Durante los días 21 y 22 de febrero se desarrollaron las Conferencias 2006 de Artificial Lift, en el Hotel Shangri-La de la ciudad de Jakarta, Indonesia.
Dicho evento reunió a profesionales de la industria del Upstream, principalmente del Este Europeo, Medio Oriente y Asia. Además de la participación especial de ConocoPhilips de USA, Shell E&P Europa y OilProduction.net de Latinoamérica.
Las consignas de las Conferencias fueron “Boost effiency, Improve Economics and Extend Well Runa Life”, y dentro de ese marco fueron presentados los trabajos.

El sistema de extracción con más protagonismo, por su cantidad y proyecciones, fue el bombeo electrosumergible (ESP). A continuación se detallan algunos puntos destacados:

• PDO (Petroleum Development Oman) cuenta 1200 ESP sobre un total de 2500 pozos produciendo en la actualidad el 38 % del petróleo total del país. Sus proyecciones para los próximos 5 años es producir el 70 % del petróleo con ESP, y aumentar la vida util del sistema en un 10 % (el promedio actual de días de vida en el Norte es de 623 y en el sur de 1170 días). Oman esta dividido en dos zonas principales según la características de sus fluidos: El Norte, con grandes problemas de corrosión y fluidos complejos, y el sur donde no se encuentran grandes restricciones con respecto a los fluidos producidos.
  
• Saudi ARAMCO, comenzó su experiencia con ESP en Arabia Saudita solo 7 años atrás. En la actualidad tienen 92 ESP en marcha en Arabia Saudita Central, produciendo petróleos de gravedad °API 49. Dentro de sus logros podemos encontrar el aumento de la vida útil desde 1.2 años a 3.4 años de vida util. Esto se logro gracias a la reducción del daño a la formación (durante la perforación y aplicando filtros expandibles como control de arena), optimizando el diseño de los equipamientos y mejorando el suministro de energía.
  Otro punto importante en esta experiencia, es la utilización de caudalimetros en superficie que cuando detectan que la producción baja por debajo de los 100 bfpd, para el pozo, para evitar el recalentamiento del motor por falta de refrigeración.
  
• CNOOC, presento su experiencia off shore al sur de la Isla de Sumatra, con ESP sobredimensionadas (oversized). El pasar de bombas TD/DN450 de flujo radial a TD/DN-1750 de flujo mixto, les permitió minimizar la deposición de arena y carbonatos, asi como reducir el impacto de sólidos contra el difusor. De esta forma incrementaron la visa útil de las bombas de 150 días a 700 días, produciendo caudales no mayores a 80 m3/ de fluido.

Otros puntos importantes fueron considerados, como la optimizacion de procesos y la producción, y experiencias de campo:

Larry Harms de ConoPhillips, prentó una herramienta “Integratde Production Modelling” para la selección de sistemas de extracción y optimización de la producción de pozos de gas. Entre las herramientas descriptas, Larry detalló los roles de los distintos involucrados en una operación de desarrollo de yacimiento (Geociencia, Ing. De reservorios, Ing. De producción, Facilities y ventas)

Dr. Gabor Takacs, profesor de la Univesidad de Miskolc (Hungria) y referente mundial de ALS, describió su experiencia optimizando de la producción de 70 pozos con bombeo mecánico en un yacimiento maduro del Norte de Africa. Quedó reflejada la importancia del uso de herramientas como la dinamometria, la óptima selección de las bombas y el equipamiento de superficie, y como ésto conlleva a un incremento en la eficiencia global del sistema.

Marcelo Hirschfeldt, de OilProduction C&T, presentó la experiencia en Artificial Lift Systems en la Cuenca del Golfo San Jorge (Argentina) como ejemplo de yacimientos maduros. En la actualidad la cuenca cuenta con 11,500 pozos productores de petróleo, 90 % de agua, mas de 45 yacimiento operados por cerca de 7 compañias productoras(operadoras).
Quedó reflejada la complejidad y el desafio de producir yacimientos multicapas, de alto % de agua, combinación de fluidos (Gas+agua+oil), arena, incrustaciones, producción de arena, y muchas veces todo esto en un solo pozo. Asi mismo quedo reflejado que siguiendo la tendencia actual, dentro de 15 la cuenca estara produciendo mas del 98 % de agua.

