Optimizacion Del Sistema de Bombeo Mecanico en Campos Petroleros Marginales INGEPET 2002

INGEPET 2002 (EXPL-3-DV-151)

OPTIMIZACION DEL SISTEMA DE BOMBEO MECANICO EN CAMPOS PETROLEROS MARGINALES

Diego Vega, Alcibiades Castro, Juan Ticlla UNIPETRO PERU INTRODUCCION En campos petroleros marginales donde la producción de cada pozo está bastante por debajo de la capacida d de extracción de la bomba de subsuelo, el bombeo mecánico es sumamente difícil. Para mantener constante la producción de éstos pozos es necesario dejar “golpeando” la bomba de subsuelo para evitar el bloqueo por gas. Se obtiene una producción constante del pozo mientras la bomba esté espaciada “golpeando” ligeramente el fondo, pero al cabo de pocos días, nuevamente la bomba de subsuelo detiene su producción normal. Entonces es necesario re-espaciarla, pero está vez “golpeando” fuertemente hasta que empiece a producir. Inmediatamente la sarta de varillas tiene que ser levantada. De no realizar ésta acción, el fuerte golpe de bomba destruirá los accesorios del tope de la bomba de subsuelo y la vida útil de ésta se acortará drásticamente y se incrementarán las roturas de varillas y fallas en la tubería de producción. Para reducir las consecuencias de éste sobre-dimensionamiento de la capacidad de extracción de la bomba de subsuelo reducimos las horas de trabajo de las unidades de bombeo (dejando al pozo recuperar nivel de fluido), la carrera y los golpes por minuto (GPM) hasta donde físicamente sea posible. Un inconveniente adicional de éste sobre-dimensionamiento es no poder realizar pruebas de producción a caudales variables y obtener el perfomance productivo de cada pozo (Inflow Perfomance Relationship). Para superar los problemas mencionados, es necesario mejorar el diseño del equipo de superficie y subsuelo. Acondicionar un dispositvo a la unidad de bombeo para reducir aún más los G.P.M. y diseñar un tipo de bomba de subsuelo que extraiga eficientemente los fluidos del hueco del pozo y evite los problemas comunes de las bombas de subsuelo actuales. FUNDAMENTO TEÓRICO 1.-EQUIPO DE SUPERFICIE Reduciendo los G.P.M de acuerdo al aporte de fluido de un pozo y manteniendo una eficiencia de la bomba de subsuelo por encima del 65%, reducirá o eliminará las cargas erráticas en las varillas y mantendremos una producción uniforme sin maniobrar constantemente en el fondo. Esta disminución de la velocidad de succión de la bomba de subsuelo evitará que un exceso de gas fluya dentro de la tubería de producción. Eliminaremos de ésta forma el “cabeceo” de gas (producción de líquidos por expansión de las burbujas de gas). Si el peso del fluido sobre el pistón fuera constante y la elasticidad de las varillas fuera mejor controlada, entonces el pistón retornaría continuamente al mismo punto del fondo en cada GPM (longitud de la carrera efectiva en subsuelo constante). A más bajos GPM se tendrá mayor tiempo para que la separación del gas con el líquido se realice en el espacio anular en vez de causar interferencia en la bomba de subsuelo. Esto mantendría a la unidad bombeando constantemente sin ajustes adicionales en superficie.


