Con la continua extensión del tiempo de desarrollo de los pozos petrolíferos y el aumento de los proyectos de producción de yacimientos petrolíferos, junto con la alta complejidad del entorno de los yacimientos petrolíferos y la operación de los pozos petrolíferos durante todo el año, los tipos defallas de pozos petrolerosse han vuelto más complejos. La siguiente sección utiliza la ingeniería de superficie de los pozos petroleros como ejemplo para analizar los problemas comunes.fallas de pozos petrolerosy contramedidas correspondientes.
En la industria petrolera, la unidad de bombeo desempeña un papel crucial. Sin embargo, el entorno de trabajo en el fondo del pozo y las complejas condiciones de operación suelen provocar diversas fallas en la unidad de bombeo. Además, la dispersión de los pozos petroleros y la dificultad de las carreteras entre ellos resultan en altos costos de gestión y mantenimiento. Por lo tanto, la construcción de un modelo de clasificación de fallas y una terminal de visualización rápidos, eficientes y optimizados es particularmente importante.
1. Determinación de las causas de falla de los pozos petroleros:
1.1 Método del Dinamograma: El principio de funcionamiento es el siguiente: utilizando un dinamograma de nivel de fluido para pozos petrolíferos, después de que la unidad de bombeo complete una carrera, se registra el cambio en la carga del cable de suspensión, lo que resulta en una curva cerrada. El área de la figura cerrada formada por las curvas representa el trabajo real realizado por la bomba durante una carrera de la varilla pulida, lo que determina el estado operativo de la bomba dentro del pozo. Los diagramas dinamométricos comunes incluyen aquellos que indican fugas en la tubería, viscosidad del petróleo, suministro insuficiente de fluido, atascos de la bomba, colisiones de la bomba, fallas de la bomba, fugas de válvulas fijas y móviles, rotura de la varilla e interferencia de gas. Al utilizar este método, el personal pertinente debe analizar los registros diarios de gestión del pozo, como los registros de cambios de corte de agua, los informes de producción del pozo y los registros de presión de la tubería de revestimiento, para lograr un diagnóstico completo. Este método es aplicable para evaluar diversas causas de fallas en pozos y tiene una alta tasa de precisión, lo que proporciona una base confiable para desarrollar planes de reparación razonables y precisos después de identificar la causa de las fallas en el pozo.
1.2 Método de retención de presión en cabeza de pozo: El principio de funcionamiento es el siguiente: Durante el funcionamiento normal de la unidad de bombeo, se cierra la compuerta de contrapresión y se observa el cambio de presión en la tubería mediante un manómetro de 2,5 MPa. Con base en la subida y bajada de presión, se determina y analiza la causa de la falla de la bomba. Por ejemplo, si la presión aumenta durante la carrera ascendente de la unidad de bombeo y se mantiene relativamente estable o disminuye ligeramente durante la carrera descendente, esto indica que la bomba está funcionando normalmente. Si la presión aumenta lentamente inicialmente durante la carrera ascendente y deja de aumentar después de unos cinco minutos, o si la presión disminuye significativamente, esto indica un problema con el sello del asiento de la válvula de la bomba, lo que sugiere una fuga en la bomba. Además, si el manómetro se mantiene relativamente estable tanto durante la carrera ascendente como durante la descendente, con una ligera disminución durante la ascendente, esto sugiere una posible rotura de la varilla de bombeo en el pozo. En este caso, el personal pertinente debe verificar esta información junto con otros datos. Este método se utiliza comúnmente para verificar el correcto funcionamiento de las válvulas de la bomba y diagnosticar fallas en el funcionamiento normal. Sin embargo, si la tubería del pozo está muy encerada, este método puede generar resultados inexactos. Por lo tanto, la prueba de presión en boca de pozo presenta ciertas limitaciones en el diagnóstico rutinario de fallas.
1.3 Método de Prueba de Bombas: El principio de funcionamiento es el siguiente: Durante las operaciones de campo, se inyecta líquido en la tubería utilizando un camión cisterna. Se comparan la presión de la bomba y la presión en boca de pozo para determinar si la bomba presenta fallas. Un método consiste en colocar el pistón en el cilindro de trabajo para realizar la prueba de presión. Tras detener la bomba, se inyecta líquido en la tubería. Si la presión en boca de pozo disminuye o no hay presión, indica una fuga significativa en las válvulas fija y viajera. Si la presión en boca de pozo aumenta, la válvula viajera está en buen estado. Si la presión en boca de pozo y la presión en la tubería de revestimiento aumentan simultáneamente, indica una fuga en la tubería. Otro método consiste en retirar el pistón del cilindro de trabajo y probar la bomba bombeando líquido. Si la presión disminuye o no hay presión, indica una fuga en la válvula fija. Este método se aplica principalmente para determinar si hay fugas en la tubería de un pozo petrolero, si los componentes de la bomba funcionan correctamente y la causa de fallas durante la operación normal.
