DESCRIPCIÓN CAMPO TÉCNICO

La presente invención se relaciona con un dispositivo para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional ( terminación “tubingless’), que mejora la productividad (mejora la producción de hidrocarburos: gas, aceite y condensados), controla selectivamente los sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), y elimina el escurrimiento de líquidos, y procedimiento de obtención, el cual se diseña a la medida y especificaciones del pozo a tratar, mediante el empleo de una metodología integral que parte de la recopilación y análisis de las condiciones de operación del pozo.

El dispositivo de la presente invención optimiza el aprovechamiento de la energía y presión remanentes en la formación del pozo, evitando el uso en forma prematura de otras tecnologías para promover la producción de hidrocarburos, tales como: sistemas de inyección de gas para el levantamiento artificial o uso de equipos de bombeo para fondo de pozo.

ANTECEDENTES

En la industria de la extracción y producción de hidrocarburos, el aporte, control y manejo de sólidos, representan un reto crítico e importante para la administración eficiente de los yacimientos, así como para el mantenimiento de los equipos e instalaciones de transporte, acondicionamiento y procesamiento de gas y aceite.

En campos maduros se presentan serios problemas de producción debido a la existencia de carga de líquidos y la acumulación de sólidos de retorno en los componentes del sistema integral de producción de hidrocarburos:

• La carga de líquidos es provocada por el escurrimiento del líquido a través de las paredes de la tubería de explotación y su acumulación en el fondo del pozo. • La producción de sólidos provoca abrasión y desgaste en tuberías y equipos superficiales, tales como: bombas, compresores, válvulas, separadores, etc., debido al flujo de partículas sólidas que retornan desde el fondo del pozo hasta las baterías de separación y estaciones de compresión.

En la operación cotidiana de las instalaciones de pozos productores de hidrocarburos se emplean diferentes técnicas para evitar la producción de sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), algunas de las técnicas existentes se mencionan a continuación:

• Tuberías ranuradas,

• Cedazos (filtros) autónomos,

• Desarenadores superficiales, y

• Consolidación de la roca con la inyección de resinas.

Cedazo Expandióle: Consiste en un tubo base de acero ranurado o perforado, alrededor del cual se traslapa una malla de drene, el filtro principal, el filtro regulador y un protector exterior (este protector de acero pre-ranurado se coloca alrededor, manteniendo la membrana del filtro protegida de posibles daños durante la vida productiva del pozo), con este diseño, se controla el paso de arena y al expandirse se elimina el espacio anular entre la formación y el cedazo. Con esta técnica se obtiene control de la producción de arena en el fondo del pozo debido que al expandirse crea una buena hermeticidad; sin embargo, se debe instalar con equipo de perforación o reparación, lo que la vuelve una operación muy costosa y larga, además de que no está disponible para diámetros de tubería menores de 4 pulgadas.

Cedazos y tubería ranuradas: Consisten en un tubo base de acero ranurado o perforado que dispone de un filtro principal diseñado de acuerdo al tamaño de partícula esperado, el tubo ranurado se instala junto con la tubería de producción o tubería de revestimiento durante la etapa de terminación del pozo, con esta técnica se obtiene control de la producción de arena en el fondo del pozo, pero se requiere de un equipo de reparación de pozos para poder dar mantenimiento al cedazo, lo cual implica altos costos y tiempos prolongados sin producción, además de que no está disponible para diámetros de tubería menores de 4 pulgadas.

Desarenadores superficiales: El equipo se coloca lo más cerca posible del pozo, antes del estrangulador o válvula de control, para interceptar las partículas sólidas que viajan a alta velocidad con la corriente efluente del pozo, antes de que ocurra la erosión severa en válvulas y tuberías de transporte. El desarenador superficial es de gran tamaño y tiene una diversa gama de configuraciones diseñadas específicamente para el control de arena de fractura, y más específicamente para retener sólidos con tamaño mayor a 200 mieras.

Desarenadores superficiales de efecto ciclónico: El fluido gira alrededor de la pared del separador por la creación de una fuerza centrífuga, la cual hace que los sólidos se separen debido a la diferencia de densidad, ocasionando que los sólidos caigan a la parte inferior del separador; si los volúmenes producidos de arena son mayores a 25 kg existe el riesgo de obturarse, además de que solo separa sólidos mayores a 200 mieras.

Por otra parte, el estado de la técnica reporta una serie de dispositivos, algunos de los cuales se describen en los siguientes documentos de patente: MX 325779 del 21 de noviembre de 2014, US 5,893,414 A del 13 de abril de 1999, US 2006/0027372 A1 del 9 de febrero de 2006, y US 6,059,040 A del 9 de mayo de 2000. En estos documentos de patente, se describen una serie de dispositivos de forma tubular diseñados para ser colocados dentro la tubería de producción de un pozo de producción de hidrocarburos, los cuales están compuestos de un número de secciones concéntricas dispuestas sucesivamente, cada uno fijado herméticamente a las paredes de dicho pozo, cada cual cuenta con un dispositivo para fijarlo a la misma tubería y cuenta además con una boquilla de entrada, una geometría tipo Venturi, donde los líquidos son dispersados en forma de una mezcla de fases liquidas y gaseosas y una boquilla de salida. Se menciona que estos dispositivos mejoran las condiciones de producción de un yacimiento, pero no proporcionan un valor cuantitativo de dicha mejora, tampoco mencionan la presencia de elementos acondicionadores del flujo proveniente del yacimiento, enfocados a eliminar el flujo intermitente (bacheo por aporte del yacimiento al pozo) y eliminación de sólidos con tendencia a la abrasión por tipo, tamaño y forma, sobre la tubería o cualquier tipo de herramientas de fondo presente.

Por otro lado, estos dispositivos comparten una desventaja, si el flujo de hidrocarburos arrastra sólidos provenientes de la formación o apuntalante de fractura puede generar a su paso taponamiento y/o abrasiones en la herramienta, tubería de producción y dispositivos de superficie, causando daños irreparables al dispositivo y a la infraestructura del sistema integral de producción de hidrocarburos, por lo tanto estos dispositivos carecen de características que le permitan enfrentar estos problemas. Otra desventaja de los dispositivos mencionados, es que presentan una sola geometría Venturi para realizar la función de mejoramiento del flujo, lo que no permite aprovechar al máximo la energía de los gases disueltos en la fase líquida del hidrocarburo, ya que en una sola geometría Venturi se lleva a cabo simultáneamente la separación del gas disuelto en el aceite y la atomización de los líquidos para ser transportados a la superficie, lo que no permite que ocurra la máxima liberación del gas disuelto, antes de que se realice la atomización de la fase líquida.