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1.1.- ANÁLISIS DE LOS NIVELES DE FLUIDO Y REGISTROS DINAMOMETRICOS Analizando los niveles y registros dinamométricos podemos aseverar que la mayoría de pozos tienen una extracción inadecuada e irregular y continuamente se tiene que re-espaciar la bomba de subsuelo para poder mantener la producción. Las cartas dinamométricas son difíciles de interpretar . En ellas se observan pobres áreas de trabajo de las bombas ( golpes de fluido y constantes bloqueos por gas). Para evitar que las bombas de subsuelo se sigan deteriorando aceleradamente por éstos problemas, se detiene la Unidad de Bombeo por horas para dar tiempo que se incremente el nivel de fluido por encima de la bomba. Esté método de trabajo disminuye el acelerado deterioro de las bombas de subsuelo, pero se pierde producción debido a que el incremento del nivel de fluido genera una contrapresión hacia la formación productiva disminuyendo su caudal de aporte al hueco del pozo. Después que el pozo ha recuperado nivel algunas horas, cuando la unidad de bombeo reinicia su trabajo, existe suficiente nivel y el fluido llena completamente la cavidad de la bomba en la carrera ascendente. Pero a medida que el equipo sigue trabajando el llenado de la bomba empieza a ser incompleto, y con cada golpe adicional el llenado de la bomba declina aún más, hasta que aparece el bloqueo por gas. Entonces aquí es necesario nuevamente parar la unidad de bombeo y dejar que el pozo recupere nivel nuevamente. En general, para mayores GPM existen oscilaciones en las varillas aún antes de que el llenado de la bomba empiece a ser deficiente. Si el delicado balance elástico es suficientemente alterado, es posible que las varillas y coples estén golpeando los interiores de la tubería de producción. Para menores GPM, la tubería de producción se mantiene llena de líquido con muy poco gas fluyendo hacia la superficie. Consecuentemente la longitud de las varillas son más uniformes a cada golpe y el peso resultante sobre el varillón pulido es más uniforme y bajo que antes de reducir los GPM. 1.2.- DETERMINACION DE LOS GPM REQUERIDOS La ecuación usada para predecir la producción de barriles de fluido por día (BPD) conociendo la constante de la bomba (PC) (se encuentra en los manuales de manufactura de la bomba de subsuelo) los GPM y la longitud del golpe en el fondo del pozo (LGF) es:

BPD = PC x GPM x LGF ……. (1) GPM : golpes / min LGF : longitud (pulg.) de la carrera en el fondo PC : (pulg x min) x B/D Asumiendo que la longitud de la carrera en subsuelo es similar a la longitud de carrera en super ficie (por los bajos GPM), la ecuación utilizada sería:

BPD = PC x GPM x LGS………..(2) LGS : long. (Pulg.) de la carrera en superficie Como la producción del pozo es conocida, así como el escurrimiento de la bomba, la ecuación usada para predecir los GPM requeridos se escribe:


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GPM = BPD* /( PC x LGS).............(3)

El objetivo de eficiencia deseado es del 65%. Esto podría resultar en un sobre recorrido del 35% el cual compensaría las variaciones de aporte de la formación. Por lo tanto:

BPD* = BPD/0.65

1.3.- DISEÑO DEL DISPOSITIVO REDUCTOR DE GPM: DETERMINACIÓN DE LA

RELACION DE DIAMETROS El dispositivo mecánico que reduce los GPM consta de un doble arreglo de poleas, es decir un polea doble en el medio de la polea de unidad y la pol ea del motor. Los diámetros de esta doble polea adicional estarán en función a los cálculos que se realicen para determinar los GPM requeridos para producir determinados volúmenes de fluido.

GPM = RPM x Fr x d/D……(1)

(1) Ecuación en un arreglo convencional de poleas.

GPM = RPM x Fr x d1/D x d/D1……(2)

(2) Ecuación en un doble arreglo de poleas. Entonces la relación de diámetros de la doble polea será:

d1/D1=GPM x D/d x 1/(RPMxFr)..............(3) Donde: D Diámetro de la polea de la unidad d Diámetro de la polea del motor D1 Diámetro mayor de la doble polea (conectada con la polea del motor) d1 Diámetro menor de la doble polea ( conectada con la polea de la unidad) Fr Factor de reducción de la unidad de bombeo (caja reductora) RPM Revoluciones óptimas de motor (Ejm. para un motor a gas Arrow C-46: 800 RPM)