1.4 Daños en la tubería: Los daños en la tubería también pueden causar fugas. Una de las causas son los defectos en su proceso de fabricación. Para la tubería de petróleo, la norma nacional adoptada es la SPEC 5CT del Instituto Americano del Petróleo (API), que establece requisitos claros para su composición, dureza y resistencia. Sin embargo, debido a las diferencias en los procesos de fabricación entre empresas, la calidad de los materiales de la tubería varía, lo que la hace propensa a fugas durante la extracción de petróleo y gas debido a defectos inherentes. En segundo lugar, los factores ambientales pueden dañar la tubería. Durante su uso, la inclinación del pozo y otros factores estructurales pueden causar un desgaste desigual entre la tubería y la pared interior del revestimiento, lo que provoca grietas, perforaciones y fugas. Además, el petróleo y el gas transportados por la tubería, así como la producción de arena de formación, también causan corrosión y daños, especialmente cuando el tipo de tubería no se adapta al entorno de aplicación, lo que facilita la perforación por corrosión y las fugas.
2. Medidas de solución de problemas:
2.1 Medidas de solución de problemas para la adherencia de cera en bombas de petróleo: Hay muchas maneras de lidiar con la adherencia de cera en pozos de petróleo, un método común es el método de tocar la bomba "." El procedimiento específico es el siguiente: Primero, detenga la unidad de bombeo a 30-40 cm por debajo del punto muerto inferior, apague la energía, apriete el freno y fíjelo por encima de la caja de prevención de reventones (BOP) usando la abrazadera cuadrada. Arranque la unidad de bombeo para separar el cable de suspensión de la abrazadera cuadrada en la varilla pulida. Luego, apague la energía nuevamente y apriete el freno para transferir la carga de la unidad de bombeo. Marque la posición de la abrazadera sobre el cable de suspensión. Luego, afloje la abrazadera cuadrada sobre el cable de suspensión y suelte lentamente el freno. Después de que el cable de suspensión ascendente y la posición marcada excedan la distancia anti-reventones original, apriete el freno y vuelva a sujetar la abrazadera sobre el cable de suspensión para permitir que la unidad de bombeo soporte la carga. Retire la abrazadera cuadrada sobre la caja BOP, suelte el freno y arranque la unidad de bombeo. Después de aproximadamente cuatro impactos de la bomba, restablezca la distancia antirreventón original y ponga en marcha la unidad de bombeo. Si la obstrucción se elimina con éxito y la producción es normal, agregue una cantidad adecuada de desparafinador al pozo a través de la válvula de presión de la tubería de revestimiento, según la acumulación de parafina. Si la unidad de bombeo está gravemente obstruida por parafina, el camión bomba de la caldera debe realizar periódicamente retrolavado en caliente en el pozo, o se debe solicitar al equipo de trabajo que realice inspecciones regulares de la bomba. Durante la inspección de la bomba, la tubería y la varilla de succión deben someterse a desparafinado superficial y limpieza por escaldado en caliente.
