Se ha demostrado que los componentes de protección de bombas protegen las bombas de la arena y extienden la vida útil operativa de los ESP en pozos no convencionales. Esta solución controla el reflujo de arena de fracturación y otros sólidos que pueden causar sobrecargas y tiempos de inactividad. La tecnología habilitadora elimina los problemas asociados con la incertidumbre en la distribución del tamaño de partículas.
A medida que más y más pozos de petróleo dependen de los ESP, extender la vida útil de los sistemas de bombeo sumergible eléctrico (ESP) se vuelve cada vez más importante. La vida útil y el rendimiento de las bombas de elevación artificial son sensibles a los sólidos en los fluidos producidos. La vida útil y el rendimiento del ESP disminuyeron significativamente con el aumento de partículas sólidas. Además, los sólidos aumentan el tiempo de inactividad del pozo y la frecuencia de reacondicionamiento necesaria para reemplazar el ESP.
Las partículas sólidas que a menudo fluyen a través de bombas de elevación artificial incluyen arena de formación, agentes de soporte de fracturación hidráulica, cemento y partículas metálicas erosionadas o corroídas. Las tecnologías de fondo de pozo diseñadas para separar sólidos varían desde ciclones de baja eficiencia hasta mallas de alambre de acero inoxidable 3D de alta eficiencia. Los desarenadores de vórtice de fondo de pozo se han utilizado en pozos convencionales durante décadas y se utilizan principalmente para proteger las bombas de partículas grandes durante la producción. Sin embargo, los pozos no convencionales están sujetos a un flujo de tapón intermitente, lo que hace que la tecnología de separador de vórtice de fondo de pozo existente solo funcione de manera intermitente.
Se han propuesto varias variantes diferentes de pantallas de control de arena combinadas y desarenadores de vórtice de fondo de pozo para proteger los ESP. Sin embargo, existen brechas en la protección y el rendimiento de producción de todas las bombas debido a la incertidumbre en la distribución del tamaño y el volumen de sólidos producidos por cada pozo. La incertidumbre aumenta la longitud de los componentes de control de arena, lo que reduce la profundidad a la que se puede colocar el ESP, lo que limita el potencial de declinación del yacimiento del ESP y afecta negativamente la economía del pozo. Se prefieren profundidades de ajuste más profundas en pozos no convencionales. Sin embargo, el uso de desarenadores y anclajes de lodo con tapón macho para suspender conjuntos de control de arena largos y rígidos en secciones de revestimiento con alta severidad de dogleg limitó las mejoras de MTBF del ESP. La corrosión del tubo interior es otro aspecto de este diseño que no se ha evaluado adecuadamente.
Los autores de un artículo de 2005 presentaron resultados experimentales de un separador de arena de fondo de pozo basado en un tubo ciclónico (Figura 1), que dependía de la acción del ciclón y la gravedad, para demostrar que la eficiencia de separación depende de la viscosidad del petróleo, el caudal y el tamaño de las partículas. Demuestran que la eficiencia del separador depende en gran medida de la velocidad terminal de las partículas. La eficiencia de separación disminuye con la disminución del caudal, la disminución del tamaño de las partículas sólidas y el aumento de la viscosidad del petróleo (Figura 2). En un separador de fondo de pozo típico con tubo ciclónico, la eficiencia de separación se reduce a aproximadamente el 10 % a medida que el tamaño de las partículas disminuye a aproximadamente 100 µm. Además, al aumentar el caudal, el separador de vórtice se desgasta por erosión, lo que afecta la vida útil de los componentes estructurales.
La siguiente alternativa lógica es utilizar una pantalla de control de arena 2D con un ancho de ranura definido. El tamaño y la distribución de las partículas son consideraciones importantes al seleccionar pantallas para filtrar sólidos en la producción de pozos convencionales o no convencionales, pero pueden ser desconocidos. Los sólidos pueden provenir del yacimiento, pero pueden variar de un talón a otro; alternativamente, la pantalla puede necesitar filtrar arena de la fracturación hidráulica. En cualquier caso, el costo de la recolección, el análisis y las pruebas de sólidos puede ser prohibitivo.