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dDd 2.- EQUIPO DE SUBSUELO Al reducir los GPM, las unidades de bombeo podrán operar continuamente. Entonces el tipo de bomba de subsuelo de barril viajero, muy ineficientes para pozos de bajo nivel (existe una alta caída de presión antes de que el fluido ingrese al interior de la bomba) pero necesarias para los pozos que recuperan nivel (la válvula de tope evita que ingresen finos al interior del barril); podrán ser reemplazados por nuevas bombas de subsuelo que aprovechen al máximo los niveles de fluido (optimizar la extracción de fluidos) y no presenten los problemas comunes de las bombas actuales. 2.1.- BOMBA DE TENSIÓN El ciclo de bombeo de cualquier bomba de subsuelo es básicamente el mismo, en la carrera ascendente las varillas se encuentran en tensión con el pistón levantando el fluido hacia la superficie y en la carrera descendente las varillas se hallan en com presión con el pistón cayendo hacia el fondo del barril. El ciclo de bombeo siempre produce cargas cíclicas de tensión o compresión. En la carrera ascendente o lado de tensión no presentan los problemas o la oportunidad de efectos de daño en la tubería de producción, sarta de varillas y la bomba de subsuelo como sí ocurre durante la carrera descendente o lado de compresión del ciclo. Al incrementar la carga mínima sobre la sarta de varillas, incrementamos la vida de dicha sarta, pues en compresión la sarta tiende a formar bucles o apilarse una encima de la otra, mientras que manteniéndose siempre en tensión evitamos dichos problemas. También se incrementará la vida de la bomba de subsuelo, porque disminuirá drásticamente los efectos del golpe de fluido y gas. En la siguiente figura presentamos una bomba de subsuelo de tensión o de doble etapa:

POLEA MOTOR

POLEA UNIDAD

POLEAS INTERMEDIAS


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En las fig.1 y 2 se observa como la presión ejercida por el pistón en la cámara anular vence la presión hidrostática ejercida en la válvula de tope. Mientras que se llena la cámara inferior por la succión generada el levantamiento del pistón.

SECUENCIA DE OPERACION

DE SCENDENTE

DE S CENDENTE

ASCENDENTE A S C E N D E N T E

FIG. 1 FIG.2 FIG. 3 FIG.4


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En las fig. 3 y 4 , durante la carrera descendente se observa que la válvula de tope no se abre hasta que la presión en el barril supere a la presión hidrostática ejercida contra la válvula de tope, y sólo en ese momento la carga es transmitida a la válvula estacionaria. Es decir las varillas se mantienen en tensión la mayor parte del ciclo de bombeo. 2.2.- BOMBA ANTIBLOQUEO Este tipo de bomba de subsuelo no tiene problemas con el bloqueo por gas, pues posee en medio del barril una extensión de mayor diámetro a este y en ése lugar es en donde se elimina el gas. La secuencia de operación es la siguiente: Fig.1 Fig.2 Fig.3 Fig.4 Fig.5 La fig. 1 representa el bloqueo de la bomba por gas La fig. 2 ilustra como el gas es atrapado en la cámara central de la bomba La fig. 3 se observa como el gas atrapado es reemplazado por liquido (de la tubería de producción) La fig. 4 ilustra como él liquido es atrapado en la cámara mientras el pistón sube La fig. 5 ilustra como la cámara entre válvulas es llenada con liquido y muy pronto el bloqueo por gas será eliminado.


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DETERMINACIÓN DEL PATRON DE FLUJO DE CADA POZO

El aporte de fluidos de la formación hacia el hueco del pozo no es uniforme, es decir si el pozo produce 24 BPD, no significa que producirá 1 barril cada hora, sino que variará con el tiempo. Habrá momentos en que la formación aporte varios barriles de fluido y en otros momentos no aportará mucho. Es necesario determinar éste patrón de flujo característico de cada pozo, para ello es necesario probar el pozo durante semanas. Debemos controlar su aporte hora a hora. Cuando en el gráfico Producción vs. Fecha observemos un tramo de curva que se repita, entonces habremos logrado determinar el patrón de flujo del pozo. El patrón de flujo del pozo es muy importante y nos servirá para determinar los GPM adecuados para maximizar la producción del pozo. Asimismo permitirá corregir las presiones fluyentes y caudales de las pruebas de producción que se realizarán para determinar el comportamiento productivo de cada pozo. COMPORTAMIENTO PRODUCTIVO (INFLOW PERFOMANCE RELATIONSHIP) (Para Reservorios de Gas en Solución con una sola formación productiva)

Para determinar el IPR de cada pozo, es necesario realizar pruebas de producción, variando los caudales. Empezamos con un máximo caudal y luego vamos disminuyendo gradualmente (se debe probar al pozo con por lo menos 4 diferentes caudales y cada prueba debe durar por los menos una semana). Las presiones fluyentes serán determinadas a partir de los registros de los niveles del fluido. Luego graficaremos la curva IPR del pozo. En dicha gráfica podremos estimar la Presión promedia de la formación, determinar el caudal y la presión fluyente óptima.