Si se tiene que la herramienta está formada de una sucesión de secciones concéntricas dispuestas sucesivamente, la unión entre cada una de estas secciones causa flujos turbulentos en los cambios de diámetro que se encuentran en la unión de cada sección, los cuales no solo provocan pérdidas de energía en el desplazamiento del flujo, sino que afectan las condiciones del flujo. Las condiciones alteradas de flujo promueven la formación de gotas de gran tamaño (relativo al flujo), las cuales tienden a migrar hacia las paredes de la tubería de producción formando condiciones de flujo anular y provocando el escurrimiento de una película de líquido de regreso al dispositivo, esto limita la producción de una mezcla homogénea de las fases líquida y gaseosa, y el desempeño de la herramienta.

Otra limitante de la solicitud de patente US 6,059,040 A es la disposición geométrica de las aberturas horizontales, las cuales promueven la caída gravitacional de los líquidos que descienden por las paredes de la tubería de producción y el paso sin control al interior de la garganta de la geometría tipo Venturi, en lugar de ser dosificados a medida que la geometría tipo Venturi sea capaz de disipar la porción de líquidos en forma de niebla, limitando el desempeño de la herramienta.

Dada la geometría de Laval, las caídas de presión en el dispositivo presentado en la solicitud de patente US 2006/0027372 A1 son muy bajas, por lo que se no se alcanza una expansión al 100 % del gas disuelto, fallando en promover un flujo crítico que proteja de las variaciones de presión al yacimiento, y permitiendo la formación de pulsos de Zhukowski (fluid hammer), efecto que disminuye la vida productiva de los pozos.

La presente invención supera técnicamente a los dispositivos referidos en el estado de la técnica, ya que ninguno de ellos tiene una estructura con el propósito de acondicionar el flujo reduciendo la turbulencia generada por la geometría de entrada del dispositivo, la cual resulta necesaria si se pretende reducir las pérdidas de energía en el dispositivo y no incrementarlas.

Es por lo tanto un objeto del dispositivo de la presente invención aprovechar la energía de expansión del gas del yacimiento para cambiar el patrón de flujo intermitente por un patrón de flujo disperso, facilitando su trayecto del fondo del pozo a la superficie, proporcionando un incremento en el tiempo de vida productiva de los pozos.

Un objeto más del dispositivo de la presente invención es optimizar el aprovechamiento de la energía y presión remanentes en la formación del pozo, evitando el uso en forma prematura de otras tecnologías para promover la producción de hidrocarburos, tales como: sistemas de inyección de gas para el levantamiento artificial o uso de equipos de bombeo para fondo de pozo.

Otro objeto adicional del dispositivo de la presente invención es reducir hasta en un 70 % el requerimiento de presión para conducir los fluidos, libres de partículas pesadas, del fondo del pozo a la superficie e incrementar hasta un 300 % la producción de hidrocarburos.

Estos y otros objetos más del dispositivo de la presente invención se abordarán más adelante con mayor claridad y detalle.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

En la Figura 1 se muestra el interior de un pozo sin tubería de producción convencional ( terminación“ tubingless (sección 700) y el dispositivo de la presente invención para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional ( terminación“ tubingless (sección 100), así como el flujo de los hidrocarburos desde el yacimiento a la superficie (704).

En la Figura 2 (sección 100) se muestra el dispositivo para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional ( terminación “ tubingless’) de la presente invención, así como las diferentes secciones mecánicas que lo integran (secciones 200, 300, 400, 500 y 600).

En la Figura 3 (sección 200) se muestra el elemento filtrante (202) que retiene los sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), evitando que los sólidos sean transportados del fondo del pozo a la superficie a través de la corriente de los fluidos (704) que produce el pozo.

En la Figura 3a se muestra el corte transversal del elemento filtrante (202, Detalle a-a’ de la Figura 3), que está definido por un sinterizado ovoide anular (202), que retiene el paso de los sólidos.

En la Figura 3b se muestra el corte transversal de la carcasa protectora (201 , Detalle b-b’ de la Figura 3a), específicamente en los extremos, la cual provoca el choque de las partículas sólidas para disminuir sus efectos abrasivos, a la vez que forma una capa de desechos acumulados que protege de la abrasión a todos los componentes del sistema integral de producción de hidrocarburos.

En la Figura 4 (sección 300) se muestra el acondicionador de flujo primario del dispositivo para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional ( terminación“ tubingless’) de la presente invención.

En la Figura 5 (sección 400) se muestra la cámara de homogeneización y estabilización, la cual comprende un área de flujo y longitud determinada a la medida del pozo a tratar, a partir de la recopilación y análisis de las condiciones productivas del pozo, para disipar la turbulencia y el escurrimiento de la fase líquida en el interior del pozo.

En la Figura 6 (sección 500) se muestra el sistema de anclaje y hermeticidad que permite fijar y sellar el dispositivo para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional ( terminación“ tubingless’) de la presente invención.

En la Figura 7 (sección 600) se muestra el acondicionador de flujo secundario con venas de succión (603), formado por una abertura de paso central con una geometría que tiene una sección transversal que disminuye progresivamente, con un ángulo agudo constante con respecto al eje de simetría del paso central, hasta alcanzar un área de flujo circular calculada, que se extiende como una porción cilindrica hasta una longitud calculada denominada garganta (606).

La Figura 7a es una ampliación del acondicionador de flujo secundario con venas de succión (603), donde se visualiza el ángulo de entrada (ø) de los líquidos al interior del acondicionador de flujo secundario a través de las venas de succión (603), con una sección determinada a la medida del pozo a tratar, a partir de la recopilación y análisis de las condiciones productivas del pozo, para la restricción al flujo. En la Figura 7b se muestra un corte transversal de las dos venas de succión (603), por donde ingresan los líquidos escurridos al acondicionador de flujo secundario.

En la Figura 8 se muestra el estado mecánico del pozo T-212.

En la Figura 9 se muestra la instalación del Medidor Retenedor Superficial Modular de Sólidos y la obtención de las muestras de sólidos del pozo T-212.

En la Figura 10 se muestran los datos de producción del pozo T-212: presión en cabeza, presión en la línea de descarga y gasto de gas con respecto al tiempo.

