Casos
BES de mayor capacidad duplica producción de pozo
Se instaló una BES en un pozo nuevo, y la tasa de producción estimada para el pozo era de aproximadamente 2500 bfpd. Las pruebas aplicadas al pozo indicaron una tasa de producción de 2500 bfpd, por lo cual todos concluyeron que la BES de 120 etapas estaba funcionando perfectamente.
Se realizó un análisis de los datos operativos, el cual evidenció que el agotamiento causado por la BES era 50% de lo que debería ser, y que el desempeño de influjo del pozo era superior a lo previsto originalmente. Se realizó un reacondicionamiento y se instaló una BES de mayor capacidad. La producción aumentó a 5500 bfpd.
Resultado: Se identificó el problema con la BES, se determinó el influjo correcto del pozo y se realizó un reacondicionamiento para incrementar la producción de 2550 bfpd a 5500 bfpd. ¡Se duplicó la producción!
Producción reestablecida en pozo con BES
La producción de un pozo había declinado de 1200 bfpd a 1000 bfpd; la presión de succión de la BES había aumentado lentamente. El pozo se disparó por carga, y los intentos posteriores para reiniciar la BES ocasionaron más paradas debido a la carga.
Se realizó un análisis de los datos operativos y se diagnosticó que el problema se debía al taponamiento de la entrada de la bomba. Se bombeó ácido con pozo cerrado por la tubería a través de la BES. Luego se reinició exitosamente la BES con una producción de 1254 bfpd.
Resultado: Se reestableció la producción a una tasa superior a la existente antes de las paradas; se evitó un reacondicionamiento.
Vida de BCP extendida
En esta operación, la producción de los pozos se realizaba con BCP, las cuales estaban fallando con regularidad, generalmente en menos de 90 días, y se desconocía la razón.
Los pozos se taladraban desde plataformas, y generalmente había entre 8 a 15 pozos en una sola plataforma. La producción combinada de todos los pozos de la plataforma se bombeaba a la estación de procesamiento principal utilizando una bomba multifásica.
Las bombas multifásicas resultaron ser problemáticas, y la falla de una bomba generó una contrapresión en los pozos, aumentando así la presión de cabezal de tubería (THP, por sus siglas en inglés). Luego, las BCP en los pozos tenían que bombear contra una contrapresión mucho más alta. La línea de flujo de la tubería de revestimiento se unió a la línea de flujo de producción con el fin de permitir que el gas fluyera ascendentemente por el espacio anular en lugar de ser bombeado a través de la bomba. Cuando la THP aumentó debido a las paradas de la bomba multifásica, el gas de la línea de flujo de la tubería de revestimiento no pudo entrar a la línea de flujo de producción hasta que la presión de cabezal de la tubería de revestimiento (CHP, por sus siglas en inglés) había aumentado lo suficiente para igualar la presión de la línea de flujo.
El análisis de los datos operativos demostró que cuando la CHP aumentó para igualar la presión de la línea de flujo, el nivel de fluido en el pozo era desplazado hacia abajo hasta que se producía el apagado de una bomba, lo cual ocasionaba altas concentraciones de gas en la bomba, insuficiente enfriamiento y daños al elastómero.
Simultáneamente, el aumento de las presiones efectivas estaba causando que las BCP fueran sometidas a una presión que excedía la presión efectiva máxima recomendada. Las altas presiones en la bomba y las condiciones de apagado de la bomba estaban provocando el endurecimiento de los elastómeros en la bomba, lo cual generó la falla de la BCP unos días después de que falló una bomba multifásica.
Se aconsejó al operador proteger las BCP del apagado de bomba mediante una alarma y activación de la CHP, utilizar las BCP con un índice de presión mayor y utilizar una alarma de THP alta.
Resultado: Se evitaron fallas de BCP y se extendió 2 años la vida de la misma.
Aumento de producción a 500 bopd en pozo con levantamiento por gas
Se analizó un pozo con levantamiento por gas mediante un ensayo de pozo conjuntamente con un estudio del gradiente de flujo. El análisis demostró que la inyección por el orificio no era posible con la presión de inyección de levantamiento por gas reportada.
Al aumentar la presión de inyección a 650 psi, se logró realizar la inyección por el orificio y aumentó la producción de 850 bfpd a 1350 bfpd.
Resultado: Aumento de la producción en 500 bpd.
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