Se ha demostrado que los componentes de protección de bombas protegen las bombas de la arena y prolongan la vida útil de las bombas electrosumergibles (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 que lo posibilita elimina los problemas asociados con la incertidumbre en la distribución del tamaño de las partículas.
A medida que más y más pozos petrolíferos dependen de las bombas electrosumergibles (ESP), prolongar la vida útil de estos sistemas se vuelve cada vez más importante. La vida útil y el rendimiento de las bombas de elevación artificial son sensibles a los sólidos presentes en los fluidos producidos. La vida útil y el rendimiento de la ESP disminuyen significativamente con el aumento de partículas sólidas. Además, los sólidos incrementan el tiempo de inactividad del pozo y la frecuencia de reacondicionamiento necesaria para reemplazar la ESP.
Las partículas sólidas que suelen fluir a través de las bombas de elevación artificial incluyen arena de formación, apuntalantes de fracturación hidráulica, cemento y partículas metálicas erosionadas o corroídas. Las tecnologías de fondo de pozo diseñadas para separar sólidos van 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 flujos intermitentes de burbujas, lo que provoca que la tecnología de separadores de vórtice de fondo de pozo existente solo funcione de forma intermitente.
Se han propuesto varias variantes diferentes de pantallas de control de arena combinadas y desarenadores de vórtice de fondo de pozo para proteger las bombas electrosumergibles (ESP). Sin embargo, existen deficiencias 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 instalar la ESP, limita el potencial de declive del yacimiento de la ESP y afecta negativamente la economía del pozo. Se prefieren profundidades de instalación más profundas en pozos no convencionales. Sin embargo, el uso de desarenadores y anclajes de lodo de tapón macho para suspender conjuntos de control de arena largos y rígidos en secciones de revestimiento con alta severidad de curvatura limitó las mejoras del MTBF de la 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 ciclónica y la gravedad, para mostrar que la eficiencia de separación depende de la viscosidad del petróleo, el caudal y el tamaño de partícula. Muestran 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 partícula sólida y el aumento de la viscosidad del petróleo, Figura 2. Para un separador de fondo de pozo típico de tubo ciclónico, la eficiencia de separación cae a ~10% cuando el tamaño de partícula cae a ~100 µm. Además, a medida que aumenta el caudal, el separador de vórtice está sujeto a desgaste por erosión, lo que afecta la vida útil de los componentes estructurales.
La siguiente alternativa lógica es utilizar una malla de control de arena 2D con un ancho de ranura definido. El tamaño y la distribución de las partículas son consideraciones importantes al seleccionar mallas 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 malla puede necesitar filtrar arena proveniente de la fracturación hidráulica. En cualquier caso, el costo de la recolección, el análisis y las pruebas de sólidos puede ser prohibitivo.
Si la rejilla de la tubería 2D no está configurada correctamente, los resultados pueden comprometer la rentabilidad del pozo. Las aberturas de la rejilla de arena demasiado pequeñas pueden provocar obstrucciones prematuras, paradas y la necesidad de reparaciones. Si son demasiado grandes, permiten que los sólidos entren libremente en el proceso de producción, lo que puede corroer las tuberías de petróleo, dañar las bombas de elevación artificial, obstruir los estranguladores de superficie y llenar los separadores de superficie, lo que requiere limpieza con chorro de arena y eliminación de partículas. Esta situación requiere una solución sencilla y rentable que pueda prolongar la vida útil de la bomba y cubrir una amplia gama 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 diversos tamaños sin necesidad de 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 necesidad de filtración secundaria adicional.
Un conjunto de válvulas montado en la parte inferior de la rejilla permite que la producción continúe hasta que se extraiga la bomba electrosumergible (ESP). Evita que la ESP se pueda recuperar inmediatamente después de que la rejilla se haya obstruido. El conjunto resultante de rejilla de control de arena de entrada y válvula protege las ESP, las bombas de elevación de varilla y las terminaciones de levantamiento de gas de los sólidos durante la producción al limpiar el flujo de fluido y proporciona una solución rentable para prolongar la vida útil de la bomba sin tener que adaptar las características del yacimiento a diferentes situaciones.