En la Figura 1 1 se muestra la gráfica de presión vs profundidad del pozo T-212 obtenida del registro de presión de fondo fluyendo, registrando hasta profundidad media de disparos.

En la Figura 12 se muestra la gráfica de distribución de tamaño de partícula del pozo T- 212 (distribución granulométrica).

En la Figura 13 se muestra el diagrama de redondez vs diámetro de partícula del pozo T- 212 obtenidas del analizador de partícula en 3D (Microtrac).

En la Figura 14 se muestra el diagrama de esfericidad vs diámetro de partícula del pozo T- 212 obtenidas del analizador de partícula en 3D (Microtrac).

En la Figura 15 se muestran las imágenes de las partículas del pozo T-212 obtenidas del analizador de partícula en 3D (Microtrac).

En la Figura 16 se muestran los resultados del análisis de difracción y espectrometría de Rayos X del pozo T-212.

En la Figura 17 se muestra la captura de información en el simulador IMP Flow para reproducir las condiciones actuales de producción del pozo T-212.

En la Figura 18 se muestra el comportamiento actual del pozo T-212 con un estrangulador superficial de 10/64” y el cálculo del gradiente al interior de la tubería de producción con respecto al patrón de flujo. En la Figura 19 se muestra el ajuste con patrones de flujo y carga de líquido del gradiente del pozo T-212 con respecto al registro de presión de fondo fluyendo.

En la Figura 20 y 21 se muestran los resultados de la simulación del pozo T-212 operando con el dispositivo de la presente invención de 10/64”colocado a una profundidad de 1 ,230 md y un estrangulador de 14/64” en superficie.

DESCRIPCIÓN DETALLADA

La presente invención se relaciona con un dispositivo para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional ( terminación “tubingless’), que mejora la productividad (mejora la producción de hidrocarburos: gas, aceite y condensados), controla selectivamente los sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), y elimina el escurrimiento de líquidos, y procedimiento de obtención, el cual se diseña a la medida y especificaciones del pozo a tratar, mediante el empleo de una metodología integral que parte de la recopilación y análisis de las condiciones de operación del pozo.

En la industria petrolera el término terminación“tubingless" se refiere a que la tubería de explotación es empleada para producir los hidrocarburos y no dispone de una tubería de producción convencional.

El dispositivo de la presente invención para fondo de pozos productores de hidrocarburos con terminación“tubingless", se muestra integrado a la tubería de explotación en la Figura 1 (secciones 100 y 700, respectivamente).

En la presente invención el control selectivo de sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas) se realiza mediante una técnica empleada para seleccionar los elementos filtrantes con que se equipará el dispositivo, el tamaño de apertura del elemento filtrante se selecciona con base en el análisis de las muestras del pozo y las condiciones de operación del mismo.

Por otra parte, el escurrimiento de líquidos se define como el fenómeno que se da cuando la fase gas y la fase liquida se desplazan en la tubería a diferente velocidad y al pasar por el dispositivo de la presente invención, el líquido es atomizado para ser desplazado por la fase gaseosa a la misma velocidad, evitando que la fase líquida se acumule en el fondo del pozo por el efecto de la gravedad y la diferencia de densidades.

El dispositivo de la presente invención (Figura 1 , sección 100) se instala al interior de los pozos productores de hidrocarburos con terminación“tubingless” { Figura 1 , sección 700), a través de una operación convencional con unidad de línea de acero, para eliminar los problemas de producción por la existencia de carga de líquidos, y al mismo tiempo evitar la acumulación de los sólidos en los componentes del sistema integral de producción de hidrocarburos.

El dispositivo de la presente invención se muestra de manera independiente al pozo en la Figura 2 (sección 100), y está constituido por elementos mecánicos que retienen los sólidos y atomizan los líquidos acumulados en el fondo del pozo, facilitando su transporte hacia la superficie, efecto originado por la disminución de las caídas de presión por peso de la columna hidrostática y por cambio en los patrones de flujo presentes en la tubería de producción.

El dispositivo de la presente invención (sección 100) se compone de cinco secciones mecánicas fundamentales:

Primera sección (200), Figuras 2, 3, 3a y 3b, se refiere al elemento filtrante con sinterizado ovoide (202) y carcasa protectora (201 ), que retiene los sólidos y forma en su exterior un medio poroso y permeable; es decir, al retener dichos sólidos en el exterior del elemento filtrante se genera gradualmente un medio poroso y permeable entre la superficie del elemento filtrante y el interior del pozo que provoca pérdidas de presión controladas al paso de los fluidos a través del elemento filtrante y del medio poroso, protegiendo de la abrasión a todos los componentes del sistema integral de producción de hidrocarburos;

Segunda sección (300), Figuras 2 y 4, se refiere al acondicionador de flujo primario, donde se realiza la primera caída de presión originada por la disminución del área de flujo (303), para liberar y expandir el gas libre y el gas contenido en el aceite proveniente del yacimiento (704);

Tercera sección (400), Figuras 2 y 5, se refiere a la cámara de homogeneización y estabilización, que acondiciona los fluidos en su interior a una trayectoria lineal de flujo; Cuarta sección (500), Figuras 2 y 6, se refiere al sistema de anclaje y hermeticidad, que fija el dispositivo a la tubería en fondo del pozo, a cualquier profundidad de la tubería en el pozo de acuerdo a las características mecánicas y necesidades del mismo pozo, y a la vez sella el espacio anular entre la tubería y el exterior del dispositivo; y Quinta sección (600), Figuras 2, 7, 7a y 7b, se refiere al acondicionador de flujo secundario, el cual cuenta con cuello de pesca (604) para conectar el dispositivo de la presente invención (100) y transportarlo de la superficie al fondo del pozo y recuperarlo a la superficie, y con venas de succión (603) que aunadas a la reducción de diámetro incrementan en su interior la velocidad de los fluidos para atomizar los líquidos y formar un patrón de flujo disperso (burbuja o anular) que minimice el requerimiento de presión para conducir los fluidos del fondo a la superficie (704). Las venas de succión (603) se encuentran alojadas en el interior del acondicionador de flujo secundario (600) y comunican las zonas de baja presión del interior del acondicionador de flujo secundario (604) con el líquido acumulado en el exterior del sistema.

En la Figura 1 se muestra el interior de un pozo con terminación“tubingless” o sin tubería de producción convencional (700) y el dispositivo de la presente invención para fondo de pozos productores de hidrocarburos con terminación“tubingless" (100), así como el flujo de los hidrocarburos desde el yacimiento a la superficie (704), donde también se puede ver el yacimiento (701 ), el intervalo disparado (702), la parte exterior del dispositivo (703), y el escurrimiento de líquidos (705).