Si la pantalla de tubería 2D no está configurada correctamente, los resultados pueden comprometer la economía del pozo. Las aberturas de la pantalla de arena que son demasiado pequeñas pueden provocar taponamientos prematuros, paradas y la necesidad de reparaciones correctivas. Si son demasiado grandes, permiten que los sólidos ingresen libremente al proceso de producción, lo que puede corroer las tuberías de petróleo, dañar las bombas de elevación artificial, limpiar los estranguladores de superficie y llenar los separadores de superficie, lo que requiere limpieza con chorro de arena y eliminación. Esta situación requiere una solución simple y rentable que pueda extender la vida útil de la bomba y cubrir una amplia distribución de tamaños de arena.
Para satisfacer esta necesidad, se realizó un estudio sobre el uso de conjuntos de válvulas en combinación con malla de alambre de acero inoxidable, que es insensible a la distribución de sólidos resultante. Los estudios han demostrado que la malla de alambre de acero inoxidable con tamaño de poro variable y estructura 3D puede controlar eficazmente sólidos de varios tamaños sin conocer la distribución del tamaño de partícula de los sólidos resultantes. La malla de alambre de acero inoxidable 3D puede controlar eficazmente los granos de arena de todos los tamaños, sin la necesidad de filtración secundaria adicional.
Un conjunto de válvulas montado en la parte inferior de la pantalla permite que la producción continúe hasta que se extraiga el ESP. Evita que el ESP se recupere inmediatamente después de que se puentea la pantalla. El conjunto de válvula y pantalla de control de arena de entrada resultante protege los ESP, las bombas de elevación de varilla y las terminaciones de elevación de gas de los sólidos durante la producción al limpiar el flujo de fluido y proporciona una solución rentable para extender la vida útil de la bomba sin tener que adaptar las características del yacimiento a diferentes situaciones.
Diseño de protección de bombas de primera generación. Se implementó un conjunto de protección de bombas que utiliza pantallas de lana de acero inoxidable en un pozo de drenaje por gravedad asistido por vapor en el oeste de Canadá para proteger el ESP de los sólidos durante la producción. Las pantallas filtran los sólidos dañinos del fluido de producción a medida que ingresa a la sarta de producción. Dentro de la sarta de producción, los fluidos fluyen hacia la entrada del ESP, donde se bombean a la superficie. Se pueden colocar empacadores entre la pantalla y el ESP para proporcionar aislamiento zonal entre la zona de producción y el pozo superior.
Con el tiempo de producción, el espacio anular entre la malla y la tubería de revestimiento tiende a obstruirse con arena, lo que aumenta la resistencia al flujo. Finalmente, el espacio anular se obstruye por completo, detiene el flujo y crea una diferencia de presión entre el pozo y la sarta de producción, como se muestra en la Figura 3. En este punto, el fluido ya no puede fluir hacia la bomba sumergible electrostática (BES) y es necesario extraer la sarta de terminación. Dependiendo de diversas variables relacionadas con la producción de sólidos, el tiempo necesario para detener el flujo a través del puente de sólidos en la malla puede ser menor que el tiempo que permitiría a la BES bombear el fluido cargado de sólidos al suelo (tiempo medio entre fallas). Por ello, se desarrolló la segunda generación de componentes.
El conjunto de protección de bombas de segunda generación. El sistema de control de entrada de arena PumpGuard* y el conjunto de válvulas está suspendido debajo de la bomba REDA* en la Figura 4, un ejemplo de una terminación ESP no convencional. Una vez que el pozo está produciendo, la malla filtra los sólidos en producción, pero comenzará a formar puentes lentamente con la arena y crear un diferencial de presión. Cuando esta presión diferencial alcanza la presión de apertura establecida de la válvula, la válvula se abre, permitiendo que el fluido fluya directamente hacia la tubería hasta el ESP. Este flujo iguala la diferencia de presión a través de la malla, aflojando el agarre de los sacos de arena en el exterior de la malla. La arena es libre de desprenderse del espacio anular, lo que reduce la resistencia al flujo a través de la malla y permite que el flujo se reanude. A medida que la presión diferencial cae, la válvula regresa a su posición cerrada y se reanudan las condiciones normales de flujo. Repita este ciclo hasta que sea necesario extraer el ESP del pozo para realizarle mantenimiento. Los estudios de caso destacados en este artículo demuestran que el sistema puede extender significativamente la vida útil de la bomba en comparación con la finalización con cribado únicamente.
