Introducción
Para la realización de sensibilidades que permitan establecer la factibilidad de ejecutar algún cambio en el sistema de levantamiento artificial por bombas de cavidades progresivas es necesario conocer las condiciones actuales de operación y las proporciones de los fluidos producidos (petróleo – agua – gas) ya que cuando existe incertidumbre en una de estas variables los efectos de la modificación de la velocidad en el sistema, ya sea en los equipos de superficie o de fondo, no son los más precisos pudiendo llevar a fallas. En este artículo se definirá una metodología para estimar una relación gas – petróleo por medio de la producción de gas determinada en el anular por el Software Total Asset Monitor (TAM).
Efectos de la Producción de Gas en el Sistema BCP
La producción de gas en este método de levantamiento artificial afecta el sistema desde el punto de vista de requerimientos de potencia para los equipos de superficie, exigencia al sistema de cabillas (torque – carga axial), capacidad de la bomba de manejar la producción esperada a una velocidad apropiada y la vida útil de los equipos.
A continuación se presenta una tabla donde se podrá precisar los efectos de la producción de gas sobre dos pozos con la misma producción de petróleo – agua y equipos con especificaciones similares:
También se presenta a continuación resultados de dos sensibilidades donde se considera flujo monofásico y multifásico:
* Gas void fraction: volumen de gas disponible a nivel de la succión de la BCP.
Como se puede observar en los resultados presentados, tan solo con una variación de 150 pcn/BN la evaluación de un sistema pasa de condiciones críticas donde el sistema fallaría a un escenario factible de allí la importancia de establecer con cierto grado la precisión de la producción de gas para así lograr ejecutar un análisis apropiado y que refleje las condiciones reales del pozo.
Software Requeridos para la Evaluación
- Total Asset Monitor (TAM): empleado para determinar el nivel de fluido y producción de gas por el espacio anular del pozo.
- PC-Pump: software desarrollado por C-FER Technologies para el diseño y diagnóstico de sistemas de levantamiento artificial por bomba de cavidades progresivas.
Metodología para la Ejecución del Análisis
Para la ejecución de este tipo de análisis es necesario verificar con las siguientes condiciones se cumplan para garantizar la precisión del estudio en el orden presentado:
- Garantizar que el sistema se encuentra en condiciones estables de operación.
- Presión de casing baja con el fin de garantizar una buena restauración de presión para la determinación del flujo de gas por esta área.
- Garantizar hermeticidad a nivel del cabezal con el fin de evitar fugas de gas lo cual impida una correcta restauración de presión.
- Buena visualización del nivel de fluido.
Una vez realizado el estudio dinámico, se obtendrá como datos para el análisis:
- Nivel dinámico (pies).
- Producción de gas por el anular (MpcnD).
- Presión de fondo fluyente (psi).
- Presión de entrada a la bomba (psi).
Con los datos anteriores y la información del pozo cargada en el simulador se ejecutaran las sensibilidades partiendo con el valor de presión fondo fluyente y asumiendo valores de RGP inicial igual a la producción de gas calculada a partir del estudio dividido por el caudal de petróleo por medio de un barrido a diferentes escalas (100 – 150 – 200 pcn/Bn).
El efecto del incremento de la RGP sobre la simulación sería:
- Disminuir la distancia al nivel de líquido ya que el volumen de gas presente en la columna tiende a expandirse a medida que se genera disminución en la presión a medida que asciende desde las perforaciones hasta el nivel.
- Aumentar la presión de entrada en la bomba debido a que el gas producido imparte un mayor momento al petróleo equivalente al efecto apreciado en el levantamiento artificial.
- Incrementar la producción de gas por el anular ya que se está incrementando la cantidad de gas presente en la producción.
A continuación se presenta la siguiente sensibilidad donde se visualiza el efecto del incremento de la RGP sobre las variables antes mencionadas:
El objetivo final del estudio sería seleccionar una RGP que se ajuste a las condiciones del estudio dinámico desde el punto de vista de PIP, nivel de fluido y producción de gas. Es importante destacar que en situaciones donde la producción de gas es muy elevada y el crudo tiene características espumosas, la confiabilidad de las presiones determinadas se puede ver comprometida, por lo que luego de realizar el estudio en condiciones dinámicas estables, para la determinación de la producción de gas se recomienda cerrar el flujo de gas a nivel del casing para deprimir la columna de fluido en el anular y así obtener un mejor estimado en las presiones.
Casos de Estudio
A continuación se presentan resultados de sensibilidades ejecutadas empleando la metodología antes descrita:
Caso A RGP 150 pcn/BN
Para este escenario según el estudio dinámico la producción de gas por el anular fue de aproximadamente 30 MpcnD donde para la producción de 447 BBPD (424 BNPD) la RGP anular sería de 70 pcn/BN siendo este el valor empleado en la sensibilidad inicial.
Caso A RGP 350 pcn/BN
Para este escenario según el estudio dinámico la producción de gas por el anular fue de aproximadamente 20 MpcnD donde para la producción de 128 BBPD (120 BNPD) la RGP anular sería de 180 pcn/BN siendo este el valor empleado en la sensibilidad inicial.
Caso A RGP 600 pcn/BN
Para este escenario según el estudio dinámico la producción de gas por el anular fue de aproximadamente 60 MpcnD donde para la producción de 145 BBPD (139 BNPD) la RGP anular sería de 400 pcn/BN siendo este el valor empleado en la sensibilidad inicial.
Como se puede observar los resultados arrojados por las sensibilidades para la determinación de la RGP mostraron valores muy cercanos a los registrados en operación y desde el punto de vista de medidas de producción por lo que se puede considerar que la metodología antes descrita puede ser aplicada para aproximar una RGP que sea representativa de lo manejado por los pozos.
También es importante resaltar que a medida que la producción de gas se incrementa se registró una mayor desviación entre la PIP del estudio versus la simulación y es debido a que se estaría introduciendo en momento generado por el gas que el TAM no considera y es en estos escenarios que para determinar una mejor PIP de debería deprimir la columna por encima de la BCP para obtener un mejor valor de presión a la entrada.
Conclusiones:
En escenarios de alta incertidumbre en relación con la producción de gas se considera factible la implementación de la herramienta Total Asset Monitor (TAM) para la determinación de una RGP que aproxime la producción de gas del pozo tomando como referencia datos arrojados por el software como son el nivel de fluido, PIP, PDP y producción de gas por el anular; donde a partir de este último se realiza una primera estimación de la RGP.
En pocas palabras, el propósito es realizar diferentes sensibilidades variando la RGP con el fin de realizar un match PIP – nivel de fluido – producción de gas por el anular.
Empleando dicha metodología se ejecutaron varias sensibilidades con RGP estimadas comparando los resultados con los obtenidos en operaciones y medidas de producción donde los valores arrojados mostraron una desviación de entre -3% / 15%.
Es importante destacar que este tipo de análisis es posible ejecutarlo si la presión de casing es lo suficientemente baja con el fin de permitir una buena restauración de gas para determinar una producción. También es necesario resaltar que en crudos espumosos producto de la alta turbulencia, la determinación de una buena PIP se ve afectada, por lo que se deben tomar otras acciones para establecer una mejor PIP que se adapte a la condiciones reales.