El flujo de fluidos y sólidos desprendidos inicia en forma radial circular o lineal si se tiene fractura hidráulica inducida atravesando el yacimiento (701 ) posteriormente el intervalo disparado (702), acumulándose los sólidos en la parte exterior del dispositivo en cuestión (703).

En la Figura 2 (100), se muestra el dispositivo para fondo de pozos productores de hidrocarburos con terminación“tubingless" de la presente invención, así como las cinco secciones mecánicas fundamentales que lo integran:

Primera sección (200), elemento filtrante;

Segunda sección (300), acondicionador de flujo primario;

Tercera sección (400), cámara de homogeneización y estabilización;

Cuarta sección (500), sistema de anclaje y hermeticidad, y

Quinta sección (600), acondicionador de flujo secundario.

A continuación se detallan cada una de estas secciones:

En la Figura 3 se muestra la primera sección (200), elemento filtrante, donde el elemento filtrante (202) retiene los sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), para evitar que los sólidos sean transportados del fondo del pozo a la superficie por la corriente de los fluidos que produce el pozo (704); así mismo, al exterior de la carcasa (201 ) se forma una capa adicional de material poroso y permeable proveniente de la formación que funciona como elemento filtrante exterior, extendiendo el tiempo de operación del núcleo del elemento filtrante (202). En conjunto, el núcleo del elemento filtrante (202) y la capa de desechos acumulados (debris) al exterior de la carcasa

(201 ) como elemento filtrante exterior, provoca, en forma controlada, una pérdida de presión que protege de la abrasión a todos los componentes del sistema integral de producción de hidrocarburos.

En la Figura 3a se muestra el elemento filtrante (202), definido por un sinterizado ovoide anular, cuya función es retener el paso de los sólidos al interior del dispositivo de fondo de pozo (100) para el control selectivo de sólidos. Esta figura también muestra la carcasa protectora (201 ).

La Figura 3b muestra la carcasa protectora (201 ), representado en el corte transversal de la imagen Detalle b-b’ en Figuras 3a y 3b, específicamente en los extremos, donde se provoca un choque de las partículas sólidas para disminuir sus efectos abrasivos, a la vez que forma una capa de desechos acumulados (debris) al exterior de la carcasa (201 ) como elemento filtrante exterior, que protege de la abrasión a todos los componentes del sistema integral de producción de hidrocarburos. Esta figura también muestra el elemento filtrante

(202).

En la Figura 4, se muestra la segunda sección (300), acondicionador de flujo primario, donde el acondicionador de flujo primario (301 ) se conecta por su parte inferior al elemento filtrante (200), mediante una conexión preferentemente roscada, por donde ingresan los fluidos (704) a una sección transversal progresivamente decreciente (303) hasta alcanzar el área de flujo circular llamada garganta (304), que se extiende como una porción cilindrica hasta una longitud calculada para mantener la presión del fondo a un nivel suficiente para conducir los fluidos del fondo a la superficie venciendo las caídas de presión generada por el flujo de fluidos en el sistema integral de producción de hidrocarburos, y está conectado en su parte superior (302) con la cámara de homogeneización y estabilización (400), mediante su camisa externa (401 ).

En la Figura 5 se muestra la tercera sección (400), cámara de homogeneización y estabilización, donde se aprecia la camisa externa (401 , 402, 403 y 404) que protege la cámara de homogeneización y estabilización (407) y a su soporte (405), dicho soporte se encuentra conectado (406) a la camisa externa (401 ) y a la cámara de homogeneización y estabilización (407). La cámara de homogeneización y estabilización (407), es un área de flujo y longitud calculada mediante una metodología que define los parámetros de diseño del dispositivo y los compara con las condiciones de producción del pozo, para disipar la turbulencia y el escurrimiento de la fase líquida, generada en los cambios de sección. La cámara de homogeneización y estabilización (400) está conectada en su parte inferior (302) con el acondicionador de flujo primario (300), y en su parte superior (408) con el acondicionador de flujo secundario (600), y en su lado externo soporta el sistema de anclaje y hermeticidad (500) y camisas protectoras de la cámara de homogeneización y estabilización (401 , 402, 403 y 404).

En la Figura 6 se muestra la cuarta sección (500), sistema de anclaje y hermeticidad, que permite instalar el dispositivo de la presente invención a cualquier profundidad de la tubería en pozos con terminaciones“tubingless” en la cima del intervalo disparado (702).

El sistema de anclaje y hermeticidad (500) comprende una porción cilindrica tubular (502) que está provista en su lado interior de medios para asegurar las secciones del sistema de anclaje y hermeticidad (500) a través de las cuales se presenta el flujo multifásico, y en su lado exterior está provisto de un conjunto de elementos para fijar a una parte de la tubería del pozo que se denominan anclas (501 ) y que están espaciados uno de otro en una dirección radial cuya superficie exterior está provista de un conjunto paralelo de formaciones de acoplamiento escalonadas, con una dureza superficial calculada para penetrar parcialmente en el interior del tubo del pozo; el sistema de anclaje y hermeticidad (500) está también provisto de una serie de juntas flexibles anulares coaxiales (507) espaciadas longitudinalmente entre sí con anillos espaciadores (504) y de las anclas que están colocados en su cara exterior (501 ), soportados internamente en la porción cilindrica tubular (502) y en el exterior por camisas protectoras (503, 505 y 506).

En la Figura 7, se muestra la quinta sección (600), acondicionador de flujo secundario, que comprende una abertura de paso central con una geometría que tiene una sección transversal que disminuye progresivamente, con un ángulo agudo constante con respecto al eje de simetría del paso central, hasta alcanzar un área de flujo circular determinada, la sección se extiende como una porción cilindrica hasta una longitud calculada denominada garganta (606); esta garganta (606) tiene aberturas orientadas diagonalmente denominadas venas de succión (603) que apuntan hacia el fondo del pozo para crear un paso a la zona de mayor velocidad del acondicionador de flujo secundario (604) y para poder atomizar el líquido acumulado en el lado exterior del sistema usando el flujo multifásico que pasa por el interior del acondicionador de flujo secundario (600); a continuación de esta sección se produce un crecimiento gradual y progresivo de la sección transversal con un ángulo agudo constante calculado con respecto al eje de simetría del paso central (607). El acondicionador de flujo secundario (600) está conectado (602) a un soporte (601 ) que a su vez lo conecta en su parte inferior (408) con la cámara de homogeneización y estabilización (400), mediante un conector (408) preferentemente roscado, y su parte superior permite la salida del flujo en forma acelerada por el paso central (607) y cuya geometría externa, denominada cuello de pesca (605), permite su fijación a una herramienta de extracción para poder retirarse del fondo del pozo cuando sea necesario.