Para la reciente instalación, se introdujo una solución basada en costos para el aislamiento del área entre la malla de alambre de acero inoxidable y el ESP. Un empaquetador de copa orientado hacia abajo está montado sobre la sección de la pantalla. Sobre el empaquetador de copa, perforaciones adicionales en el tubo central brindan una ruta de flujo para que el fluido producido migre desde el interior de la pantalla al espacio anular sobre el empaquetador, donde el fluido puede ingresar a la entrada del ESP.
El filtro de malla de alambre de acero inoxidable elegido para esta solución ofrece varias ventajas sobre los tipos de malla 2D basados ​​en espacios. Los filtros 2D se basan principalmente en partículas que abarcan los espacios o ranuras del filtro para construir bolsas de arena y brindar control de arena. Sin embargo, dado que solo se puede seleccionar un único valor de espacio para la pantalla, la pantalla se vuelve muy sensible a la distribución del tamaño de partícula del fluido producido.
En contraste, el lecho de malla gruesa de los filtros de malla de alambre de acero inoxidable proporciona una alta porosidad (92%) y una gran área de flujo abierto (40%) para el fluido del pozo producido. El filtro se construye comprimiendo una malla de vellón de acero inoxidable y envolviéndola directamente alrededor de un tubo central perforado, luego la encapsula dentro de una cubierta protectora perforada que está soldada al tubo central en cada extremo. La distribución de poros en el lecho de malla, la orientación angular no uniforme (que varía de 15 µm a 600 µm) permite que los finos inofensivos fluyan a lo largo de una trayectoria de flujo 3D hacia el tubo central después de que las partículas más grandes y dañinas quedan atrapadas dentro de la malla. Las pruebas de retención de arena en muestras de este tamiz demostraron que el filtro mantiene una alta permeabilidad porque el fluido se genera a través del tamiz. Efectivamente, este filtro de "tamaño" único puede manejar todas las distribuciones de tamaño de partícula de los fluidos producidos encontrados. Esta pantalla de lana de acero inoxidable fue desarrollada por un importante operador en la década de 1980 específicamente para terminaciones de pantalla autónomas en yacimientos estimulados por vapor y tiene Un amplio historial de instalaciones exitosas.
El conjunto de la válvula consta de una válvula accionada por resorte que permite el flujo unidireccional hacia la tubería desde el área de producción. Al ajustar la precarga del resorte helicoidal antes de la instalación, la válvula se puede personalizar para lograr la presión de agrietamiento deseada para la aplicación. Normalmente, se coloca una válvula debajo de la malla de alambre de acero inoxidable para proporcionar una ruta de flujo secundaria entre el depósito y el ESP. En algunos casos, varias válvulas y mallas de acero inoxidable funcionan en serie, y la válvula del medio tiene una presión de agrietamiento más baja que la válvula más baja.
Con el tiempo, las partículas de formación llenan el área anular entre la superficie exterior de la pantalla del conjunto protector de la bomba y la pared de la carcasa de producción. A medida que la cavidad se llena de arena y las partículas se consolidan, la caída de presión a través del saco de arena aumenta. Cuando esta caída de presión alcanza un valor preestablecido, la válvula cónica se abre y permite el flujo directamente a través de la entrada de la bomba. En esta etapa, el flujo a través de la tubería puede romper la arena previamente consolidada a lo largo del exterior del filtro de pantalla. Debido a la diferencia de presión reducida, el flujo se reanudará a través de la pantalla y la válvula de admisión se cerrará. Por lo tanto, la bomba solo puede ver el flujo directamente desde la válvula durante un corto período de tiempo. Esto prolonga la vida útil de la bomba, ya que la mayor parte del flujo es el fluido filtrado a través de la pantalla de arena.
El sistema de protección de la bomba se operó con empacadores en tres pozos diferentes en la Cuenca de Delaware en los Estados Unidos. El objetivo principal es reducir el número de arranques y paradas del ESP debido a sobrecargas relacionadas con la arena y aumentar la disponibilidad del ESP para mejorar la producción. El sistema de protección de la bomba está suspendido del extremo inferior de la sarta del ESP. Los resultados del pozo petrolero muestran un rendimiento estable de la bomba, reducción de la vibración y la intensidad de la corriente, y tecnología de protección de la bomba. Después de instalar el nuevo sistema, el tiempo de inactividad relacionado con la arena y los sólidos se redujo en un 75% y la vida útil de la bomba aumentó en más del 22%.
