Análisis de la eficiencia de unidades de bombeo con varillas de succión en pozos de petróleo mediante computadoras

Abstract

Cuando los pozos productores de petróleo cesan de fluir, el operador debe escoger un método artificial para levantar el petróleo; esto es, suministrar una fuerza desde fuera del pozo para ayudar a la energía disponible en el yacimiento, a levantar los fluidos desde el nivel de trabajo en el pozo hasta la superficie y conducirlos a las instalaciones superficiales de separación y almacenamiento. Los métodos más comunes para realizar esta etapa de producción artificial son, en orden a su uso en el campo: Bombeo mecánico con varillas de succión, Levantamiento por inyección de gas (gas lift), Bombeo hidráulico sub-superficial, Bombeo eléctrico por bomba sumergible Aparte de los factores económicos, otros factores deben ser estudiados antes de escoger el mejor y más económico más todo de producción artificial, de modo tal que los costos de levantamiento del petróleo o costos de extracción puedan ser mantenidos al mínimo, tanto en el presente como en el futuro de la vida del campo. El levantamiento por gas o "gas lift" es particularmente usado cuando existen grandes volúmenes de fluido en el pozo, se dispone de una fuente de gas a alta presión y un adecuado mercado para el gas a baja presión disponible después de la separación de los fluidos producidos en el pozo. Estas son condiciones ideales, pero no significan condiciones limitantes. El "gas lift” llega a ser poco atractivo cuando el precio del gas es alto, los niveles de fluido son profundos y los volúmenes de fluido a levantarse son pequeños. El método más popular de levantamiento artificial en un pozo de petróleo es el uso de unidades de bombeo con varillas de succión. La disponibilidad del gas no es un factor importante como en el "gas lift" y es conocida su extrema flexibilidad de operación en un cierto grupo de pozos. La unidad de bombeo tipo balancín o “viga balanceadora" es el equipo más frecuentemente usado para operar la sarta de varillas, en movimiento reciprocante, determinado por la longitud de la carrera del embolo de la bomba. La sarta de varillas a su vez actúa la bomba reciprocante que ha si do instalada debajo del nivel de fluido en el pozo. Las unidades de bombeo son diseñadas teniendo en cuenta las máximas condiciones de bombeo esperadas en cualquier período, durante la vida del pozo. En algunos casos las condiciones de bombeo pueden cambiar muy poco durante toda la vida del pozo y un tamaño adecuado de unidad y motor puede ser satisfactorio. En otros casos un pozo puede requerir una unidad de tamaño mayor para el período inicial de su vida y luego la producción puede declinar, de modo que una unidad más pequeña puede ser usada económicamente. O, por el contrario, un pozo puede tener pequeñas cargas de bombeo durante el período inicial debido a los altos óyeles de fluido y baja producción de agua y altas cargas durante el fin de su vida productiva cuando los niveles de fluido son bajos y alta producción de agua. Los factores limitantes en el bombeo con varillas son la arena y el agua. La bomba sub-superficial está sincronizada dentro de cierta tolerancia de eficiencia, con todo el equipo y como consecuencia no puede manejar cualquier producción de arena, sino en pequeñas cantidades. Sin embargo, existen ciertos tipos específicos de bombas que pueden ser usadas en estos casos. La cantidad de arena que puede manejar una bomba depende de muchos factores, tales como el régimen de entrada de la arena, el tamaño de las partículas, etc. También la capacidad de la instalación está limitada por el tamaño de la bomba que puede ser colocada en el pozo y la longitud y frecuencia de la carrera a la que puede operar. Por consiguiente, si para producir un determinado volumen de petróleo por día, es forzoso producir también grandes volúmenes de agua y el entubado del pozo no permite la instalación de una bomba de mayor tamaño requerida para este trabajo, debe buscarse otro método de levantamiento