Bomba de varilla de succión antigas: Cómo funciona

Un análisis técnico exhaustivo para ingenieros petroleros, especialistas en producción y equipos de adquisiciones que necesitan comprender, especificar y obtener tecnología antibombeo de gas para pozos donde fallan los sistemas de elevación convencionales.

Introducción: Cuando el gas gana, la producción pierde.

Existe un modo de falla frustrante con el que todo ingeniero de levantamiento artificial se topa tarde o temprano: un pozo que bombea, la unidad de balancín se mueve, todo parece normal desde la superficie, y sin embargo la producción es una fracción de lo que el yacimiento debería estar entregando. La tarjeta del dinamómetro muestra una sección superior colapsada. La prueba de producción arroja 30 barriles por día cuando el modelo de entrada indica que se deberían alcanzar 180 barriles por día. La bomba no está rota. La sarta de varillas está intacta. La unidad de superficie funciona correctamente.

El pozo está bloqueado por gas.

Se ha acumulado gas libre en el cilindro de la bomba por encima de la válvula fija, y elBomba de varilla de succiónEn lugar de desplazar el líquido, la bomba comprime y expande la columna de gas con cada carrera. Funciona, pero no bombea petróleo. Esta condición, conocida como bloqueo o interferencia de gas, es uno de los problemas de rendimiento más extendidos y costosos en la extracción artificial a nivel mundial, y es responsable de una parte desproporcionada de la pérdida de producción, las intervenciones prematuras y los barriles diferidos que afectan a las operaciones en yacimientos petrolíferos propensos a la presencia de gas.

La magnitud global del problema es considerable. Los pozos que producen en yacimientos impulsados ​​por gas disuelto, las formaciones de metano de carbón con producción de agua asociada, los campos en fase avanzada con un aumento de la relación gas-petróleo (GOR) a medida que disminuye la presión del yacimiento, y las terminaciones cercanas o superiores al punto de burbuja, se enfrentan al desafío de la interferencia de gas en diversos grados. Las estimaciones de la industria sugieren que las pérdidas de eficiencia de las bombas relacionadas con el gas afectan a decenas de miles de pozos en todo el mundo, con una producción diferida total que se mide en millones de barriles por año.

La respuesta de ingeniería a este problema es laBomba de varilla de succión antigas— Una familia de innovaciones de diseño que modifican la arquitectura estándar de las bombas de forma específica y precisa para evitar el bloqueo por gas, gestionar el gas libre durante el ciclo de bombeo y mantener una producción significativa incluso en las condiciones de pozo más adversas. Esta guía explica con exactitud cómo funcionan estos diseños, cuándo son necesarios, cómo seleccionar la configuración adecuada para las condiciones de su pozo y qué buscar en un fabricante que realmente comprenda la ingeniería de bombas antigas.

Primera parte: La física del bloqueo por gas: por qué fallan las bombas convencionales en pozos con alta relación gas-petróleo.

Cómo maneja el gas una bomba de varilla de succión estándar

Para comprender por qué se produce el bloqueo por gas y qué hacen los diseños antigas para prevenirlo, es necesario comprender el ciclo de bombeo de una bomba de varilla convencional y el mecanismo preciso por el cual el gas lo interrumpe.

En funcionamiento normal, el ciclo de la bomba funciona de la siguiente manera:

Carrera ascendente: La varilla tira del émbolo hacia arriba. La presión debajo del émbolo disminuye. La válvula fija se abre: el fluido del depósito fluye hacia el interior del cilindro desde abajo. La válvula móvil se cierra: el fluido que se encuentra sobre el émbolo asciende hacia la superficie.

Descenso: El émbolo se mueve hacia abajo. La presión debajo del émbolo aumenta. La válvula fija se cierra. La válvula móvil se abre: el fluido pasa de debajo del émbolo a encima de él. El ciclo se repite.

Este ciclo funciona a la perfección siempre que el barril esté lleno de líquido. La incompresibilidad del líquido es la propiedad física clave de la que depende todo el mecanismo de bombeo: cuando un barril lleno de líquido se comprime mediante un émbolo descendente, el aumento de presión es inmediato y considerable, la válvula móvil se abre rápidamente y el desplazamiento total de la carrera se transfiere a la columna de fluido superior.

El mecanismo de bloqueo de gas: paso a paso

Cuando hay gas libre en la entrada de la bomba, ya sea porque la presión de entrada de la bomba está por debajo del punto de burbuja del fluido y el gas disuelto se vaporiza instantáneamente, o porque no hay un separador de gas o este es insuficiente, el gas entra en el cilindro junto con el líquido en cada carrera ascendente.

En la siguiente carrera descendente, el émbolo desciende y comprime el contenido del cilindro. Si el cilindro contiene líquido puro, la presión aumenta inmediatamente, la válvula de desplazamiento se abre y el desplazamiento se produce con normalidad. Si el cilindro contiene una mezcla de gas y líquido, el gas se comprime antes de que se abra la válvula de desplazamiento, ya que el gas es compresible. La carrera descendente debe recorrer la distancia suficiente para comprimir el gas hasta alcanzar una presión suficiente para abrir la válvula de desplazamiento (básicamente, la presión de la columna de fluido por encima de la bomba). Solo entonces se abre la válvula de desplazamiento y comienza el desplazamiento del líquido.

