duración del tiempo de cierre y post-flujo), así como de los parámetros del comportamiento de presiones y producción de fluidos (seguimiento del comportamiento para detectar cambios bruscos en presiones y producción del pozo con respecto a la historia).
Cuando la aplicación de la sarta de velocidad no es factible debido a que el periodo de flujo es muy corto y se alcanzarán las condiciones de carga nuevamente muy pronto. En esos casos, una solución aceptable es la operación intermitente. Dependiendo de las condiciones del pozo y de las pruebas de presión en superficie y con agentes espumantes (barras y líquido) se puede seleccionar el sistema intermitente más adecuado. Muy a menudo se han seleccionado sistemas de producción combinados (operación intermitente con aplicación de barras espumantes) o solamente la operación intermitente utilizando émbolo viajero.
Conociendo el comportamiento del pozo antes de la aplicación de un nuevo sistema de producción (Embolo Viajero) y los nuevos parámetros que se han obtenido a través de la Optimización, es posible evaluar el beneficio que se obtiene a través de este proceso.
Compacto, robusto y diseñado para su uso en climas cálidos o fríos, húmedos o secos, el Ecómetro es un instrumento computarizado para adquirir datos de nivel de líquido, datos transitorios de presión acústica, datos de dinamómetro y datos de potencia / corriente del motor. El Ecómetro contiene una computadora portátil, software, convertidores analógico a digital y sensores.
El Ecómetro es un sistema integrado de diagnóstico y adquisición de datos de levantamiento artificial que permite a un operador maximizar la producción de petróleo y gas y minimizar los gastos operativos. La productividad del pozo, la presión del yacimiento, la eficiencia general, la carga del equipo y el rendimiento del pozo se derivan de la combinación de medidas de presión superficial, nivel de líquido acústico, dinamómetro, potencia y respuesta transitoria de presión. Este sistema portátil se basa en un convertidor de analógico a digital de precisión controlado por una computadora portátil con una aplicación basada en Windows. El Ecómetro adquiere, almacena, procesa, muestra y administra los datos en el sitio del pozo para brindar un análisis inmediato de la condición operativa del pozo.
El Ecómetro se usa con celdas de carga de dinamómetro para recopilar datos de dinamómetro que se procesan y analizan para determinar la carga y el rendimiento de la unidad de superficie, la cadena de varillas y la bomba de fondo de pozo.
El transductor de potencia mide tanto la potencia como la corriente del motor. Los datos de potencia se procesan para determinar los costos eléctricos, el par de la caja de cambios y la distancia de movimiento del contrapeso necesario para equilibrar la unidad de bombeo. Se recomienda el motor de tamaño mínimo. Los datos actuales se procesan para obtener la carga del amperio térmico. Se muestra un análisis de torque además del análisis de potencia / corriente mostrado.
El Ecómetro está controlado por un paquete de software fácil de usar. El software controla la electrónica, adquiere datos, calcula las presiones de fondo de pozo y las cargas de las barras, construye gráficos de análisis de presión y tarjetas de dinamómetro.
El software también puede instalarse en una computadora de escritorio para permitir que los datos de campo se revisen y analicen en un entorno de oficina. Los resultados se imprimen en un excelente formato de informe personalizado.
El Ecómetro utiliza un conjunto de pistola de gas y un transductor de presión. El transductor de presión permite una determinación más rápida y precisa de la tasa de acumulación de presión de la carcasa que es necesaria para determinar la tasa de flujo del gas del anillo de la carcasa. La computadora utiliza los datos acústicos y los datos de acumulación de presión de la carcasa junto con la base de datos del pozo para calcular el análisis del pozo que se muestra a continuación.
El Ecómetro con la opción de presión transitoria se puede usar para obtener datos de acumulación de presión. El operador programa el Ecómetro para adquirir puntos de datos mientras está desatendido. La tasa puede especificarse en disparos por hora o disparos por ciclo de registro. Se encuentran disponibles numerosos diagramas de diagnóstico y análisis que incluyen presión de revestimiento en función del tiempo, nivel de líquido en función del tiempo, presión en el fondo del pozo en función del tiempo, gráfico de log-log con derivada, gráfico de Homer, gráfico de MDH y curvas de tipo de flujo radial. La visualización en tiempo real de las parcelas garantiza que los pozos regresen a la producción tan pronto como se hayan alcanzado los objetivos de la prueba.
