Alta viscosidad del aceite Producción

Alta viscosidad del aceite Producción
Durante la última década , los sistemas de PCP se han convertido en un método de levantamiento artificial muy popular para la producción de petróleo pesado (API gravedad < 18 °) pozos en todo el mundo. [ 46 ] [ 47 ] La viscosidad del fluido en condiciones de fondo de pozo puede variar desde unos pocos cientos centipoises a > 100.000 cp en estas aplicaciones, y las tasas de producción también varían significativamente , aunque las bajas tasas son mucho más típico. En Canadá, por ejemplo, el bajo GOR , pozos de petróleo pesado en general, tienen bajas productividades (< 10 m3 / d [ 63 B / D] ), mientras que la evolución del campo de crudo pesado recientes en el este de Venezuela utilizando pozos horizontales han demostrado productividades muy altas (> 500 m3 / d [ 2000 B / D ] ) . Estas últimas aplicaciones han llevado a avances revolucionarios en los sistemas de PCP de gran volumen.
Producción de fluidos de alta viscosidad puede resultar en pérdidas significativas de flujo a través de la tubería de la tubería de producción y la superficie. En algunos casos, los requisitos de presión generados a causa de las pérdidas de flujo pueden superarla cabeza hidrostática en un pozo. Como se discutió previamente , las pérdidas de presión en el sistema se acumulan y se hacen reaccionar en la bomba, donde causan carga de presión de la bomba adicional, que conduce directamente al aumento de las cargas axiales de varilla de cuerda y de par del sistema. Es crítico que cuenta el diseño del sistema de las pérdidas de flujo " peor caso ", enparticular la selección de la bomba ( presión nominal ) , sarta de varillas ( capacidad de par ) , y primer motor ( potencia ) .
Fig. 15.35 muestra un buen ejemplo de los efectos que las pérdidas de flujo viscoso y slugging de agua pueden tener sobre las cargas de la bomba en un petróleo pesado también. Las cargas axiales y de torsión en el pozo fueron monitorizados en tiempo real con una unidad de PCPsistema dinamómetro propósito construido. [48] ​​Los datos muestran que los valores de carga y par axiales se mantuvieron relativamente constantes en alrededor de 45 kN y 1.100 N • m [10050 lbf y 800 ft • lbf], respectivamente, sobre la primera hora del período de monitoreo. Durante los siguientes 2 horas, ambas cargas se redujeron de manera significativa, con el par cae a menos de la mitad del valorinicial. Las cargas posteriormente aumentaron de nuevo, pero se mantuvo algo por debajo de los niveles de carga inicial. Las muestras de fluidos tomadas regularmente durante el período de seguimiento confirmaron que el pozo había pasado de producir inicialmente petróleo pesado en un corte muy bajo de agua para producir un gran trago de agua con relativamente poco de aceite durante el período. Losvalores de corte de agua representativos se muestran en diferentes momentos de la figura. 15.35. Debido a que la única diferencia significativa durante el período de operación fue la viscosidad del fluido que se produce, estos resultados demuestran claramente el efecto pronunciado que el flujo de pérdidas pueden tener en las cargas del sistema PCP.

Varios métodos alternativos están disponiblespara minimizar las pérdidas de flujo. Debido a que la mayor parte de la caída de presión por lo general se produce en la tubería de producción , es importante asegurarse de que el área de flujo anular varilla / tubo no es excesivamente constreñida . Esto se logra más fácilmente mediante el uso de tubos de gran diámetro . Sin embargo , el tamaño de tubos también debe tener en cuenta las limitacionesde la carcasa , la economía, y las consideraciones de transporte de arena que favorecen tubos de pequeño diámetro . Racionalización de la sarta de varillas es otra manera eficaz de reducir al mínimo las restricciones de flujo de tubería . Centralizadores de gran diámetro y / o un número de guías lechón de varilla pueden contribuir a pérdidas de flujo incrementales significativos y deben...