Cuanto mayor sea el recorrido del émbolo antes de que se abra la válvula de desplazamiento, menor será la carrera de desplazamiento efectiva y, por consiguiente, la eficiencia volumétrica. En caso de interferencia de gas leve, la bomba funciona con una eficiencia del 60-70%. En caso de interferencia de gas severa, el émbolo puede comprimir la columna de gas y llegar al final de su carrera antes de alcanzar la presión suficiente para abrir la válvula de desplazamiento, sin que se desplace líquido alguno durante dicha carrera. Este es el bloqueo de gas en su máxima expresión.

La relación matemática se define mediante la relación de compresión de la bomba:

CR = (Vb + Vcp) / Vcp

• Vb = Volumen barrido por el émbolo durante toda la carrera.

• Vcp = Volumen de holgura: el volumen entre el émbolo en la parte inferior de su carrera y la válvula cerrada.

Una bomba con un gran volumen de espacio muerto (el espacio entre el émbolo y la parte superior de la válvula fija en el punto más bajo de la carrera) tiene una baja relación de compresión. No puede comprimir el gas a la presión suficiente para abrir la válvula móvil cuando hay gas libre presente. Una bomba diseñada con un volumen de espacio muerto mínimo tiene una alta relación de compresión y puede comprimir el gas a alta presión antes del final de la carrera descendente, abriendo la válvula móvil y reanudando el desplazamiento del líquido incluso en condiciones de alta relación gas-gas.

Este es el principio de ingeniería fundamental que subyace al diseño de bombas antigas: minimizar el volumen de espacio libre para maximizar la relación de compresión.

Cómo se manifiesta el bloqueo por gas en la práctica: informes de campo

Los ingenieros que han trabajado extensamente en campos con alta relación gas-petróleo describen la interferencia de gases en términos que hacen que el diagnóstico sea muy claro:

"Estábamos extrayendo agua de una arenisca poco profunda que estaba justo en el punto de burbujeo. Las bombas convencionales que estábamos usando mostraban una eficiencia volumétrica de entre el 35 y el 45 por ciento, apenas un tercio de lo que el yacimiento podía suministrar. Las tarjetas del dinamómetro mostraban la clásica señal de compresión de gas: una esquina superior izquierda redondeada en la tarjeta en lugar de la forma rectangular nítida que se desea. Sabíamos que era gas, pero no sabíamos cómo solucionarlo sin tecnología de bombas antigas."

Lo frustrante era que la bomba estaba mecánicamente bien. La desmontamos, la inspeccionamos y parecía perfecta. La volvimos a instalar y obtuvimos la misma eficiencia. El problema nunca fue el hardware de la bomba, sino el gas. Una vez que entendimos eso, dejamos de perder el tiempo inspeccionando la bomba y comenzamos a resolver el problema real.

En nuestro yacimiento de metano de carbón, los pozos producen principalmente agua con gas asociado. La relación gas-petróleo (GOR) es enorme en relación con la tasa de líquido. Sin bombas antigas, estábamos obteniendo entre 40 y 50 barriles diarios de agua de pozos que deberían haber estado produciendo 150 barriles diarios. Las tasas de deshidratación afectan la producción de gas que realmente nos interesa, por lo que una deshidratación ineficiente tiene un efecto multiplicador en los ingresos del yacimiento.

Estas observaciones de campo coinciden con la literatura técnica: la interferencia de gas es principalmente un problema de eficiencia, no un problema de falla mecánica, y requiere una solución de ingeniería a nivel de diseño de la bomba, no una respuesta de mantenimiento.

Segunda parte: Tecnologías anti-gasolina: cómo funciona cada método

Enfoque 1: Minimización del volumen de espacio libre (La solución de la relación de compresión)

La solución de ingeniería más directa para la interferencia de gas es eliminar la mayor cantidad posible de volumen muerto del diseño de la bomba. Cada pulgada cúbica de volumen muerto debajo del émbolo en el punto más bajo de la carrera representa un espacio que el gas puede ocupar sin comprimirse a la presión de apertura de la válvula viajera; una carrera desperdiciada que no desplaza nada.

Las fuentes de volumen de holgura en una bomba estándar incluyen:

• El espacio entre la parte inferior del émbolo y la parte superior de la jaula de la válvula en posición vertical en la parte inferior de la carrera.

• El volumen interno de la propia jaula de la válvula en reposo.

• Cualquier espacio entre el conjunto de la válvula fija y el orificio del cañón debido a tolerancias de fabricación o desalineación.

Los diseños de bombas antigas abordan el volumen de espacio libre mediante varias modificaciones específicas:

Parte inferior del émbolo extendida: El émbolo se modifica con una extensión descendente mecanizada con precisión que se ajusta perfectamente al orificio de la jaula de la válvula en la parte inferior de la carrera, desplazando mecánicamente el volumen de holgura. En lugar de que el émbolo se detenga en la parte superior de la jaula de la válvula con un espacio entre ambos, el émbolo extendido entra literalmente en el orificio de la jaula y elimina casi todo el espacio muerto. La relación de compresión puede aumentar de un valor típico de 1,1–1,3 en una bomba estándar a 3,0–5,0 o superior en una configuración antigas bien diseñada.

