En el artículo anterior, analizamos las principales causas de fallas en las bombas de varillas de bombeo y cómo diagnosticar fallas en pozos de bombeo. Este artículo detallará métodos comunes de solución de problemas en pozos de bombeo y los pasos para analizar pozos con anomalías. Sin más preámbulos, veamos.
III. Métodos comunes de solución de problemas en pozos de bombeo:
1. Método de presurización de la carcasa:
Este método es adecuado para resolver problemas en los que una válvula flotante o fija está atascada en su asiento y no se puede abrir.
Procedimiento específico: Verifique la estanqueidad de las conexiones de la tubería del cabezal del pozo y conecte la tubería de mantenimiento de presión. A continuación, utilice un camión cisterna para bombear petróleo o gas al espacio anular del revestimiento para aumentar la presión. Simultáneamente, arranque la bomba. Cuando la presión alcance de 3 a 5 MPa, se puede abrir la válvula fija de la bomba.
2. Método de extracción del pistón:
Levante la varilla de pulido, retire el pistón del cilindro de trabajo y muévalo hacia arriba y hacia abajo durante 0,5 a 1 hora. Luego, vuelva a colocar el pistón en el cilindro de trabajo. Esto quitará el pistón atascado. 3. Método de fijación de la varilla desnuda: Cuando la rosca de la varilla desnuda o 1~2 varillas de bombeo debajo de la varilla desnuda se desengancha, generalmente se manifiesta como una gran diferencia en las carreras superior e inferior de la carga de suspensión de la unidad de bombeo, y el pozo de petróleo no producirá petróleo. La operación de fijación de la varilla de bombeo es la siguiente: (1) Detenga la cabeza del burro en el punto muerto inferior. (2) Cierre la válvula de contrapresión y ventile la cabeza del pozo. (3) Retire la caja de sellado de la varilla desnuda y retire el anillo de sellado. (4) Primero apriete el anillo de elevación o el acoplamiento en la varilla desnuda, luego afloje el clip cuadrado de la varilla desnuda en la percha de cuerda y baje la varilla desnuda para sujetarla. Hay dos métodos de fijación: fijación manual y fijación eléctrica. (5) Verifique la distancia anticolisión, agregue el anillo de sellado, abra la válvula de contrapresión y comience a bombear. 4. Método de colisión de la bomba: El método de colisión de la bomba es ajustar la distancia anti-sobretensión de la bomba a cero o un valor negativo. Cuando el pistón llega al punto muerto inferior, choca con la tapa de la válvula fija, generando una fuerza de impacto, que sacude la arena depositada en la válvula fija y la válvula flotante, de modo que la bola de la válvula y el asiento de la válvula quedan sellados. Este método es un método comúnmente usado para eliminar pequeños atascos de arena en pozos poco profundos (dentro de los 1000 m). Pasos de operación: (1) Detenga la varilla de bombeo cerca del punto muerto inferior y use un clip cuadrado para bloquear la varilla ligera en la caja de sellado, gire la bomba y descargue la carga de la varilla de bombeo. (2) Marque la varilla ligera debajo del colgador de cuerda. (3) Afloje el clip cuadrado en el colgador de cuerda. Suelte lentamente el freno. (4) Suelte el freno, retire el clip cuadrado de la caja de sellado y encienda la unidad de bombeo para que el émbolo y la válvula fija colisionen de 3 a 5 veces.
(5) Después de la colisión, vuelva a alinear la distancia anti-sobretensión.
(6) Ponga en marcha la unidad de bombeo y verifique si la distancia anti-sobretensión es adecuada.
5. Método de lavado del pozo:
El lavado de pozos es el principal método para solucionar fallas en pozos petroleros. Es adecuado para válvulas de bombas de varillas de bombeo con arena, cera atascada, bloqueos en el equipo de entrada de petróleo, etc.
Precauciones para el lavado de pozos:
(1) El fluido de lavado del pozo debe determinarse según las condiciones del líquido en el pozo. Los pozos petrolíferos sin agua o con un contenido de agua inferior al 20 % deben utilizar petróleo crudo como fluido de lavado, y el agua de pozo con un contenido de agua superior al 20 % debe utilizar fluido de lavado.
(2) El requisito de temperatura del fluido de lavado del pozo es de 70 a 80 ℃ y la temperatura de salida no es inferior a 60 ℃.
(3) Durante el lavado de pozos, se utiliza el método de circulación inversa. La cantidad de fluido de lavado no debe ser inferior al doble del volumen del pozo. El desplazamiento se incrementa gradualmente, generalmente entre 15 y 30 m³/h.
(4) Durante el proceso de lavado del pozo, si el cabezal de la máquina gira lentamente al subir y bajar, significa que hay cera atascada. Se debe aumentar el desplazamiento y está estrictamente prohibido detener la máquina.
(5) La corriente debe medirse antes y después del lavado del pozo. La corriente debe volver a su nivel normal después del lavado.
Principios de selección de pozos:
(1) El lavado del pozo debe realizarse de acuerdo con el ciclo de deposición de cera del pozo petrolero.