Diseño de protección de bomba de primera generación. Se instaló un sistema de protección de bomba con rejillas de lana de acero inoxidable en un pozo de drenaje por gravedad asistido por vapor en el oeste de Canadá para proteger la bomba electrosumergible (ESP) de los sólidos durante la producción. Las rejillas filtran los sólidos dañinos del fluido de producción a medida que este ingresa a la tubería de producción. Dentro de la tubería de producción, los fluidos fluyen hacia la entrada de la ESP, donde se bombean a la superficie. Se pueden instalar empacadores entre la rejilla y la ESP para proporcionar aislamiento zonal entre la zona de producción y la parte superior del pozo.
Durante el tiempo de producción, el espacio anular entre la rejilla y el revestimiento tiende a llenarse de arena, lo que aumenta la resistencia al flujo. Finalmente, el espacio anular se llena por completo, detiene el flujo y crea un diferencial 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 ESP y se debe extraer la sarta de terminación. Dependiendo de una serie de variables relacionadas con la producción de sólidos, la duración requerida para detener el flujo a través del puente de sólidos en la rejilla puede ser menor que la duración que permitiría a la ESP bombear el fluido cargado de sólidos al suelo, por lo que se desarrolló la segunda generación de componentes.
Conjunto de protección de bomba de segunda generación. El sistema de conjunto de válvula y pantalla de control de arena de entrada PumpGuard* 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 en producción, la pantalla filtra los sólidos en producción, pero comenzará a formar lentamente un puente con la arena y creará 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 a la sarta de tubería hacia la ESP. Este flujo iguala el diferencial de presión a través de la pantalla, aflojando la sujeción de los sacos de arena en el exterior de la pantalla. La arena puede salir del espacio anular, lo que reduce la resistencia al flujo a través de la pantalla y permite que el flujo se reanude. A medida que la presión diferencial disminuye, la válvula vuelve a su posición cerrada y se reanudan las condiciones normales de flujo. Repita este ciclo hasta que sea necesario extraer la ESP del pozo para su 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 terminación de pantalla sola.
Para la instalación reciente, se introdujo una solución económica para el aislamiento de áreas entre la malla de alambre de acero inoxidable y el ESP. Un empacador de copa orientado hacia abajo está montado sobre la sección de la malla. Encima del empacador de copa, perforaciones adicionales en el tubo central proporcionan una vía de flujo para que el fluido producido migre desde el interior de la malla al espacio anular sobre el empacador, 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 filtros de malla 2D basados ​​en espacios. Los filtros 2D se basan principalmente en partículas que abarcan los espacios o ranuras del filtro para formar sacos de arena y proporcionar control de arena. Sin embargo, dado que solo se puede seleccionar un único valor de espacio para la malla, esta se vuelve altamente sensible a la distribución del tamaño de las partículas del fluido producido.
En contraste, el grueso lecho de malla 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 producido en el pozo. El filtro se construye comprimiendo una malla de vellón de acero inoxidable y envolviéndola directamente alrededor de un tubo central perforado, para luego encapsularla dentro de una cubierta protectora perforada que se suelda 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 las partículas finas inocuas fluyan a lo largo de una trayectoria de flujo 3D hacia el tubo central después de que las partículas más grandes y dañinas queden 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 que se encuentran. Esta malla de lana de acero inoxidable fue desarrollada por un importante operador en la década de 1980 específicamente para terminaciones de malla autocontenidas en yacimientos estimulados con vapor y tiene una extensa trayectoria. historial de instalaciones exitosas.
El conjunto de válvulas consta de una válvula con resorte que permite el flujo unidireccional hacia la tubería desde el área de producción. Ajustando la precarga del resorte helicoidal antes de la instalación, la válvula se puede personalizar para lograr la presión de apertura deseada para la aplicación. Normalmente, se instala una válvula debajo de la malla de alambre de acero inoxidable para proporcionar una vía de flujo secundaria entre el depósito y la bomba electrosumergible (ESP). En algunos casos, varias válvulas y mallas de acero inoxidable operan en serie, con la válvula central teniendo una presión de apertura menor que la válvula inferior.
Con el tiempo, las partículas de la formación llenan el área anular entre la superficie exterior de la rejilla 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 directo 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 malla. Debido a la reducción del diferencial de presión, el flujo se reanuda a través de la malla y la válvula de admisión se cierra. 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 malla de arena.