En resumen, el dispositivo de la presente invención está constituido por cinco secciones mecánicas:

En el sentido del flujo de producción de hidrocarburos (704), el elemento filtrante (200) es la primera sección mecánica y tiene la función de retener los sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), para evitar que los sólidos sean transportados del fondo del pozo a la superficie por la corriente de los fluidos (704), promoviendo la formación de un cedazo natural poroso y permeable desde su exterior hasta el intervalo disparado (702), que provoca pérdidas de presión controladas por el paso de los fluidos a través del cedazo en conjunto con el elemento filtrante (202), protegiendo de la abrasión a todos los componentes del sistema integral de producción de hidrocarburos, además de mejorar las condiciones productivas de los pozos, se conecta al acondicionador de flujo primario (300) mediante una conexión (Figuras 3 y 4), preferentemente roscada.

El acondicionador de flujo primario (300) es la segunda sección mecánica y provoca la primera caída de presión a través de una restricción controlada de flujo (303), generando a la salida de esta sección (304) la expansión de gas proveniente del pozo, la expansión súbita de gas incrementa la velocidad y en presencia de líquido promueve la formación de una mezcla homogénea. El acondicionador de flujo primario (300) se conecta a la cámara de homogeneización y estabilización (400), mediante una conexión (302) preferentemente roscada. La cámara de homogeneización y estabilización (400) es la tercera sección mecánica, permite el mezclado íntimo entre los fluidos del yacimiento y el acumulado en el pozo, dispone de un diámetro interior en primera instancia mayor al del acondicionador de flujo primario (300) y está conectada al acondicionador de flujo primario (300) por su parte inferior (401 ); en su interior se realiza la estabilización y homogeneización del flujo de gas y líquido proveniente de la segunda sección (300) donde se realiza una etapa de expansión, los fluidos son trasportados a través de la cámara de homogeneización y estabilización (400) hasta la quinta sección mecánica denominada acondicionador de flujo secundario (600) con venas de succión (603) y cuello de pesca (604). La cámara de homogeneización y estabilización (400) se conecta al acondicionador de flujo secundario (600) mediante una conexión (408) preferentemente roscada.

Acondicionador de flujo secundario (600), es la quinta sección mecánica, se encuentra acoplado a la cámara de homogeneización y estabilización (400), teniendo la función de provocar una segunda restricción al flujo, dispone de una geometría tal que incrementa la velocidad del gas, formándose zonas de baja presión en su interior, donde conectan las venas de succión (603); en la parte superior dispone de un cuello de pesca (605), que es la geometría que permite la instalación y desinstalación del dispositivo en el interior del pozo. Las venas de succión (603) son el elemento que comunica las zonas de baja presión del interior del acondicionador de flujo secundario (600) con el líquido acumulado en el pozo, tienen la función de permitir que el líquido acumulado en el exterior del sistema sea succionado por la corriente de gas (fluido motriz) utilizando la alta velocidad de la corriente de gas alcanzada en el acondicionador de flujo secundario (600) en las zonas de baja presión, provocando la atomización de los líquidos escurridos (705) en la pared de la tubería de producción.

Sistema de anclaje y hermeticidad (500), es la cuarta sección mecánica, permite instalar el dispositivo de la presente invención a cualquier profundidad de la tubería en el pozo y al mismo tiempo obliga a que el flujo se realice únicamente por el interior de todos los elementos anteriormente mencionados, dispone de anclas mecánicas (501 ) que se fijan a la tubería y sellos de elastómero (507), que permiten anclar el dispositivo de la presente invención al sistema integral de producción de hidrocarburos, y provocan hermeticidad en su exterior a fin de que el flujo se realice en su totalidad en su interior como se mencionó anteriormente. El dispositivo de la presente invención es instalado en el extremo inferior de la tubería de producción y tiene la función de retener los sólidos de formación y apuntalante de fractura en el fondo del pozo, formando un cedazo natural poroso y permeable, y de provocar un incremento en la velocidad de los fluidos al pasar por las secciones mecánicas primera (200) y quinta (600), originando expansión de gas que fluyen junto con los hidrocarburos líquidos y el agua, libres de sólidos a la superficie, este proceso permite obtener una mezcla uniforme (atomización de líquidos en el gas) lo que evita los problemas de intermitencia de flujo y escurrimiento, además se mantiene una contrapresión adecuada sobre la cara de la formación y reduce las caídas de presión por fricción a lo largo del sistema integral de producción de hidrocarburos.

El dispositivo de la presente invención puede situarse a la profundidad en la que se tiene la presión de burbujeo y resulta de gran utilidad cuando se están manejando altas relaciones de gas disuelto/aceite, ya que en este caso, la cantidad adicional de gas liberado ayuda a "arrastrar" los líquidos acumulados en el fondo del pozo a la superficie, sin el requerimiento de una fuente de energía externa.

El dispositivo de la presente invención utiliza la energía del gas disuelto, que al liberarse y expandirse permite elevar los fluidos acumulados en el pozo; cuando la velocidad del gas es inferior a la velocidad mínima de arrastre, se tendrá escurrimiento de líquidos al fondo del pozo a través de las paredes de la tubería de producción, cuando esto sucede los líquidos son reincorporados a la corriente de gas a alta velocidad cuando se introducen al cuerpo del acondicionador de flujo secundario (604) vía venas de succión (603), es decir, zonas de baja presión que distribuyen y atomizan los líquidos en la corriente de gas.

Con base en lo anterior, se puede establecer que el dispositivo de la presente invención incrementa la velocidad del gas promoviendo la atomización de los líquido, con una velocidad de flujo de gas superior a 6 m/s, alcanzando flujo niebla y una estructura del flujo continuo (en la fase de gas continua hay gotas de líquido dispersas). El gasto de gas es suficiente para levantar el líquido (agua y condensado) hacia la superficie. Si las gotas de líquido fluyen en la misma dirección que el gas, se tiene una estructura de flujo neblina y si las gotas de líquido fluyen con turbulencia se le puede llamar estructura atomizada o espumante.