Rob Eylander de SHELL E&P EUROPE, presentó la experiencia y las consideraciones a tener en cuenta cuando se usan espumas (foam) para la delicuificación de pozos de gas y evitar fluidos corrosivos y emulsiones inestables. Asi mismo, debido a restricciones de la union Europea, los pozos de gas cuentan con válvulas de seguridad y en el fondo del pozo, esta última no permite la utilización de coiled tubing para la aplicación de espumas.

El cierre de las conferencias fue acompañado por mesas redondas de discusión donde se buscaron nuevas ideas y alternativas para la optimización de los sistemas artificiales de extracción y su proceso de selección. Así mismo quedó demostrado la necesidad de continuar con este tipo de intercambio entre distintos paises y experiencias, y se vio reflejado a partir de la participación de profesionales de países como:

Cronograma de presentaciones

Chairman’s -Larry Harms- Production Optimisation Engineer- CONOCOPHILLIPS

Primer Día (Martes 21 de febrero)

1- IMPROVING THE PERFORMANCE OF YOUR ARTIFICIAL LIFT PROJECTS
Suleiman Al-Mantheri - Head of Artificial Lift Services (UWA)
PETROLEUM DEVELOPMENT OMAN

2- USING INTEGRATED PRODUCTION MODELLING TO CHOOSE ARTIFICIAL LIFT METHODS AND OPTIMISE PRODUCTION FROM GAS WELLS
Larry Harms - Production Optimisation Engineer
CONOCOPHILLIPS

3- MANAGING TAIL-END PRODUCTION IN SHELL'S EUROPEAN GAS FIELDS
Rob Eylander - Senior Production Chemist
SHELL E&P EUROPE

4- IMPROVING THE PROFITABILITY OF SUCKER-ROD PUMPED WELLS IN A MATURE FIELD
Dr. Gabor Takacs - Head of the Petroleum Engineering Department
MISKOLC UNIVERSITY, HUNGARY

5 - GAS LIFT APPLICATION & CHALLENGES TO REDUCE
FIELD DECLINE IN WEST JAVA FIELD
David Tobing- Petroleum Engineer
BP INDONESIA

6- SUMMARY ESP NEW TECHNOLOGY
Dave Leslie
Schlumberger

Segundo Día (Miércoles 22 de febrero)

1- APPLICATION OF ARTIFICIAL LIFT TECHNOLOGIES IN NORTH KUWAIT OIL FIELDS TO PROTECT BASE PRODUCTION
Tony Liao
Senior Petroleum Engineer
BP KUWAIT

2- OVERSIZED AND MIXED FLOW TYPE ESP APPLICATION TO PROLONG THE RUN LIFE IN A LOW VOLUME WELL WITH SCALE AND SOLID PROBLEMS
Andi Wibowo
Production Engineer
CNOOC SES

3- INTEGRATED APPROACH TO IMPROVE ESP RUN LIFE
AbdulWafi A. Al Gamber
General Supervisor, ABQQ Production Engineering Division
SAUDI ARAMCO

4- ADVANTAGES OF USING A VARIABLE FREQUENCY GENERATOR AS THE POWER SUPPLY FOR AN ESP
Juergen Schulz - Chairman of the Board
CANADIAN ADVANCED INC.

5- ARTIFICIAL LIFT IN MATURE FIELDS: CASE STUDY OF THE GOLFO SAN JORGE BASIN - ARGENTINA
Marcelo Hirschfeldt
Senior Production Engineer & Consultant
OILPRODUCTION CONSULTING & TRAINING

6 - ARTIFICIAL NEURAL NETWORK ALGORITHM FOR ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP (ESP) DESIGN
Dr. Sudjati Rachmat
Lecturer, Petroleum Engineering Department
BANDUNG INSTITUTE OF TECHNOLOGY (ITB)
Dr. Anas Puji Santoso
Lecturer
UNIVERSITY OF VETERAN YOGYAKARTA