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Teniendo las siguientes ecuaciones: Vogel: (1) Q/Qmax i = 1- 0.2 (Pwfi/Pr)-0.8 (Pwfi/Pr)2 Eficiencia de flujo: (2) EF = (Pr-Pwfi)/(Pr-Pwfr )

(3) Pwfi = 1- EF(1-Pwr/Pr) Insertando la ecuación (3) en la ecuación (1) y asumiendo diferentes eficiencias de flujo, obtenemos la siguiente tabla:

PR*

PWF 1

PWF 2

Q1

PWF 3

PWF 4

Q2 Q3

Q4

QMAX

Q3 Q2 Q1 Q

PWF4 PWF3 PWF2 PWF1 PWF

2.0 1.5 1.0 0.5 SPM

CURVA INFLOW PERFOMANCE RELATIONSHIP REAL

BPD

PSI

PWF3 y Q3 OPTIMOS

DEL GRAFICO:

PR= PRESION RESERVORIO


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En ésta tabla a cada presión fluyente real le corresponde una presión fluyente ideal, la cual será utilizada para calcular el Qmax. ideal a partir de la ecuación original de Vogel. Cuando los caudales máximos ideales sean iguales en cualquiera de las eficiencias de flujo asumidas, entonces habremos determinado la eficiencia flujo real de nuestro pozo. Mediante ésta información podremos estimar aproximadamente el daño

de la formación y el incremento de producción que obtendremos si estimulamos dicha formación.

C4

PWFI 4

PR B4

PWFI 4

PR A4 PWFI 4

PR PWFR 4

PR Q4

PWFI

4 PWFR

4

C3

PWFI 3

PR B3

PWFI 3

PR A3 PWFI 3

PR PWFR 3

PR Q3

PWFI

3 PWFR

3

C2

PWFI 2

PR B2

PWFI 2

PR A2 PWFI 2

PR PWFR 2

PR

Q2

PWFI

2 PWFR

2

C1 PWFI 1

PR B1 PWFI 1

PR A1 PWFI 1

PR PWFR 1

PR Q1 PWFI

1 PWFR

1

CAUDAL

MAX

PWFI

PR

CAUDAL

MAX PWFI

PR CAUDA

L

MAX

PWFI

PR PWFR

PR

CAUDAL

PIDEAL

PREAL

TABLA DE EFICIENCIAS DE FLUJO

MÉTODO DE PRUEBA Y ERROR PARA DETERMINAR LA EFICIENCIA DE FLUJO (E.F.) DEL POZO

EF=0.6 EF=0.7 EF=0.8


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CURVAS IPR ADIMENSIONALES PARA POZOS DAÑADOS ( RESERVORIOS DE GAS EN SOLUCION )

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

RATE DE PRODUCCION (BPD)

MAXIMO RATE DE PRODUCCION SIN DAÑO A LA FORMACION (BPD)

Qo/Qmax EF=1

PWFr / PR

0.0

EFICIENCIA DE FLUJO

0.3

0.5

0.7 1.1

1.4

CURVA ADIMENSIONAL

DEL POZO E.F. Aprox. = 0.65


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CONCLUSIONES

1. Cuando la bomba de subsuelo opera las 24 horas al día, surgencia de la formación causada por una operación intermitente (pozos que recuperan nivel por horas) es reducida o eliminada. En algunos casos hemos experimentado incrementos en la producción debido a la disminución de los GPM y manteniendo una operación constante.