El dispositivo de la presente invención, resuelve los problemas ocasionados por la abrasión de los sólidos de retorno producidos (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), por el flujo sobre los componentes del sistema integral de producción de hidrocarburos, evitando que se tenga acumulación de líquidos en el fondo de los pozos, aprovechando la misma energía del gas producido para“barrer” el líquido acumulado, de tal manera que los fluidos sean producidos en forma continua y así evitar la producción intermitente de los pozos o el cierre definitivo de éstos, prolongando la vida fluyente de los mismos y con ello incrementar el factor de recuperación reflejado en la incorporación de reservas de gas que permitan disponer de mayores recursos energéticos.

El dispositivo de la presente invención, para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional, que mejora la productividad, controla selectivamente los sólidos de retorno y elimina el escurrimiento de líquidos, proporciona principalmente los siguientes beneficios asociados:

• retiene sólidos a partir de 50 mieras de tamaño, evitando el daño por abrasión ocasionado por el flujo de fluidos a alta velocidad sobre el sistema integral de producción de hidrocarburos, además de la pérdida de producción por su acumulación;

• incrementa hasta un 300 % la producción de hidrocarburos en pozos, debido a la reducción hasta en un 70 % del requerimiento de presión necesario para administrar la energía del yacimiento;

• incrementa la velocidad de elevación del gas a por lo menos 6 m/s, para promover que las fases gas-líquido viajen a la misma velocidad a través de la tubería, optimizando el patrón de flujo;

• la expansión del gas fluye junto con los hidrocarburos condensados y el agua, generando una mezcla atomizada uniforme con menor densidad, misma que reduce el gradiente de presión fluyente en la tubería de producción;

• incrementa la producción de gas, ya que la producción del pozo es continua con un comportamiento estable aún durante la descarga de líquido;

• tiene una mejora notable en el patrón de flujo en la tubería de producción al generar una dispersión homogénea de ambas fases;

• disminuye las caídas de presión a lo largo de la tubería de producción, ya que no permite que el líquido se acumule en el fondo del pozo;

• conserva la energía del yacimiento debido a que se incrementa la presión de fondo fluyendo, reduciendo hasta un 60 % el porcentaje de agua por barril de aceite producido, debido a la conificación de agua;

• mantiene la producción de líquido con un comportamiento estable, ocasionada por una mejora en el patrón de flujo de los fluidos a lo largo de la tubería de producción; y • prolonga la vida fluyente de los pozos, ya que conserva la energía en el yacimiento gracias a la disminución de las caídas de presión a lo largo de la tubería de producción.

La metodología integral empleada en la presente invención para la obtención del dispositivo para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional ( terminación “tubingless’), que mejora la productividad (mejora la producción de hidrocarburos: gas, aceite y condensados), controla selectivamente los sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), y elimina el escurrimiento de líquidos, se presenta mediante el procedimiento que comprende las siguientes etapas:

I. Recopilación de información de pozos productores de hidrocarburos con problemas de producción de sólidos y carga de líquidos y obtención de muestras de sólidos producidos, provenientes de la formación o apuntalante de fractura hidráulica, cuantificando su producción;

II. Selección de pozos candidatos, consiste en el análisis de la información recopilada de pozos productores de hidrocarburos con problemas de producción de sólidos y carga de líquidos en la etapa I;

III. Análisis de muestras de sólidos producidos, consiste en la realización de análisis granulométricos, composicionales y de solubilidad a las muestras de sólidos obtenidos en la etapa I;

IV. Simulación, consiste en simular las condiciones de producción de los pozos seleccionados con problemas de producción de sólidos y carga de líquidos para proponer el filtro adecuado, el diámetro optimo del dispositivo y la profundidad de su colocación;

V. Diseño y fabricación del dispositivo, consiste en la realización de la secuencia de operaciones para el diseño y fabricación específica del dispositivo con la geometría y elementos filtrantes adecuados; e

VI. Instalación del dispositivo, consiste en instalar el dispositivo en el pozo y posteriormente evaluar los beneficios de la tecnología con el estudio del comportamiento del pozo después de la instalación.

El control selectivo de sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas) se realiza mediante una técnica empleada para seleccionar los elementos filtrantes con que se equipará el dispositivo, el tamaño de apertura del elemento filtrante se selecciona con base en el análisis de las muestras del pozo y las condiciones de operación. La distribución granulométrica, redondez y esfericidad de las partículas, influyen en la capacidad erosiva del sistema integral de producción de hidrocarburos, por lo que es necesario conocer estos parámetros para calcular una adecuada velocidad de erosión y evitar que la velocidad de los fluidos producidos en conjunto con los sólidos sobrepase la velocidad de erosión. Así mismo, es importante conocer la composición y solubilidad de las muestras para proponer tratamientos de limpieza y remover las partículas retenidas por el dispositivo sin dañar el pozo o el yacimiento, dicho tratamiento se puede realizar sin desinstalar el dispositivo del interior del pozo.

Para determinar si un pozo es candidato a la instalación del dispositivo de la presente invención se recopila y analiza la siguiente información, para estudiar el comportamiento actual y futuro al instalar el dispositivo:

• Estado mecánico del pozo, para establecer el tipo de terminación de pozo, diámetro, grado y peso de la tubería de producción, diámetro máximo permisible para introducir una herramienta al pozo (drift de TP), intervalo disparado y obtener el diámetro exterior máximo del dispositivo a instalar y profundidad de colocación. El resultado obtenido principalmente permite determinar el diámetro máximo del dispositivo y la profundidad de su colocación.

• Registro de desviación, para determinar el máximo ángulo de inclinación, profundidad vertical y desarrollada, y la factibilidad de instalar el dispositivo en cuestión. El resultado obtenido principalmente permite determinar el tipo de pozo (vertical, desviado, horizontal).

• Registro de presión de fondo cerrado, para conocer el valor de la presión del yacimiento.

• Registro de presión de fondo fluyendo por estaciones, para determinar el gradiente dinámico de presión a un gasto constante y el patrón de flujo, con los cuales, junto con el valor de la producción y presión de fondo estática, se determina la capacidad de aporte del pozo o comportamiento de afluencia. El resultado obtenido principalmente permite la identificación de flujo de fluidos de acuerdo al gradiente de presión y severidad de colgamiento.