(2) Los pozos con producción reducida o carga aumentada debido a la deposición de cera deben lavarse a tiempo.
(3) Los pozos en los que se detecte una fuga de la bomba después de acumularse presión deben lavarse.
(4) Los pozos con arena atascada en la bomba deben lavarse.
(5) Los pozos que se consideren parcialmente bloqueados en la entrada de petróleo deberán lavarse a tiempo.
IV. Pasos del análisis de pozos anormales:
1. Análisis de falla a tierra:
1) Análisis del estado de funcionamiento del pozo de bombeo:
(1) Preste atención a ruidos anormales provenientes de las distintas partes operativas de la unidad de bombeo. Si los hay, deben solucionarse a tiempo.
(2) Compruebe si los tornillos de fijación están flojos. Si lo están, apriételos a tiempo.
(3) Revise la varilla, la caja de engranajes y el motor para detectar posibles sobrecalentamientos. Si la varilla está caliente, significa que el sello está demasiado apretado; si la caja de engranajes está caliente, significa que hay demasiado aceite; si el motor está caliente, significa que la carga es excesiva o que hay una falla interna en el motor.
(4) Verifique si el voltaje de la fuente de alimentación y la caja de distribución son normales.
2) Análisis del proceso de cabeza de pozo Verifique si las válvulas de compuerta en la cabeza del pozo se abren normalmente y si hay fugas de petróleo o gas en la cabeza del pozo.
3) Análisis del proceso desde la cabeza del pozo hasta el grupo de pozos
(1) Verifique si la tubería que va del cabezal del pozo al grupo de pozos está obstruida o presenta fugas. Obstrucción: la contrapresión en el cabezal del pozo aumenta; fuga: la contrapresión en el cabezal del pozo disminuye.
(2) Verificar si el proceso de la sala de medición es correcto y si la medición es precisa. (Nota: En la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas, las salas de medición son cosa del pasado. Los instrumentos digitales remotos han reemplazado oficialmente los procesos de las salas de medición. Esto requiere comprender a tiempo la situación de cada pozo y el seguimiento y análisis de los cambios en la producción).
(3) Verifique si la temperatura de la tubería de aceite y de la tubería de calefacción es normal.
2. Análisis del pozo:
(1) Con base en la acumulación de presión y el diagrama del indicador, analice y determine si la válvula fija y la válvula flotante tienen fugas.
(2) Con base en los cambios de carga, corriente y el diagrama del indicador, determine si el pozo petrolero está encerado.
(3) Con base en la producción de gas y el diagrama indicador, analice si se ve afectado por el gas.
(4) Con base en el diagrama del indicador, la corriente, la carga y los cambios en la producción, determine si la bomba está desconectada o la varilla está rota.
(5) Con base en el diagrama del indicador, la acumulación de presión y el nivel de líquido dinámico, analice si la tubería de aceite está desconectada y tiene fugas.
(6) Con base en el nivel de líquido dinámico, la acumulación de presión y el diagrama del indicador, analice si la entrada de aceite está bloqueada o si el suministro de líquido es insuficiente.
3. Análisis de yacimientos:
Analizar los cambios en la presión de formación y la relación inyección-producción.
V. Problemas comunes y soluciones para la lubricación de unidades de bombeo:
Las unidades de bombeo son accionadas por un motor eléctrico que convierte la rotación a alta velocidad del motor en baja velocidad en el eje de salida mediante un mecanismo de engranajes reductores. Este mecanismo desempeña un papel crucial durante su funcionamiento. Su compleja estructura interna, las cargas elevadas y el alto par de salida lo convierten en un componente crucial en la producción mecánica de petróleo. Garantizar un funcionamiento a largo plazo, eficiente y estable requiere el correcto funcionamiento del sistema de lubricación, crucial para el rendimiento del equipo. Durante las operaciones de campo, las fallas en la lubricación de los engranajes reductores son un problema importante que dificulta el trabajo diario del personal encargado del equipo. Este artículo propone soluciones viables desde la perspectiva del análisis del rendimiento del equipo y una mejor gestión. Las unidades de bombeo de viga son equipos cruciales en la producción petrolera. Si bien sus tipos y modelos varían, sus principales componentes estructurales comparten un principio de funcionamiento fundamentalmente similar. Constan de cuatro componentes principales: el mecanismo de biela-biela, el mecanismo de engranajes reductores, la unidad de potencia y el dispositivo auxiliar. La caja de engranajes reductores de la unidad de bombeo, como componente clave del equipo de bombeo, es la parte más crítica, ya que soporta un alto par y velocidad durante la operación. Las fugas de aceite suelen ocurrir debido a factores como el desgaste prolongado, la fatiga, el envejecimiento, la calidad de fabricación y la gestión in situ. La lubricación del mecanismo de reducción es fundamental. Si la lubricación es deficiente, pueden producirse diversas fallas, como la quema de cojinetes y el desgaste de engranajes. Esta es la principal causa de daños en el mecanismo de reducción y causará numerosos problemas en la producción petrolera y la gestión in situ.