Modificación del diseño de la jaula de la válvula de estacionamiento: Las bombas antigas utilizan jaulas de válvula de estacionamiento diseñadas con un volumen interno mínimo: cuerpos de jaula más cortos, guías de bolas con holgura reducida y trayectorias de flujo optimizadas que reducen el volumen muerto encerrado dentro de la jaula, manteniendo al mismo tiempo un área de flujo adecuada para la producción de líquido.

Terminación del cañón de ajuste preciso: La parte inferior del orificio del cañón está mecanizada con precisión para lograr tolerancias ajustadas, de modo que la extensión del émbolo entre en el orificio de la jaula con una holgura radial mínima, maximizando así el desplazamiento volumétrico de la propia extensión.

El resultado práctico: una bomba antigas con una alta relación de compresión puede operar en mezclas de gas y líquido que bloquearían por completo una bomba estándar. Si la mezcla que ingresa al pozo tiene un 40 % de gas en volumen en las condiciones de entrada, una bomba con una relación de compresión de 5:1 puede comprimir ese gas hasta cinco veces la presión de entrada, lo suficiente para abrir la válvula viajera en pozos con una presión de cabeza de tubería de 2000 a 3000 psi, y luego desplazar el líquido durante el resto de la carrera.

Enfoque 2: El puerto de purga de la válvula móvil (diseño de émbolo ventilado)

Un enfoque de ingeniería diferente aborda la interferencia de gases no comprimiéndolos de forma más agresiva, sino proporcionando una vía para que escapen antes de que se acumulen a niveles problemáticos. El puerto de purga de la válvula viajera —a veces llamado válvula viajera con puerto o émbolo ventilado— incorpora un pequeño orificio calibrado que conecta el cilindro debajo del émbolo con la tubería superior.

Cómo funciona durante el ciclo de bombeo:

Durante el descenso, el gas comprimido debajo del émbolo (en el cilindro) fluye lentamente a través del orificio hacia la tubería superior. Esto reduce la presión necesaria para que se abra la válvula de viaje, disminuyendo así la compresión del gas requerida. El orificio tiene el tamaño adecuado para permitir el paso del gas y, al mismo tiempo, limitar el reflujo de líquido: un orificio demasiado grande provoca fugas de líquido inaceptables; un orificio demasiado pequeño no proporciona suficiente alivio de gas.

En la carrera ascendente, el orificio de purga permite que pequeñas cantidades de líquido pasen del tubo al barril, creando un pequeño pre-llenado de líquido que desplaza el gas del barril. En las sucesivas carreras, el contenido de gas del barril disminuye progresivamente a medida que el gas escapa por el orificio y el pre-llenado de líquido lo reemplaza. Este comportamiento de purga de gas recupera progresivamente la eficiencia volumétrica después de un evento de interferencia de gas.

La desventaja de las válvulas de viaje con orificios: El mismo orificio que permite la salida de gas también permite un pequeño reflujo continuo de líquido desde la tubería durante la carrera ascendente. Esta fuga representa una pérdida de eficiencia volumétrica que debe aceptarse como el costo de la gestión del gas. Las bombas antigas bien diseñadas con válvulas de viaje con orificios calibran el tamaño del orificio para proporcionar una adecuada evacuación de gas y minimizar el reflujo de líquido; sin embargo, este equilibrio depende de la relación gas-gas (GOR), las propiedades del fluido y las presiones por minuto (SPM) de operación específicas de cada aplicación.

Aplicación óptima: Los diseños de válvulas de viaje con puertos funcionan mejor en pozos donde la interferencia del gas es moderada e intermitente, es decir, donde ocasionalmente se producen burbujas de gas que afectan el rendimiento de la bomba, pero la fracción promedio de gas en la entrada es manejable. Para aplicaciones con una relación gas-petróleo (GOR) crónicamente alta, la válvula con puertos por sí sola es insuficiente y debe combinarse con un diseño de barril de alta relación de compresión.

Enfoque 3: El anclaje de gas: separación externa antes de la entrada de la bomba.

Un separador de gas no modifica la bomba en sí, sino que es un separador de fondo de pozo instalado aguas arriba de la entrada de la bomba que utiliza la separación por gravedad para eliminar el gas libre del fluido producido antes de que entre en el cilindro de la bomba. Es la herramienta complementaria más importante para la gestión de la bomba antigas y, con frecuencia, resulta más eficaz que las modificaciones de diseño de la bomba por sí solas cuando el separador de gas está correctamente diseñado y dimensionado.

Cómo funciona un ancla de gas:

El gas libre y el líquido tienen densidades diferentes. Cuando el fluido producido entra en el depósito de gas —una cámara tubular conectada entre la tubería y la entrada de la bomba—, el gas se separa del líquido por flotabilidad. El gas asciende hasta la parte superior de la cámara del depósito de gas y se libera en el espacio anular entre la tubería y el revestimiento (donde puede producirse a la superficie de forma independiente a través del conducto de producción de gas del espacio anular), mientras que el líquido se deposita en el fondo de la cámara y entra en la entrada de la bomba.

La eficacia de un anclaje de gas depende del tiempo de residencia del fluido en su interior: un mayor tiempo de residencia permite una separación más completa. El tiempo de residencia está determinado por el volumen del anclaje (a mayor volumen, mejor) y el caudal (un menor caudal aumenta el tiempo de residencia para un volumen dado). El anclaje de gas debe dimensionarse según la tasa de producción de líquido, la relación gas-petróleo (GOR) y las propiedades del fluido específicas del pozo; un anclaje diseñado para un pozo de 100 barriles por día (BPD) no protegerá adecuadamente un pozo de 400 BPD.