• Histórico de producción, para determinar el comportamiento de la producción diaria de aceite, gas, agua y sólidos, presión en cabeza y línea de descarga, y estimar la declinación de la producción asociada a la carga de líquidos, comportamiento de afluencia y severidad de producción de sólidos. El resultado obtenido principalmente permite determinar la declinación de la producción asociada a la carga de líquidos, comportamiento de afluencia y severidad de producción de sólidos. • Propiedades de los fluidos (cromatografía de los hidrocarburos producidos, densidad y viscosidad), para establecer el comportamiento del flujo de fluidos en el sistema integral de producción de hidrocarburos. El resultado obtenido principalmente permite determinar la envolvente de fases, tipo de fluido de yacimiento y presiones de burbuja y rocío.

La caracterización de las muestras consiste en el lavado, secado, tamizado convencional para determinar la distribución del tamaño de partícula de acuerdo a la norma API-RP-56 2000, determinación de la redondez y esfericidad con un equipo analizador de partícula en 3D, determinación de la composición por difracción y fluorescencia de rayos X, y pruebas de solubilidad con productos químicos como ácido clorhídrico o ácido fluorhídrico en diferentes concentraciones.

El dispositivo de la presente invención está basado principalmente en:

• el principio de conservación de la cantidad de movimiento de las corrientes de fluidos involucrados (gas, condensados y/o agua); y

• en la transmisión de energía por impacto de un fluido a gran velocidad (fluidos del yacimiento), contra otro fluido en movimiento o en reposo (condensados y/o agua, es decir liquido acumulado), para proporcionar una mezcla de fluido a una velocidad moderadamente elevada, que luego disminuye hasta obtener una presión final mayor que la inicial del fluido de menor velocidad.

Los cálculos para el diseño del dispositivo de la presente invención consideran tres procesos distintos: expansión, compresión y mezclado, por lo que hay métodos específicos para cada tipo de elemento que permiten determinar las áreas de flujo y su geometría. Una vez diseñado el dispositivo éste debe operar a las condiciones óptimas por un periodo de tiempo que permita la recuperación de la inversión o incrementar el factor de recuperación de los hidrocarburos a largo plazo.

El dispositivo de la presente invención tiene la función de incorporar los líquidos en forma atomizada a la tubería del fondo a la superficie, a este término se conoce como velocidad crítica, en este régimen las gotas de líquido se mueven dentro de la corriente de gas sujetas a las fuerzas de arrastre y de gravedad, fragmentando las partículas de líquido por los efectos de la incorporación a través las venas de succión (603) al interior del acondicionador de flujo secundario (604). Con base en lo anterior se realiza la simulación del proceso a través del análisis nodal, para determinar el comportamiento de afluencia, caídas de presión en el sistema integral de producción de hidrocarburos y determinar si el pozo dispone de la energía suficiente para instalar el dispositivo para fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional ( terminación“tubingless’), que mejore la productividad (mejore la producción de hidrocarburos: gas, aceite y condensados), controle selectivamente los sólidos de retorno (arena de formación y apuntalante de fracturas hidráulicas), y elimine el escurrimiento de líquidos.

La apertura del elemento filtrante se determina con base en la distribución granulométrica para retener del 95 al 100 % de los sólidos producidos, la pérdida de presión provocada por los sólidos retenidos (cedazo natural) no deberá exceder al 20 % de la presión de entrada. La caída de presión se puede determinar midiendo en el laboratorio las presiones de entrada y salida en el sistema y su variación con respecto a la formación del cedazo natural, las condiciones de operación: presión, temperatura y flujo de fluidos se definen de acuerdo a las condiciones del pozo.

Una vez determinada la factibilidad de instalación del dispositivo en cuestión se procede a la fabricación específica del mismo, con la geometría y elementos filtrantes adecuados para instalar el dispositivo en el pozo y posteriormente evaluar los beneficios de la tecnología con el estudio del comportamiento del pozo después de la instalación.

EJEMPLO

Para un mejor entendimiento de la presente invención, a continuación se describen un ejemplo práctico, sin que esto límite su alcance:

Ejemplo No. 1

I. Recopilación de información

Se realizó la búsqueda de pozos productores de hidrocarburos con problemas de producción de sólidos y carga de líquidos. Se tuvo comunicación con los responsables del área de producción de pozos para permitir el acceso a las instalaciones del pozo T-212 y obtener la información necesaria para analizar el problema de producción de sólidos y carga de líquidos y proponer una solución específica. La información recopilada del pozo T-212 es la siguiente:

• estado mecánico del pozo (Figura 8);

• obtención de muestras de sólidos (Figura 9);

• datos de producción del pozo (Figura 10): presión en cabeza, presión en la línea de descarga y gasto de gas con respecto al tiempo;

• registro de presión de fondo fluyendo, registrando hasta profundidad media de disparos (Tabla 1 y Figura 1 1 ) y cromatografía del gas (Tabla 2),

Tabla 1 . Registro de Presión a Fondo Fluyendo (RPFF), pozo T-212.

Tabla 2. Cromatografía del gas, Pozo T-212.

Pozo T-212

II. Selección de pozos candidatos

El pozo productor de hidrocarburos T-212 fue detectado con problemas de producción de sólidos. Se tomaron muestras representativas del pozo T-212, con la instalación del Retenedor/Medidor de Sólidos de Superficie Modular con módulos de 700, 300 y 50 pm. El retenedor superficial estuvo operando por 3 horas, y se registró la cantidad de sólidos recuperados en cada módulo, cuantificando un peso total de 1 1 .6 kg de sólidos. Se calculó la producción diaria de arena en 109 kg por día con un volumen de 41 It/día.

Con la información de producción del pozo, cromatografía del gas y estado mecánico del pozo T-212 se realizó el análisis de comportamiento de flujo. Se determinó que el pozo tiene problemas de carga de líquidos al presentar inestabilidad de flujo por la acumulación de líquidos en el fondo del pozo y afectando a la producción de gas. El pozo es un pozo sin tubería de producción convencional, no tiene instalada tubería de producción, es un pozo con terminación“tubingless”.

Del análisis completo de la información del pozo T-212 se determinó que es un pozo candidato para la instalación de la presente invención, y atacar sus dos principales problemas: la producción de sólidos y la carga de líquidos.