2.2 Medidas para el Manejo de Arena Atascada en Pozos Petroleros: La principal causa de la acumulación de arena en pozos petroleros es que, durante la producción petrolera, las partículas de arena de la capa de petróleo entran en la tubería de revestimiento con el flujo de petróleo, se asientan gradualmente con el tiempo, provocando que la superficie de la arena en el pozo se eleve y, finalmente, ingrese al cuerpo de la bomba, lo que provoca la acumulación de arena en la bomba. Las manifestaciones superficiales incluyen: aumento de la carga ascendente en la unidad de bombeo, disminución de la carga descendente o ausencia de carga; en casos graves, la varilla pulida nunca desciende y la abrazadera cuadrada de la varilla pulida se separa del cable de suspensión; disminución continua de la producción del pozo y la eficiencia de la bomba; aparición de partículas de arena en las muestras; y una gráfica dinamométrica agrandada con una línea de carga en forma de diente de sierra. Existen diversas medidas para abordar la obstrucción por arena en pozos petroleros. Por ejemplo, se puede instalar un equipo de control de arena en un punto adecuado en la parte inferior de la bomba para evitar que las partículas de arena entren en el cuerpo de la bomba; se puede ajustar la distancia anti-oleaje adecuada según la posición de la bomba donde se encuentra la obstrucción por arena, y se puede utilizar la unidad de bombeo para probar el movimiento y liberar la obstrucción. Tras una liberación exitosa, la distancia anti-oleaje se puede ajustar a su posición original; la obstrucción se puede liberar mediante el retrolavado del pozo con un camión bomba de cemento; se puede inspeccionar la bomba y, con la punta de un bolígrafo, bajar la tubería hasta la superficie de la arena y enjuagar hasta la profundidad diseñada. El pozo se puede enjuagar con el fluido de lavado hasta que el fluido de retorno se normalice. En resumen, la producción de arena en los pozos petroleros no solo afecta la tasa de recuperación de petróleo, sino que también daña gravemente los equipos de producción. Por lo tanto, en las labores diarias de producción de petróleo, es necesario tomar muestras con frecuencia, realizar más observaciones y formular medidas razonables y efectivas para prevenir la obstrucción por arena lo antes posible para garantizar la operación estable y eficiente del pozo.
2.3 Medición del aislamiento o la resistencia de CC fase a fase: Antes de medir la resistencia de CC fase a fase o el aislamiento, se debe cortar primero la fuente de alimentación y también desconectar el cable en la caja de conexiones. (1) Mida la resistencia de aislamiento a tierra. Si el valor de resistencia real detectado por el ohmímetro durante el proceso de medición es cercano a cero, indica que el cable del fondo del pozo se ha roto o que el motor se ha quemado. (2) Mida la resistencia de CC fase a fase. La resistencia de CC fase a fase de AB, BC y CA debe medirse por separado. Si la medición muestra que el desequilibrio de los valores de resistencia de CC trifásica supera el 2%, puede indicar con certeza que el motor es probable que se queme. En este caso, está estrictamente prohibido intentar arrancar la bomba.
3. El papel de la ingeniería de producción petrolera en el desarrollo de yacimientos petrolíferos:
En primer lugar, mejora la eficiencia del desarrollo petrolero. Durante el desarrollo petrolero, la ingeniería de producción petrolera puede reducir sus costos, aliviar el desperdicio de inversión en la extracción y utilizar la inversión ahorrada para cubrir otros gastos operativos. En la producción petrolera, el uso de productos de bajo consumo energético puede reducir el consumo y mejorar, en cierta medida, la eficiencia de la extracción. En segundo lugar, la tecnología de producción petrolera puede transformarse en productividad. Si bien la investigación y el desarrollo de tecnologías de extracción petrolera requieren una gran inversión financiera y consumen una gran cantidad de recursos humanos y materiales en su difusión y aplicación, la investigación y el desarrollo de tecnologías de extracción petrolera pueden mejorar la eficiencia de la extracción, ahorrar fondos, mejorar la calidad de la producción petrolera, transformar la tecnología de extracción en productividad y hacer un uso racional de la misma, transformando así la tecnología de extracción petrolera en productividad social.
Durante la producción de pozos petroleros, inevitablemente se encontrarán numerosas fallas que afectan su funcionamiento normal. En este sentido, se recomienda intensificar las inspecciones diarias, implementar un monitoreo dinámico en la medida de lo posible, prestar atención al funcionamiento y mantenimiento normal de los equipos y detectar posibles fallas de raíz. Al mismo tiempo, basándose en los problemas de fallas existentes, las decisiones y las contramedidas, las partes interesadas deben seguir fortaleciendo la inversión en investigación y explorando métodos de tratamiento más efectivos.
Referencias:
[1] Análisis de fallas comunes de bombas sumergibles eléctricas y métodos para mejorar la tasa de recuperación. Ingeniería de Equipos de China.
[2] Análisis de caso de corrosión rápida y fugas en tuberías causadas por fugas en la caja de distribución de un pozo petrolero. Ingeniería de Equipos de China.
[3] Análisis de las causas de las fallas y soluciones de los sistemas de extracción de aceite con bombas sumergibles eléctricas. Normas y calidad de la industria petrolera y química de China.