Tipos de anclajes de gas:

Anclaje de gas de flujo inverso (el más común): El fluido entra por la parte superior del ancla, fluye hacia abajo a través del tubo central, invierte su dirección en la parte inferior y luego fluye hacia arriba a través del anillo exterior hasta la entrada de la bomba en la parte superior. El gas libre se separa durante la inversión del flujo y el lento ascenso en el anillo exterior, acumulándose en la parte superior del ancla, donde se ventila al anillo de la carcasa. Este diseño proporciona la trayectoria de flujo más larga posible dentro de una carcasa tubular compacta.

Anclaje tipo copa o con deflectores: Utiliza deflectores o copas internas para generar múltiples inversiones de flujo y separación por etapas. Es más eficaz que los diseños simples de flujo inverso en pozos con alta relación gas-petróleo, pero mecánicamente es más complejo y más propenso a obstruirse con depósitos de parafina o incrustaciones.

Separador natural (bomba instalada debajo de las perforaciones): En pozos con suficiente espacio en el revestimiento y flexibilidad en la tubería, instalar la entrada de la bomba debajo de las perforaciones productoras permite que el fluido del yacimiento ingrese al espacio anular del revestimiento a la altura de la perforación. El gas se separa y asciende de forma natural, mientras que el líquido se asienta y entra en la bomba a través del espacio anular del revestimiento. Este sistema de anclaje de gas natural es muy eficaz en terminaciones adecuadas, pero requiere una geometría de pozo y una arquitectura de terminación específicas.

Enfoque 4: El sistema antigás combinado: integración de múltiples tecnologías.

Las instalaciones de bombas anticolisión más eficaces combinan los tres enfoques en un sistema integrado: un cuerpo de bomba de alta relación de compresión que maneja el gas restante, una válvula de viaje con puertos que gestiona la interferencia del gas residual dentro del ciclo de la bomba y un anclaje de gas de tamaño adecuado aguas arriba de la entrada de la bomba que elimina la mayor parte del gas libre antes de que llegue a la bomba.

Este enfoque integrado produce beneficios sinérgicos. El anclaje de gas reduce la fracción de gas que ingresa a la bomba, lo que permite que la bomba de alta relación de compresión maneje la carga de gas reducida con mayor eficiencia, mientras que la válvula de viaje con puertos proporciona una válvula de seguridad contra el ocasional flujo de gas que elude el anclaje durante picos de producción o inestabilidad del flujo.

Los datos de campo de operaciones con alto GOR que han implementado los tres elementos muestran consistentemente mejoras en la eficiencia volumétrica, desde el rango del 35-50% (bomba convencional, sin gestión de gas) hasta el 70-85% (sistema antigas integrado), al tiempo que reducen los eventos de bloqueo de gas de crónicos a poco frecuentes. La inversión en el sistema completo —especificación de la bomba antigas, anclaje de gas adecuado y válvula con puertos donde corresponda— generalmente se recupera en los primeros meses de producción mejorada.

Tercera parte: Cuándo se necesita un sistema anti-gasoil — Identificación de escenarios de campo

El umbral GOR: ¿Cuándo se convierte la interferencia de los gases en un problema?

La interferencia de gas no es una condición binaria, sino un espectro continuo que abarca desde una leve reducción de la eficiencia a bajas relaciones gas-petróleo (GOR) hasta un bloqueo total de gas a altas GOR. El umbral a partir del cual la interferencia de gas requiere una intervención de ingeniería activa depende de la relación de compresión natural de la bomba y de la GOR en las condiciones de entrada de la bomba, no en las condiciones de superficie.

Una distinción crucial que muchos ingenieros pasan por alto: la relación gas-petróleo (GOR) en superficie (medida en el separador) y la GOR en la entrada de la bomba (la fracción de gas a la presión y temperatura de entrada de la bomba) pueden ser drásticamente diferentes. El gas disuelto en el crudo a la presión del yacimiento se libera instantáneamente a medida que la presión disminuye desde el yacimiento hasta la entrada de la bomba. En las condiciones de entrada de la bomba, la fracción de gas libre puede ser de 3 a 5 veces mayor que la GOR medida en superficie debido a esta liberación instantánea de gas disuelto.

Como guía práctica sobre el terreno:

Escenarios específicos sobre el terreno que requieren sistemáticamente bombas antigasolina

Pozos de deshidratación de metano de lecho de carbón: Los pozos de metano de lecho de carbón (CBM) producen principalmente agua en sus primeras etapas para despresurizar la capa de carbón y liberar el metano adsorbido. La relación gas-petróleo (GOR) desde la perspectiva de la deshidratación es enorme: el pozo produce gas como producto principal, con el agua como subproducto necesario que debe ser extraído a la superficie. Cada barril de agua producido contiene metano disuelto que se libera instantáneamente en las condiciones de entrada de la bomba, y el pozo contiene gas libre en todo momento. Las bombas antigas son prácticamente obligatorias para las operaciones de deshidratación de CBM.