III. Análisis de muestras de sólidos producidos

De las muestras representativas del pozo T-212, se realizó de acuerdo a la norma ASTM D422 y API RP 56 el análisis granulométrico para determinar cuantitativamente la distribución de los sólidos. El procedimiento de separación, lavado, secado y cuantificación de sólidos se describe a continuación:

1 ) Se realizó la separación sólido-líquido por el método de filtrado;

2) Se realizó el lavado de la muestra para quitar todos los residuos de hidrocarburos y se secó la muestra en un horno a 1 10°C;

3) Se colocó la serie de tamices en orden descendiente de acuerdo al tamaño de apertura. Se colocó el siguiente arreglo de mallas 16, 20, 30, 40, 50, 60, 100, 200, 325, 450 Mesh de 1 180-32pm;

4) Se pesó cada tamiz por separado para conocer su masa sin sólidos;

5) Se colocó la serie de tamices en el equipo Rotap® y se vertió la muestra sobre el tamiz superior; 6) Se colocó la tapa del tamiz y se aseguró que los tamices no se movieran. Se dejó operando el Rotap® a 290 rpm y 156 golpes/min durante 10 min;

7) Se retiraron los tamices del equipo y se pesó individualmente el contenido de cada tamiz;

8) Se calcularon los porcentajes individuales de cada tamiz de acuerdo al peso obtenido anteriormente y se realizó la distribución granulométrica (Tabla 3 y Figura 12); y

9) Se calculó la pérdida operativa: sumar todos los pesos individuales, restar al peso total de la muestra inicial, calcular porcentaje de pérdida (no debe superar el 0.2 %).

Tabla 3.- Distribución granulométrica, pozo T-212.

Se realizó la distribución de partícula de la muestra obtenida del pozo T-212 en el Analizador de Partícula en 3D (Microtrac). Se obtuvieron los diagramas de redondez y esfericidad de la muestra (Figuras 13 y 14 respectivamente). Se capturaron las imágenes obtenidas del Microtrac de la redondez de las partículas, en la Figura 15 se muestran partículas con una esfericidad media y redondez baja.

Composición

Se realizó análisis de Difracción y fluorescencia de rayos X de la muestra del pozo T-212 para determinar la composición de los sólidos (Tabla 4 y Figura 16). Tabla 4. Resultados de la fluorescencia de rayos X del pozo T-212.

FLUORESCENCIA DE RAYOS X (SEMICUANTITATIVA)

Se realizaron análisis del aceite y del agua del pozo T-212 (Tablas 5 y 6).

Tabla 5. Análisis S.A.R.A.

RESULTADOS DE CARACTERIZACION DE LA MUESTRA DE ACEITE CRUDO

Los resultados del análisis S.A.R.A. muestra un crudo estable sin problemas de precipitación de asfáltenos. Tabla 6. Análisis Stiff & Davis

El análisis Stiff & Davis del agua reflejan un ambiente corrosivo con poca probabilidad de incrustaciones inorgánicas, en caso de generar incrustación serían por carbonato de Calcio.

IV. Simulación Se realizó el análisis nodal con el software IMP Flow. Para la presión de fondo cerrado se consideró un valor de 2,100 psi y la presión de pozo fluyente de 1 ,576 psi fue obtenida del registro de presión de fondo fluyendo del 4 de octubre de 2016. Los datos de producción que se utilizaron son:

• Gasto de gas (Q _g )=0.4 MMPCD,

· Gasto de agua (Q _w )=64 bpd, y

• Presión en cabeza (P _Wh )=924 psi,

operando con un estrangulador superficial de 10/64”. Se capturó la información en el software IMP Flow (Figura 17) para reproducir las condiciones actuales de producción del pozo, y en la Figura 18 se muestran tanto las condiciones actuales de producción con estrangulador de superficie de 10/64” como el cálculo del gradiente al interior de la tubería de producción con respecto al patrón de flujo.

En la Figura 19 se muestra el ajuste de la correlación de flujo multifásico para las condiciones actuales de producción con el patrón de flujo y carga de líquidos, y en las Figuras 20 y 21 se muestran los resultados de la simulación de las condiciones futuras del pozo operando con el dispositivo de la presente invención de 10/64”, colocado a una profundidad de 1 ,230 md y un estrangulador de 14/64” en superficie.

V. Diseño y Fabricación del dispositivo

Con base en los resultados del análisis granulométrico se determinó el uso de elemento filtrante de 100 pm para retener el 90 % de los sólidos, se determinó el diámetro del acondicionador secundario de 10/64” y poder tener un ahorro de energía de aproximadamente 65 %.

VI. Instalación del dispositivo y Resultados

Con base en la metodología empleada, de determinó que era técnicamente factible instalar el dispositivo para la optimización del patrón de flujo en fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional y presencia de sólidos.

Los cálculos se realizaron con el software IMP-Flow; en el análisis nodal, se consideró un valor de 2,100 psi y la presión de pozo fluyente de 1 ,576 psi. Los datos de producción que se utilizaron son: Q _g =0.6 mmpcd, Q _w =64 bpd, P _Wh =924 psi, operando con un estrangulador superficial de 14/64”.

Con la instalación de la herramienta de fondo con un acondicionador de flujo secundario de 10/64” se redujo la caída de presión en la tubería de producción de 570 psi a 200 psi, con lo cual se obtiene un ahorro de energía del 65 % por el uso del dispositivo de la presente invención. La caída de presión provocada por el cedazo natural en el retenedor fue compensada con la instalación del dispositivo de la presente invención, a través de la disminución del requerimiento de presión para conducir los fluidos del fondo del pozo a la superficie.

Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 7.

Tabla 7.- Resultados pozo T-212

Con el dispositivo de la presente invención para la optimización del patrón de flujo en fondo de pozos productores de hidrocarburos sin tubería de producción convencional, control selectivo de sólidos de retorno, y eliminación del escurrimiento de líquidos se protege la integridad de los elementos que componen el sistema integral de producción de hidrocarburos, debido a que:

se redujo la producción de sólidos en un 95 % (de 1 19 a 5.9 kilogramos por día), la producción de aceite se incrementó en un 27.8 % (de 18 a 23 barriles por día), la producción de gas se incrementó en un 33 % (de 0.6 a 0.8 MMPCD),

la producción de agua se redujo en un 75 % (de 64 a 16 barriles por día), y

el porcentaje de agua se redujo en un 47.4 % (de 78 a 41 %),

lo anterior debido a la reducción en el requerimiento de presión para el transporte de fluidos del fondo del pozo a la superficie del 65 %, optimización del patrón de flujo y al evitar la acumulación de sólidos en el sistema integral de producción, con lo cual se corrobora la funcionalidad del dispositivo de la presente invención.