Hoy en día la optimización de los pozos petroleros sigue siendo de gran importancia y lo seguirá siendo por muchos años. En UPC Global nuestra misión es proporcionar soporte técnico avanzado a nuestros clientes en el campo de los sistemas de elevación artificial, optimizando así la producción de petróleo, mejorando las prácticas y promoviendo condiciones de trabajo seguras respaldadas por nuestro equipo de especialistas. También, el aportar información relevante sobre el levantamiento artificial es parte de lo que hacemos y por esta razón el punto a tratar en esta nota es el manejo del gas a la entrada de la bomba mediante el uso de separadores estáticos de gas de fondo; y una forma sencilla de estimar el volumen de gas libre a nivel de la succión de la misma a partir de las propiedades de los fluidos.

La relevancia de este tópico radica en que una razón frecuente en la ineficiencia en el funcionamiento de las bombas de fondos, es el llenado incompleto de líquido causado por la interferencia por gas.  

En caso de pozos con alta producción de gas se recomienda el uso de:

• Bombas de doble etapas (SIS o circulo A).
• Desbloqueadores de gas.
• Asentamiento más profundo de la bomba.
• Carreras largas y baja velocidad.
• No se recomienda el uso de empacaduras, ya que la bomba manejaría todo el gas.
• Separadores estáticos de gas de fondo (anclas de gas).

Una forma práctica de manejar altos volúmenes de gas a nivel de la succión de la bomba, es valiéndose de la diferencia de densidades entre los fluidos, lo que conlleva a una separación debido a la segregación por gravedad de las fases Líquido y Gas, donde la velocidad de acenso del gas es superior a la del petróleo. 

De esta propiedad se valen los separadores estáticos de gas de fondo, los cuales promueven la segregación por gravedad al crear una especie de laberinto donde se obliga a los fluidos (gas, líquido) a fluir en sentido descendente, lo que propicia la separación (gas- Líquido).

Que tan rápido es la separación de las burbujas de gas, está en función de la diferencia entre la velocidad de descenso del líquido y la velocidad de ascenso del gas relativa al líquido (Velocidad de deslizamiento).

Este fenómeno es complejo y toma en cuenta varios parámetros como: Velocidad y sentido de los distintos fluidos, viscosidad del líquido (petróleo, emulsión), diferencia de densidades, Tensión interfacial, tamaño de la burbuja de gas. 

Es oportuno destacar que Echometer cuenta con un simulador de desempeño de los Separadores de Gas de Fondo (Referencia 1) el cual permite estimar el “Factor de llenado de bomba por el Separado” (Separator Pump Fillage Factor). 

Dicho factor representa el porcentaje de líquido que un separador de gas de fondo, con unas especificaciones dadas le entrega a la bomba a diferentes tasas de desplazamientos (Referencia 1). Este factor es un indicador directo del desempeño del separador de fondo.

Para el desarrollo del simulador se realizaron una serie de experimentos de laboratorio donde se simularon: diferentes tasas de producción, diferentes configuraciones de separadores de gas de fondo, diferentes SPM y diferentes velocidades de ascenso de las burbujas de gas.  Y de esta manera se evaluó el desempeño de los separadores.

Aunado a esto en la (Referencia 1) se presentan valores de Cutoff (limites) para velocidades de flujo en el anular del separador de gas y tamaños de burbujas de gas. 

Estimación del volumen de gas libre a nivel de entrada de la bomba.

Pasos:

1. Estimar la capacidad de aporte de fluidos de la formación productora

1.1.      Calcule el Comportamiento de Afluencia del Pozo (IPR) en base a la prueba de producción del pozo.

            1.2.     Estime la tasa máxima permisible de acuerdo a la IPR y a posibles problemas de producción (conificación, arenamiento, etc).                                                                                                                          

1. Determinar la oferta de energía a nivel de la bomba (Pump Intake Pressure)

            2.1.     Determinación del nivel de sumergencia.

Esta variable se establece con los equipos, aplicaciones y metodología desarrollada por Echometer.  El principio en la detección del nivel de sumergencia se basa en la detección de ecos.  Para ello se cuenta con equipo capaz de generar un pulso de presión que genera una onda acústica, y los ecos son reflejados de la conexión de las tuberías (tubing collars) y del nivel de líquido.  Esta traza acústica permite determinar el nivel de líquido y por ende la sumergencia. 

2.2.      Determinación PIP (Pump Intake Pressure).                                           

Una vez obtenido el nivel de sumergensia, se determina la presión a la entrada se la bomba.

Cálculos:

Estos son sencillos y se encuentran desarrollados a profundidad en la Referencias 4. La información requerida es: Configuración del pozo, datos del fluido, nivel de líquido (data acústica).