Yacimientos con impulsión de gas disuelto por debajo del punto de burbuja: Cuando la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbuja, el gas disuelto comienza a liberarse en todo el yacimiento. Los pozos que producen en yacimientos por debajo del punto de burbuja presentan una relación gas-petróleo (GOR) que aumenta progresivamente a medida que se agota el yacimiento y una fracción cada vez mayor del volumen de poros está ocupada por gas libre. Las operaciones que comenzaron con bombas convencionales a menudo necesitan pasar a configuraciones antigas cuando la GOR supera el umbral de 300–500 SCF/bbl.

Campos en fase avanzada con ruptura de la capa de gas: En yacimientos con una capa de gas activa, la expansión de esta capa a medida que disminuye la presión del yacimiento puede provocar la ruptura de gas en pozos individuales, especialmente en aquellos cercanos al contacto gas-petróleo. La ruptura de la capa de gas causa un aumento rápido, a veces drástico, de la relación gas-petróleo (GOR), lo que puede bloquear las bombas convencionales en cuestión de semanas.

Pozos con flujo intermitente de gas: Algunos pozos presentan producción intermitente de gas: periodos de producción normal, dominada por líquidos, interrumpidos por flujos de gas que sobrecargan temporalmente la capacidad de entrada de la bomba y provocan bloqueos de gas. Estos pozos pueden parecer tener un buen rendimiento en las mediciones de producción promedio, mientras experimentan múltiples bloqueos de gas al día que desperdician la carrera de la bomba y generan sobrepresión. Las bombas antigas manejan el flujo intermitente de forma más eficiente que los diseños convencionales, manteniendo una eficiencia promedio aceptable durante estos episodios.

Pozos con baja presión de entrada: Cuando un pozo se produce de forma agresiva hasta alcanzar una baja presión de fondo, la presión en la entrada de la bomba puede caer por debajo del punto de burbuja del crudo, incluso en un pozo con baja relación gas-petróleo (GOR). En estas condiciones, el gas disuelto se evapora en la entrada de la bomba y genera interferencia de gas en el pozo, lo que no se consideraría un problema a presiones de operación más altas. Esto es particularmente común en formaciones compactas donde se utiliza una reducción agresiva de la presión para maximizar el rendimiento del pozo.

Cuarta parte: Selección de la configuración adecuada de la bomba antigas

Paso 1: Caracterice con precisión su problema de gas.

El primer y más importante paso en la selección de una bomba antigas es una cuantificación precisa del problema de gas. Generalizar desde "tenemos algo de gas" hasta "necesitamos una bomba antigas" es insuficiente: la relación gas-petróleo (GOR) específica, la presión de entrada de la bomba, la fracción de gas libre en las condiciones de entrada y el mecanismo de producción de gas influyen en qué enfoque antigas proporciona la mejor solución técnica y económica.

Datos necesarios para la especificación de la bomba antigas:

• GOR superficial (a partir de la prueba del separador) — en SCF/bbl

• Presión de entrada de la bomba (PIP): medida o modelada

• Temperatura del fondo del pozo a la profundidad de ajuste de la bomba.

• Gravedad API del crudo y presión de punto de burbuja

• Contenido de agua (BSW%)

• Profundidad del pozo y profundidad de ajuste de la bomba

• Tamaños de tuberías y revestimientos

• Configuración actual de la bomba y resultados de la tarjeta del dinamómetro (si están disponibles).

Con estos datos, calcule u obtenga la fracción de gas libre en las condiciones de entrada de la bomba. Este es el dato fundamental para seleccionar la relación de compresión de la bomba y dimensionar el anclaje de gas.

Paso 2: Determinar la relación de compresión requerida.

La relación de compresión mínima necesaria para evitar el bloqueo por gas se calcula a partir de la fracción de gas libre en la entrada de la bomba:

CR mínimo = Presión de entrada de la bomba / (PIP − Diferencial de presión para abrir la válvula de traslación)

En términos sencillos: si la fracción de gas libre en la entrada es F (expresada como decimal), la bomba debe comprimir el gas desde la presión de entrada de la bomba (PIP) hasta una presión suficiente para abrir la válvula de traslación, aproximadamente igual a la presión en la tubería más la presión hidrostática de la columna de fluido por encima de la bomba. La relación de compresión debe ser mayor que la relación entre estas dos presiones.

Para su aplicación práctica en campo: los pozos con una fracción de gas libre inferior al 15 % en la entrada se pueden gestionar con una relación de compresión de 2 a 3; los pozos con un 15 % a un 40 % de gas libre necesitan una relación de compresión de 4 a 6; los pozos con una fracción de gas libre superior al 40 % necesitan relaciones de compresión superiores a 6, a menudo combinadas con una válvula viajera con puertos y un anclaje de gas de alta eficiencia.

Su fabricante debería poder proporcionarle la relación de compresión específica que se logra con su configuración antibomba de gas y confirmar que es adecuada para la fracción de gas de admisión calculada.

Paso 3: Dimensionamiento del anclaje de gas

El dimensionamiento del anclaje de gas no es una selección de componentes, sino un cálculo de ingeniería. El anclaje debe proporcionar un tiempo de residencia suficiente para que el caudal gas-líquido previsto logre una separación adecuada.

El parámetro clave para el dimensionamiento es la velocidad de separación: la velocidad ascendente del líquido en el anillo exterior del ancla de gas, que debe ser inferior a la velocidad de ascenso de las burbujas de gas para permitir la separación del gas. La velocidad de ascenso de una burbuja de gas depende del diámetro de la burbuja, la densidad del gas, la densidad del líquido y la viscosidad del líquido.