El sistema de protección de la bomba se utilizó con empacadores en tres pozos diferentes en la cuenca de Delaware, en Estados Unidos. El objetivo principal es reducir el número de arranques y paradas de la bomba electrosumergible (ESP) debido a sobrecargas relacionadas con la arena y aumentar su disponibilidad para mejorar la producción. El sistema de protección de la bomba está suspendido del extremo inferior de la sarta de la ESP. Los resultados del pozo petrolífero muestran un rendimiento estable de la bomba, una reducción de la vibración y la intensidad de la corriente, y una tecnología de protección de la bomba eficaz. Tras la instalación del 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 de un 22 %.
Un pozo. Se instaló un sistema ESP en un nuevo pozo de perforación y fracturación en el condado de Martin, Texas. La parte vertical del pozo es de aproximadamente 9000 pies y la parte horizontal se extiende hasta 12000 pies, profundidad medida (MD). Para las dos primeras terminaciones, se instaló un sistema separador de arena de vórtice de fondo de 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 al separador de arena como medio de control de arena del ESP. Después de instalar el nuevo sistema de protección de la bomba, el ESP mostró un comportamiento más estable, reduciendo el rango de fluctuaciones de la 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, otro pozo no convencional tenía una bomba electrosumergible (ESP) instalada, pero sin protección para la bomba. Después de la caída inicial de la bomba, la ESP comenzó a mostrar un comportamiento errático. Las fluctuaciones en la corriente y la presión están asociadas con picos de vibración. Después de mantener estas condiciones durante 137 días, la ESP falló y se instaló una de reemplazo. La segunda instalación incluye un nuevo sistema de protección de bomba con la misma configuración de ESP. Después de que el pozo reanudó la producción, la ESP funcionaba normalmente, con un amperaje estable y menos vibración. Al momento de la publicación, la segunda prueba de la ESP había alcanzado más de 300 días de funcionamiento, una mejora significativa con respecto a la instalación anterior.
Pozo C. La tercera instalación in situ del sistema se realizó en Mentone, Texas, por una empresa especializada en petróleo y gas que experimentó interrupciones y fallas en las bombas electrosumergibles (ESP) debido a la producción de arena y quería mejorar el tiempo de actividad de la bomba. Los operadores suelen utilizar separadores de arena de fondo de pozo con revestimiento en cada pozo ESP. Sin embargo, una vez que el revestimiento se llena de arena, el separador permite que la arena fluya a través de la sección de la bomba, corroyendo la etapa de la bomba, los cojinetes y el eje, lo que resulta en una pérdida de elevación. Después de poner en marcha el nuevo sistema con el protector de bomba, la ESP tiene una vida útil operativa un 22 % mayor con una caída de presión más estable y un mejor tiempo de actividad relacionado con la ESP.
El número de paradas relacionadas con arena y sólidos durante la operación disminuyó un 75%, pasando de 8 eventos de sobrecarga en la primera instalación a dos en la segunda, y el número de reinicios exitosos después de una parada por sobrecarga aumentó un 30%, pasando de 8 en la primera instalación. En la instalación secundaria se realizaron un total de 12 eventos, para un total de 8 eventos, lo que redujo la tensión eléctrica en el equipo y aumentó la vida útil del ESP.
La figura 5 muestra el aumento repentino en la señal de presión de admisión (azul) cuando se bloquea la malla de acero inoxidable y se abre el conjunto de válvulas. Esta señal de presión puede mejorar aún más la eficiencia de producción al predecir fallas en el ESP relacionadas con la arena, de modo que se puedan planificar operaciones de reemplazo con equipos de reacondicionamiento.
1 Martins, JA, ES Rosa, S. Robson, “Análisis experimental del tubo de remolino como dispositivo desarenado de fondo de pozo”, SPE Paper 94673-MS, presentado en la Conferencia de Ingeniería de Petróleo de América Latina y el Caribe de la SPE, Río de Janeiro, Brasil, 20 de junio - 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 de Petróleo de Abu Dhabi, celebrada en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, del 15 al 18 de noviembre de 2021.
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