Los programas disponibles (TWM / TAM) realizan las estimaciones de la presión generada por la columna de gas a partir de la densidad relativa del gas, adicionalmente se calcula la presión generada por la columna de líquido desgasificada (corrección por gas disuelto)

En resumen la presión de fondo fluyente (PBHP) es calculada como la sumatoria de la presión de cabezal (CHP), más la ´presión generada por la columna de gas y la columna de líquido desgasificado.                      

1. Calculo del porcentaje de gas libre a la entrada de la bomba a partir de las propiedades del fluido.

Datos:

De la prueba de producción se tiene: Caudal de líquido (ql), Presión de tubing (THP), Presión de casing (CHP), RGP, % AyS. 

Prueba PVT: ºAPI, Gas en solución (Rsi), densidad relativa del gas (gg), densidad relativa del petróleo (gp), Factor Volumétrico del Petróleo (Bo@PIP), Factor Volumétrico del (Bg@PIP), Factor de desviación del Gas (Z), Gas en solución a condiciones de PIP (Rs@ PIP)

Condiciones:   

Porcentaje de eficiencia del Separador de fondo de Gas.

Máximo porcentaje de gas libre permitido a la succión de la Bomba.

Cálculos:

1. Relación Gas Petróleo una vez se instale el ancla de gas (RGP ancla):

1. Relación Gas Petróleo Libre a condiciones de la Bomba

1. Tasas de Petróleo (qo), Agua (qw), Gas (qg), a partir de las propiedades P.V.T a condiciones de la bomba (@ PIP).

1. Tasa total (qT).

1. Fracción de cada componente.

Ejemplo Básico:

Datos

*Yacimiento sub saturado

Condiciones:

Cálculos:

*Todos los cálculos y datos son referidos a nivel de la bomba (@ PIP)

Discusión:

La colocación de un separador de gas de fondo, resulta ser una forma práctica y eficiente de manejar el gas libre a la entrada de la bomba. En diversos artículos técnicos (Ref 1, 5) se presentan diversas formas de simular el desempeño y optimizar el funcionamiento de estos equipos.

Es importante para el ingeniero de optimización conocer un estimado del gas libre a condiciones de la bomba, es por ello que se presenta una forma sencilla, a partir de propiedades de los fluidos obtenidos de análisis PVT, para estimar el volumen de gas libre (bls/dia) a condiciones de entrada de la bomba (PIP) y poder visualizar si este excede el valor de volumen máximo de gas  permitido en la bomba

Referencias:

• N. McCoy, Ken Skinner and O. Lynn Rowlan, Echometer Company, Kyle Marshall, Capsher Technology, Tony Podio, Down-Hole Gas Separator Performance Simulation Software
• Walker, C.P.:”Determination of Fluid Level in Oil Wells by the Pressure-wave Echo Method” AIME Transactions April 1937.
• McCoy et al.:”Acoustic Determination of Producing Bottom Hole Pressure” paper SPE 14254 presented at the 1985 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas NV.
• Robles, J. and A. L. Podio, “Effect of Free Gas and Downhole Gas Separation Efficiency on the Volumetric Efficiency of Sucker Rod Pumps and Progressing Cavity Pumps,” Proceedings of the 43rd Annual Meeting of the SWPSC, 1996.
• Bohorquez, R., Ananaba, V., Alabi, O., Podio, A. L., Lisigurski, O. and Guzman, M.: 2009, “Laboratory Testing of Downhole Gas Separators”, SPE Production and Operations, Volume 24, Number 4, pp.499-509.
• Campbell, J. H., Brimhall, R.M., 1989. “An Engineering Approach to Gas Anchor Design,” SPE Production Operations Symposium.
• Clegg, J.D., “Another Look at Gas Anchors”. 1989, Southwestern Petroleum Short Course Proceedings pp.293-307.
• Guzman, M., 2005. “Downhole Gas Separator Performance in Sucker Rod Pumping System”, M. S. Thesis, The University of Texas at Austin, Austin.
• Lisigurski, O., 2004. “The Effect of Geometry on the Efficiency of Downhole Gas Separators”, M. S. Thesis, The University of Texas at Austin, Austin.
• McCoy, J.N., Podio, A.L., Lisigurski, O., Patterson, J., and Rowlan, L.: “A Laboratory Study with Field Data of Downhole Gas Separators,” SPE 96619, Presented at the 2005 SPE Annual Technical Conference held in Dallas, Texas, 9-12 October.
• McCoy, J.N., Podio, A.L.: “Improved Downhole Gas Separator,” 1998, Presented at the Annual Southwestern Petroleum Short Course.