Para una orientación práctica sobre el dimensionamiento: área de la sección transversal anular del ancla de gas (pulgadas cuadradas) ≥ tasa de producción de líquido (BPD) × 0,031 / velocidad mínima de ascenso de la burbuja de gas (pies/min). Una regla general simplificada utilizada por muchos ingenieros de levantamiento artificial: el volumen anular del ancla de gas debe ser al menos 3 a 5 veces el desplazamiento de la bomba por carrera, lo que proporciona al menos 3 carreras de tiempo de residencia para la separación.

Para pozos con alta relación gas-petróleo (superior a 500 SCF/bbl), los anclajes de gas sobredimensionados —que a veces utilizan todo el tramo de tubería debajo de la bomba como cámara separadora— ofrecen el rendimiento más fiable. El coste adicional de una carcasa de anclaje más larga es insignificante en comparación con la mejora de la producción que se consigue con una separación de gas adecuada.

Paso 4: Decida si se justifica una válvula de viaje con puertos.

La válvula viajera con puertos añade complejidad y una pequeña penalización en la eficiencia volumétrica continua a cambio de una mayor tolerancia a las interferencias de gas. Es más adecuada para pozos donde:

• La relación gas-petróleo (GOR) es moderada y variable (rango de 200 a 600 SCF/bbl con sangrado intermitente).

• La bomba de alta relación de compresión maneja la mayor parte del gas, pero las ocasionales fluctuaciones de gas provocan caídas temporales de eficiencia.

• El pozo produce gas de forma intermitente, lo que no puede gestionarse de forma fiable únicamente mediante el anclaje de gas.

Para pozos con una relación gas-petróleo (GOR) crónicamente alta (superior a 600 SCF/bbl), la válvula con puertos es un componente útil del sistema integrado, pero no debe considerarse el principal mecanismo de gestión de gas. Su contribución es más valiosa para controlar la interferencia del gas residual una vez que el anclaje de gas y la bomba de alta relación de compresión hayan resuelto la mayor parte del problema del gas.

Quinta parte: Recomendaciones de parámetros clave para las especificaciones de las bombas antigas

Las siguientes especificaciones representan el consenso de la práctica experimentada en ingeniería de levantamiento artificial para aplicaciones antibombas de gas, organizadas por clase de severidad de GOR.

Servicio de GOR moderado (300–600 SCF/bbl en superficie)

Servicio GOR severo (600–1500 SCF/bbl en superficie)

Servicio extremo de deshidratación de GOR/CBM (shhh 1500 SCF/bbl o shhh 60 % de gas libre en la entrada de la bomba)

Sexta parte: Errores comunes en la especificación y el funcionamiento de las bombas antigas

Error 1: Tratar la selección de sistemas antigasificación como una simple elección de catálogo de productos.

El error más peligroso en la adquisición de bombas antigas es creer que se trata de un producto único y bien definido que se puede pedir por catálogo e instalar sin análisis de ingeniería adicionales. En realidad, las bombas antigas abarcan un espectro de modificaciones de diseño: diferentes relaciones de compresión, diferentes geometrías de volumen de espacio libre, diferentes tamaños de puertos de válvula, cada una adecuada para un rango específico de condiciones del pozo.

Una bomba de varilla con una relación de compresión de 2,5 —apenas superior a la estándar— proporcionará una mejora moderada en la interferencia de gas leve y no evitará por completo el bloqueo de gas en un pozo con un 50 % de gas libre en la entrada. Una bomba con una relación de compresión de 7,0 puede ser excesiva (y más cara) de lo necesario para un pozo con un 15 % de gas libre en la entrada, y puede generar cargas de fuerza excesivas si se instala en un pozo con una inmersión insuficiente.

Acción correctiva: Proporcione datos específicos del pozo (GOR, PIP, temperatura, propiedades del fluido) al fabricante y exija una confirmación documentada de que la configuración antigas propuesta, con especificaciones específicas de relación de compresión y volumen de holgura, es apropiada para la fracción de gas libre calculada en las condiciones de entrada de su bomba.

Error 2: Instalar una bomba antigas sin un anclaje de gas del tamaño adecuado.

Este error es alarmantemente común. Los operadores que han experimentado problemas de interferencia de gas identifican correctamente la necesidad de una bomba antigas, pero no realizan los cambios correspondientes en la especificación del anclaje de gas. Instalan una bomba de alta relación de compresión, pero dejan un anclaje de gas estándar —o ninguno— en la terminación del pozo.

Una bomba de alta relación de compresión puede manejar fracciones de gas libre significativamente mayores que una bomba estándar, pero su capacidad no es ilimitada. Con fracciones de gas de entrada superiores al 50 %, incluso el mejor diseño de bomba antigas tiene dificultades para mantener una eficiencia volumétrica aceptable sin la separación de gas aguas arriba. El anclaje de gas y la bomba antigas no son alternativas, sino complementos. Implementar uno sin el otro implica no lograr una mejora significativa en el rendimiento.

Acción correctiva: Trate la bomba antigas y el anclaje de gas como un sistema especificado conjuntamente. Al solicitar una bomba antigas, especifique simultáneamente un anclaje de gas dimensionado según la tasa de producción y la relación gas-petróleo (GOR) del pozo. Confirme con el ingeniero de levantamiento artificial que el volumen del anclaje sea adecuado para las condiciones de flujo gas-líquido previstas.