2. El tiempo de vida de la bomba de subsuelo puede ser incrementado sustancialmente y fallas en las

varillas / tubería disminuida; así como golpe de fluido, bloqueo por gas y cavitación son reducidos o eliminados. Golpe de fluido ocurre si una bomba es operada estando casi vacía donde existe poco o nada de fluido compresible encima del fluido sólido. En la carrera descendente del trabajo de la bomba de subsuelo no hay incremento en presión diferencial a través de la válvula viajera hasta que el fluido sólido es encontrado. Cuando este contacto se realiza en la mitad de la carrera descendente, la bomba tiene la mayor velocidad, la válvula viajera es instantáneamente martillada en el tope de la jaula deteriorándola y reduciendo el tiempo de vida de la bomba. La presión hidrostática es inmediatamente recibida por la bomba y si es suficientemente severa puede romper o rajar el barril, válvula estacionaria: asiento y jaula, dañar hilos, rosca, etc. A este punto de impacto la sarta de varillas entra en compresión en las primeras juntas encima de la bomba causando prematura fallas de las varillas y daño en el interior de la tubería de producción. Bloqueo por gas ocurre por una de dos razones: (1)gas en solución ingresa a la bomba de subsuelo. (2)fluidos ligeros o muy compresibles son introducidos a una cavitante bomba. Cada situación causa el similar resultado final. La válvula viajera no abrirá porque la presión hidrostática encima de la válvula excede la presión interna la cual puede ser desarrollada dentro de la bomba en la carrera descendente. Ambas situaciones pueden ser reducidas o eliminadas disminuyendo los GPM y permitiendo suficiente nivel de fluido encima de la bomba para llenarla apropiadamente.

3. El equipo de superficie será sometido a fuerzas menos severas, y la lubricación en la caja reductora

será continua, evitando arranques bruscos y secos. De esta manera la vida útil del equipo será incrementada.

4. Las cargas cíclicas serán reducidas

5. La longitud del golpe en subsuelo se hace más sincrónico con la longitud del golpe de superficie.

6. Puntos de desgaste de las varillas y tubería de producción son pasados con menor frecuencia.

7. Los ahorros en costos por Servicio de Pozos y reparaciones del equipo en superficie son los

principales factores a considerar para la reducción de los GPM.

8. La vida de la faja de transmisión es incrementado debido a que los arranques intermitentes son eliminados.

9. La extracción de fluidos en el hueco del pozo será optimizada con las nuevas bombas de subsuelo.

10. Podrán realizarse pruebas de producción a diferentes caudales y así obtener el comportamiento

productivo de cada pozo. Al conocer el IPR real de cada pozo, podremos determinar los pozos factibles a ser estimulados obteniendo incrementos de producción rentables.


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APLICACIONES : La reducción de los GPM mediante un dispositivo mecánico en la unidad de bombeo debe ser utilizado en todos los pozos en los que la capacidad de extracción de la bomba de subsuelo supera ampliamente el aporte de la formación. En campos petroleros automatizados en donde el costo por mantenimiento del equipo electrónico es alto, el reductor de velocidad es una alternativa bastante económica. El reductor de velocidad colocado en la unidad de bombeo, permitirá manipular la capacidad de extracción de la bomba de subsuelo a caudales menores del caudal máximo de la formación. Entonces podremos realizar pruebas de producción a diferentes presiones fluyentes, y obtener el IPR real del pozo, Presión extrapolada del reservorio, Eficiencia de flujo, factor Skin. Estos datos nos darán una idea acerca del daño que tiene la formación productiva del pozo. CONTRIBUCIÓN TÉCNICA Y/O ECONOMICA

1. La disminución de la cantidad de Servicio de Pozos y reparaciones del equipo de superficie conllevarían a una sustancial disminución de los gastos operativos.

2. Las condiciones del medio ambiente son mejoradas por la disminución del ruido de los motores

trabajando a excesivas velocidades, y locaciones de pozos más limpias. 3. Disminución de la cantidad de horas-hombre consumidas por las constantes maniobras de

espaciamento de la bomba de subsuelo. 4. Las pruebas de producción permitirán optimizar la producción de cada pozo y analizar la

posibilidad de estimular o no la formación productiva, sin necesidad de retirar el equipo de subsuelo para bajar herramientas de medición directa de presión.

5. La reducción de los GPM mediante este dispositivo es una muy buena alternativa que reemplazaría

a la automatización de campos petroleros maduros.


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BIBLIOGRAFÍA

1.- T. W. Nind : Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros 2.- Craft Holden: Well design drilling and production 3.- Luppens: Practical Automation for mature producing areas 4.-Von Hollen : Pumping Unit optimization 5.- Standing: Inflow perfomance Relationships for damaged wells producing by solution-gas drive 6.- Axelson : News Pumps 7.- Harbison Fischer: Catalog 2000

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