PCP instalada en una aplicación de boosting multifásico

Desafío

El pad de pozos producía petróleo por el tubing y gas por el casing, ambos debían combinarse en la misma línea de flujo, que operaba a 15-20 bar, debido a la distancia desde la planta de procesamiento.

Dado que la presión del casing no puede ser inferior a la presión de la línea de flujo, esto significaba que la presión dinámica en fondo de pozo no podía bajar de 15-20 bar, incluso si se minimizaba la sumergencia de la bomba.

Además, la mayor presión en el lado del tubing significaba que las bombas de fondo de pozo requerían potencia adicional para operar y funcionaban bajo condiciones de mayor estrés.

El objetivo era combinar el gas y el líquido en la línea de flujo mediante una bomba y/o compresor para reducir la presión en cabeza de pozo. La presencia tanto de petróleo pesado viscoso como de gas hacía que muchas bombas y compresores tradicionales no fueran posibles. Además, el costo de una bomba, un compresor y un separador sería muy alto si las dos corrientes se presurizaran por separado.

Resultados y beneficios

La bomba ha estado operando a hasta 100 m³/h, con una fracción de gas libre de hasta 88 %.

La presión de succión es aproximadamente 1 bar, significativamente menor que la presión de la línea de flujo (la presión de descarga de la bomba) de 15-20 bar.

En los tres años desde que la bomba fue instalada, ha estado funcionando durante un tiempo acumulado de 1,5 años (el resto del tiempo se utiliza la línea de bypass). La bomba no ha requerido piezas de repuesto ni mantenimiento mayor durante este tiempo y no ha mostrado signos de reducción de rendimiento, como desgaste.

Además, el caudal procedente de los pozos del pad ha sido menor de lo previsto, debido a que algunos pozos han estado fuera de servicio. La bomba fue diseñada para un caudal mayor, requiriendo una velocidad de operación de 120-240 rpm, pero la velocidad real ha estado en el rango de 60-80 rpm, ajustada automáticamente por el sistema de control y el variador de velocidad (VSD).

No se ha observado ninguna reducción del rendimiento de la bomba debido a operar a esta velocidad más baja. A pesar de ello, los pozos individuales han podido aumentar la producción hasta un 7 % en comparación con lo que podían producir con la presión más alta en cabeza de pozo.