Error 3: Cerrar el espacio anular de la carcasa e impedir la salida de gases.

Un sistema de anclaje de gas funciona separando el gas del líquido y liberándolo en el espacio anular de la tubería de revestimiento, desde donde fluye hacia la superficie. Si este espacio anular se cierra (ya sea porque se instala un empacador de producción sobre la bomba o porque la válvula del espacio anular en la superficie está cerrada), el gas separado no tiene a dónde ir. Se acumula en el espacio anular, aumenta la presión en dicho espacio, reduce el gradiente hidrostático diferencial que impulsa la separación del gas y, progresivamente, vuelve a entrar en la bomba a través de la entrada, anulando así todo el sistema de anclaje de gas.

Este error es particularmente común en campos donde los empacadores de producción se utilizan de forma rutinaria por otras razones de ingeniería de terminación (control de conformidad de la inyección, integridad del pozo) y no se consideran las implicaciones de levantamiento artificial de la colocación del empacador en el diseño de la terminación.

Acción correctiva: Para cualquier pozo que utilice un anclaje de gas para la gestión del gas, confirme que el espacio anular de la tubería de revestimiento por encima del anclaje de gas esté abierto a la superficie y que la válvula de superficie del espacio anular esté abierta para permitir el flujo de gas. Si se requiere un empacador por otros motivos de terminación, asegúrese de que esté instalado por debajo de la entrada de la bomba, no entre la bomba y la zona de separación de gas.

Error 4: Ajustar la bomba a una presión demasiado alta en relación con el intervalo de producción.

La profundidad de instalación de la bomba influye directamente en su eficacia antigas mediante dos mecanismos. En primer lugar, una bomba instalada a gran altura sobre las perforaciones de producción presenta una larga columna de fluido entre estas y la entrada de la bomba. Esta columna proporciona cierta separación natural del gas al permitir que las burbujas de gas asciendan y se separen del líquido descendente antes de que este entre en la bomba. Instalar la bomba muy cerca de las perforaciones elimina esta columna de separación natural y maximiza la fracción de gas que ingresa a la bomba.

En segundo lugar, colocar la bomba muy por encima del nivel del fluido crea pérdidas excesivas por fricción del fluido en el largo recorrido de admisión, lo que reduce la presión efectiva de admisión de la bomba y puede provocar una mayor evaporación de los gases disueltos en las condiciones de admisión.

Acción correctiva: En pozos con alta relación gas-petróleo (GOR), instale la bomba lo más profunda posible, idealmente en o cerca de las perforaciones productoras, para maximizar la columna de fluido disponible para la separación natural y maximizar la presión en la entrada de la bomba. Cada 100 pies adicionales de profundidad de instalación en un gradiente de 0,4 psi/pie aumentan la presión de entrada de la bomba en 40 psi, lo que puede reducir significativamente la fracción de gas disuelto en la entrada.

Error 5: Ignorar el efecto de las partículas en suspensión en el rendimiento del anclaje de gas.

La eficiencia de separación del ancla de gas depende del tiempo de residencia: cuánto tiempo permanece el fluido producido dentro de la cámara del ancla durante el cual puede ocurrir la separación. A mayor caudal (SPM), mayor es el flujo de fluido a través del ancla, lo que reduce el tiempo de residencia y dificulta la separación. Esto significa que hacer funcionar una bomba antigas a alto caudal para maximizar la producción tiene un efecto contraproducente sobre el ancla de gas que compensa parcialmente el aumento de producción.

Esta interacción no se suele tratar en la literatura estándar sobre bombas antigas, pero los ingenieros que han supervisado cuidadosamente el rendimiento del anclaje de gas en diferentes configuraciones de SPM en el mismo pozo la reportan de forma consistente:

"Descubrimos que reducir de 10 SPM a 7 SPM en realidad aumentó nuestra producción neta de petróleo en aproximadamente un 8 por ciento, porque el ancla de gas funcionaba mucho mejor a menor velocidad; la eficiencia volumétrica aumentó más de lo que nos costó la reducción de la carrera en términos de desplazamiento."

Acción correctiva: Al ajustar las presiones por minuto (SPM) de operación para pozos con bombas antigas, tenga en cuenta que a menudo existe una SPM óptima por debajo del máximo que equilibra el desplazamiento de la carrera con la eficiencia del anclaje de gas. Utilice la eficiencia volumétrica medida con dinamómetro (no solo la tasa de producción) como métrica de optimización y pruebe de dos a tres ajustes diferentes de SPM antes de establecer el punto de ajuste de operación.

Error 6: No supervisar las tarjetas del dinamómetro después de la instalación de la bomba antigas

Una bomba antigas de alta relación de compresión que opera en condiciones dominadas por gas genera una gráfica de dinamómetro distintiva, diferente de la gráfica ideal ("rectangular") de una bomba completamente cargada, y diferente de la gráfica de interferencia de gas de una bomba estándar defectuosa. Sin una monitorización inicial y continua de la gráfica de dinamómetro, es imposible distinguir entre un sistema de bomba antigas que funciona correctamente (que mostrará firmas de compresión de gas características incluso cuando funcione según lo previsto) y un sistema deteriorado donde la gestión del gas está fallando.