Un pozo. Se instaló un sistema ESP en un nuevo pozo de perforación y fracturación en el condado de Martin, Texas. La porción vertical del pozo tiene aproximadamente 9000 pies y la porción horizontal se extiende hasta 12 000 pies, profundidad medida (MD). Para las primeras dos completaciones, se instaló un sistema separador de arena de vórtice en el fondo del pozo con seis conexiones de revestimiento como parte integral de la terminación ESP. Para dos instalaciones consecutivas que utilizaron el mismo tipo de separador de arena, se observó un comportamiento inestable de los parámetros operativos del ESP (intensidad de corriente y vibración). El análisis de desmontaje de la unidad ESP extraída reveló que el conjunto separador de gas de vórtice estaba obstruido con materia extraña, que se determinó que era arena porque no es magnética y no reacciona químicamente con el ácido.
En la tercera instalación de ESP, la malla de alambre de acero inoxidable reemplazó el separador de arena como un medio de control de arena ESP. Después de instalar el nuevo sistema de protección de la bomba, el ESP exhibió un comportamiento más estable, reduciendo el rango de fluctuaciones de corriente del motor de ~ 19 A para la instalación n. ° 2 a ~ 6,3 A para la instalación n. ° 3. La vibración es más estable y la tendencia se reduce en un 75%. La caída de presión también fue estable, fluctuando muy poco en comparación con la instalación anterior y ganó 100 psi adicionales de caída de presión. Las paradas por sobrecarga del ESP se reducen en un 100% y el ESP funciona con baja vibración.
Pozo B. En un pozo cerca de Eunice, Nuevo México, se instaló un ESP en otro pozo no convencional, pero no se protegió la bomba. Tras la caída inicial del sistema de arranque, el ESP comenzó a mostrar un comportamiento errático. Las fluctuaciones de corriente y presión se asocian con picos de vibración. Tras mantener estas condiciones durante 137 días, el ESP falló y se instaló uno nuevo. La segunda instalación incluye un nuevo sistema de protección de bombas con la misma configuración del ESP. Tras la reanudación de la producción en el pozo, el ESP operaba con normalidad, con un amperaje estable y menos vibraciones. Al momento de la publicación, la segunda ejecución del ESP había superado los 300 días de funcionamiento, lo que representa una mejora significativa con respecto a la instalación anterior.
Pozo C. La tercera instalación en sitio del sistema fue en Mentone, Texas, por una empresa especializada en petróleo y gas que experimentó interrupciones y fallas del ESP debido a la producción de arena y quería mejorar el tiempo de actividad de la bomba. Los operadores generalmente utilizan separadores de arena en el fondo del pozo con revestimiento en cada pozo ESP. Sin embargo, una vez que el revestimiento se llena de arena, el separador permitirá que la arena fluya a través de la sección de la bomba, corroyendo la etapa de la bomba, los cojinetes y el eje, y resultando en una pérdida de elevación. Después de operar el nuevo sistema con el protector de la bomba, el ESP tiene una vida útil un 22 % más larga con una caída de presión más estable y un mejor tiempo de actividad relacionado con el ESP.
El número de paradas por arena y sólidos durante la operación se redujo en un 75%, de 8 eventos de sobrecarga en la primera instalación a dos en la segunda. El número de reinicios exitosos tras paradas por sobrecarga aumentó en un 30%, de 8 en la primera instalación. En la instalación secundaria se registraron 12 eventos, lo que sumó un total de 8, lo que redujo la tensión eléctrica del equipo y prolongó la vida útil del ESP.
La figura 5 muestra el aumento repentino en la firma de presión de admisión (azul) cuando se bloquea la malla de acero inoxidable y se abre el conjunto de válvulas. Esta firma de presión puede mejorar aún más la eficiencia de producción al predecir fallas del ESP relacionadas con la arena, de modo que se puedan planificar operaciones de reemplazo con plataformas de reacondicionamiento.
1 Martins, JA, ES Rosa, S. Robson, “Análisis experimental del tubo de remolino como dispositivo desarenador de fondo de pozo”, artículo SPE 94673-MS, presentado en la Conferencia de Ingeniería de Petróleo de América Latina y el Caribe de la SPE, Río de Janeiro, Brasil, del 20 de junio al 23 de febrero de 2005.https://doi.org/10.2118/94673-MS.
Este artículo contiene elementos del documento SPE 207926-MS, presentado en la Exposición y Conferencia Internacional del Petróleo de Abu Dabi en Abu Dabi, Emiratos Árabes Unidos, del 15 al 18 de noviembre de 2021.
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