Los operadores que no supervisan las tarjetas dinamométricas en los pozos con bombas antigas a menudo no pueden determinar si su sistema está funcionando según lo previsto o si se está degradando, y el primer indicio de un problema puede ser una disminución repentina de la producción que podría haberse detectado y solucionado semanas antes.

Acción correctiva: Establecer una línea base de la tarjeta del dinamómetro durante las dos primeras semanas posteriores a la instalación del sistema antigas y comparar las tarjetas a intervalos regulares (mensualmente como mínimo, semanalmente durante los primeros 90 días). Los parámetros específicos a monitorear incluyen: la longitud del segmento de compresión de gas de la carrera descendente, la carga a la que se abre la válvula viajera (indicador de la fracción promedio de gas en el cilindro) y el área total de la tarjeta (proporcional a la eficiencia volumétrica).

Séptima parte: El papel de la experiencia del fabricante en el rendimiento de las bombas antigas

¿Por qué la fabricación de bombas antigas requiere capacidades de ingeniería específicas?

Las bombas antigas no son simplemente bombas estándar con una descripción diferente en el catálogo. El diseño del cilindro con volumen de espacio libre mínimo, el ajuste de precisión de la extensión del émbolo en el orificio de la jaula de la válvula fija, el dimensionamiento del orificio de la válvula viajera con puertos: cada una de estas modificaciones requiere una capacidad de ingeniería y fabricación que va más allá de la especificación básica API 11AX.

La minimización del volumen de holgura, en particular, exige una precisión de fabricación superior a la de la producción estándar de bombas. La extensión del émbolo debe entrar en el orificio de la jaula de la válvula con un ajuste preciso pero sin atascarse: lo suficientemente ajustado como para desplazar casi todo el volumen de holgura, pero lo suficientemente holgado como para evitar el contacto metal con metal que crearía un punto de agarrotamiento. Este requisito de tolerancia solo se puede lograr con un rectificado de precisión y un equipo de inspección meticuloso calibrado según estándares trazables.

Un fabricante de bombas de vástago de succión que afirma producir bombas antigas pero no puede especificar el volumen de espacio libre real, la relación de compresión alcanzada o la tolerancia dimensional del ajuste entre la extensión del émbolo y el orificio de la jaula no está proporcionando tecnología antigas de grado de ingeniería, sino que está proporcionando una descripción de catálogo.

Plataforma de ingeniería antigases de Dongsheng

Tieling Dongsheng Petroleum Machinery Co., Ltd. ha desarrollado su capacidad de bombas antigas en respuesta directa a los desafíos de producción de las principales cuencas petrolíferas de alta relación gas-petróleo (GOR) de China. El yacimiento de Daqing, uno de los yacimientos maduros más grandes del mundo y una fuente prolífica de innovación en ingeniería de levantamiento artificial, ha estado produciendo durante más de 60 años y ahora presenta las características condiciones de alta GOR y presión decreciente en el yacimiento que generan graves problemas de interferencia de gas. El yacimiento de Changqing en la cuenca de Ordos produce a partir de formaciones compactas de baja permeabilidad, donde la caída de presión en el pozo provoca una agresiva emisión de gas disuelto en la entrada de la bomba. El yacimiento de Shengli en la provincia de Shandong incluye formaciones con alta GOR y alto contenido de agua, una combinación que genera simultáneamente problemas de interferencia de gas y corrosión.

El hecho de haber suministrado estos productos durante más de 25 años ha permitido que el equipo de ingeniería de Dongsheng desarrolle una experiencia específica en el diseño y la aplicación de bombas antigas:

• Monograma API 11AX activo: con la infraestructura de fabricación de precisión necesaria para la producción de cañones de volumen mínimo.

• CNPC y Sinopec son proveedores calificados: ambas compañías petroleras nacionales operan extensamente en entornos con alto GOR e incluyen el rendimiento de las bombas antigas en sus evaluaciones de calificación de proveedores.

• Proveedor cualificado de Weatherford: cualificación de empresa de servicios internacionales que incluye requisitos de capacidad de ingeniería de aplicaciones.

• Sistema de calidad certificado según la norma ISO 9001: inspección sistemática en proceso de las dimensiones críticas antigas, incluida la verificación de la relación de compresión de cada bomba antes del envío.

• Más de 20.000 unidades al año: escala de producción que respalda líneas de productos antigas especializadas con una calidad dimensional y de materiales uniforme.

La gama de productos de bombas antigas de Dongsheng incluye: configuraciones de bombas insertables RH y RHA de alta relación de compresión con diseño de barril de volumen de espacio libre mínimo; opciones de válvulas viajeras con puertos en tamaños de orificio calibrados para diferentes rangos de GOR; anclajes de gas de flujo inverso diseñados como componentes de terminación integrados dimensionados para el desplazamiento de la bomba y el GOR del pozo; y configuraciones antigas de émbolo largo para pozos desviados de alto GOR donde tanto la interferencia de gas como la alineación del émbolo son motivo de preocupación.

Cada bomba antigas enviada por Dongsheng incluye documentación sobre la reducción del volumen libre logrado y la relación de compresión calculada, no como una afirmación de marketing, sino como un parámetro de calidad medido e inspeccionado con registros de inspección dimensional.

Conclusión: