APLICACIONES DE COMPRESORES DE VIGA EN UN CAMPO MARGINAL

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1 INTRODUCCIÓN El bloque Bermejo se encuentra ubicado en la cuenca oriental del distrito amazónico ecuatoriano, en el cantón Cascales, Provincia de Sucumbíos, a 230 kilómetros de la capital del Ecuador, Quito. La producción neta total de Bermejo está promediando los 4200 BPPD, esto representa un valor inferior al 1% de toda la producción nacional en el Ecuador (509 MBPPD); la productividad por pozo está por debajo de los 100 barriles, lo cual implica un verdadero desafío para llevar adelante su operación. Figura 1.- Mapa de ubicación Bloque Bermejo-Ecuador ANTECEDENTES Más del 50% de los sistemas de levantamiento artificial en el campo corresponden a bombeo mecánico, para lo cual se disponen de aparatos individuales de bombeo convencionales. Adicionalmente Bermejo cuenta con dos compresores a tornillo montados sobre patín, que alimentan a un circuito cerrado de gas combustible 1 para equipos de superficie y subsuperficie. En la búsqueda de alternativas técnico-económicas viables para continuar con una segunda etapa para un proyecto de captación y utilización de gas dulce en los pozos de Bermejo, se propone utilizar compresores de viga montados sobre los equipos de bombeo mecánico. (BGC: Beam Gas Compressor, por sus siglas en inglés). GENERALIDADES Funcionamiento y Operación. El compresor de viga (BGC) utiliza el movimiento de la viga viajera de la unidad de bombeo (AIB) convencional como elemento conductor de movimiento. Los compresores de viga utilizados en Bermejo son del tipo acción doble; esto quiere decir que, durante la carrera ascendente de la barra pulida, el gas es tomado y conducido desde el espacio anular, a través de una válvula de retención, hasta la cámara inferior del cilindro del compresor. Simultáneamente, el gas es comprimido en la cámara superior del compresor, y descargado en la línea de flujo a través de la válvula de descarga, que también es una válvula de retención. Durante la carrera descendente de la barra pulida, el gas se toma y conduce desde el espacio anular hasta la cámara superior del compresor, a través de una segunda válvula de retención. Al mismo tiempo, el gas alojado en la cámara inferior del cilindro es comprimido y descargado en la línea de flujo a través de una segunda válvula de descarga. 1 Gas Combustible.- se refiere al gas asociado de los pozos con un porcentaje de CH4 mayor al 80% y CO2 menor al 20%, poder calorífico promedio = 1280 BTU/pie 3. Figura 2.- Esquema funcional BGC SDA

La producción neta total de Bermejo está promediando los 4200 BPPD, esto representa un valor inferior al 1% de toda la producción nacional en el Ecuador (509 MBPPD); la productividad por pozo está

2 APLICACIONES La utilización de estos equipos de compresión lo vamos a resumir en algunos casos tipo. Principal Beneficio.- Ahorro económico comparando el uso de diesel 2 versus el uso de gas dulce. Caso tipo 1: Eliminar venteo y alimentar gasoducto de consumo mediante la captación de gas desde separadores bifásicos. El uso de compresores de viga para Bermejo y para el Ecuador inició con la instalación del primer equipo el 11 de Junio del Inicialmente estaba previsto utilizarlo para captar gas del anular; sin embargo, la operación demandó utilizar todo el gas disponible para captarlo a la salida de un separador bifásico. Generator Qty Consumption Diesel (GPD) Gas (MCFD) Supply BGC(MCFD) Diesel OPEX e/gal usd Saving usd/year MM Tabla No.1.- Ahorro anual por reemplazo de diesel. Caso tipo 2: Disminuir el bloqueo por gas en las bombas mecánicas de fondo. El bloqueo por gas es una condición adversa que se presenta en subsuperficie para las bombas mecánicas. Básicamente se produce cuando la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja; esto genera una mayor cantidad de gas en el fondo lo que impide que las válvulas de la bomba tengan una apertura funcional. Esta condición anormal hace que tanto el equipo de superficie como la sarta de bombeo reciban esfuerzos no programados que pueden provocar roturas tempranas de cualquiera de sus componentes. Datos del equipo y de la operación: Figura 3.- Primer compresor de viga montado en Bermejo-Ecuador Datos del equipo y de la operación: Pozo BS-14 Unidad de Bombeo Legrand Modelo BGC 1047 SDA Presión succión (psi) 38 Presión descarga (psi) 160 Succión Salida separador 2 fases Caudal medio (MPCSD) Pozo Er-01 Unidad de Bombeo PumpJack Modelo BGC Presión succión (psi) 48 Presión descarga (psi) 170 Succión 1077 SDA Caudal medio (MPCSD) Potencial Gas (MPCSD) 600 Captación anular pozo 2 En Ecuador no se comercializa el gas natural, por esa razón se realiza un comparativo con el uso de otro combustible para darle un valor económico.

El uso de compresores de viga para Bermejo y para el Ecuador inició con la instalación del primer equipo el 11 de Junio del 2008.

3 CARTAS SUPERFICIE Y FONDO ANTES DE INSTALAR EL COMPRESOR DE VIGA Gráfico 1.- Pobre trabajo de bomba en el PMI, posible bloqueo por gas. Tomado del software TWM. CARTAS SUPERFICIE Y FONDO DESPUES DE INSTALAR EL COMPRESOR DE VIGA Caso tipo 3: Disminución de presión anular y mejora de eficiencia en bombeo mecánico. Mediante la succión permanente de gas en el anular a través del compresor de viga, se logró disminuir en más del 50% la presión de anular. Por otra parte se mejoró la extracción con bombeo mecánico disminuyendo el nivel dinámico del pozo en más de 500 pies. Es importante mencionar además, que las instalaciones en superficie mantienen alineado, en el cabezal del pozo, tanto la producción por tubing como la producción por anular en una sola línea de flujo. Esto hace que la presión en cabeza aumente notablemente, afectando en forma directa a la pérdida de carga del caudal del pozo hacia las facilidades de superficie. Al incluir la opción de captación en baja por anular, la presión de cabeza disminuyó en más del 50% de su valor original antes de la instalación del compresor de viga. Gráfico 2.- Mejora trabajo de bomba en el PMI, disminuye bloqueo por gas. Tomado del software TWM. Si bien el gráfico 2 no muestra la eliminación completa del bloqueo por gas, se puede apreciar una significativa disminución de gas en la bomba; liberada por la succión del compresor de viga en superficie; esto se refleja en una importante mejora en la operación de fondo. Gráfico 3.- Nivel dinámico antes de instalar BGC, se observa presencia de gas en anular. Tomado del software TWM.

Mediante la succión permanente de gas en el anular a través del compresor de viga, se logró disminuir en más del 50% la presión de anular.

4 Gráfico 4.- Gas de anular captado a través del BGC y disminución de nivel dinámico. Tomado del software TWM. Gráfico 4.- Circuito de compresión El Rayo, utilizando (1) compresor en patín y (2) compresores de viga. Before BGC After BGC Difference psi (CSG) psi (WH) ft (Level) Tabla No.2.- Valores de ganancia para presión y nivel dinámico. Caso tipo 4: Reemplazo de compresor en patín por compresor de viga. Como se menciono inicialmente en la introducción del presente documento, Bermejo inició su proceso de captación y utilización de gas a través de compresores a tornillo, montados sobre patín. El manejo limitado de líquidos e impurezas en este tipo de compresores ha obligado en algunas ocasiones a limitar el uso de gas en el yacimiento. Por otra parte, el consumo energético que conlleva su uso y los elevados precios por mantenimiento, nos obligó a buscar nuevas metodologías para operar el yacimiento. A continuación se muestran dos diagramas de flujo, donde representa el reemplazo de compresores y el circuito en baja presión del principal suministro de combustible en Bermejo. Gráfico 5.- Circuito de compresión El Rayo, utilizando (3) compresores de viga. El nuevo esquema de captación en baja presión utilizado en Bermejo ha permitido captar el gas de anular de dos pozos con bombeo mecánico y uno con bombeo electrosumergible. Tomando esencialmente los costos operativos por mantenimiento de los compresores y luego de revisar el historial de operación en dos años de servicio para los compresores de viga, a continuación mostramos una breve comparativa de los mantenimientos mensuales y anuales.

2.- Valores de ganancia para presión y nivel dinámico. Caso tipo 4: Reemplazo de compresor en patín por compresor de viga.

5 Screw Compressor BGC Savings M. Monthly (Musd) M. Annual (Musd) HP Tabla No.3.- Costo y ahorros comparando los mantenimientos de un compresor a tornillo montado sobre skid y un BGC. sometidas a un régimen permanente. Dichos ensayos deben ser realizados al menos una vez al año y para equipos sometidos a altos regímenes (> ó 11 GPM), la periodicidad se reduce a cuatro meses. PUNTOS A CONSIDERAR: 1. El aparato individual de bombeo debe estar adecuadamente balanceado, se recomienda realizar ensayos CBE (counter balance effect) periódicamente. 2. La adecuada elección del BGC, es una parte primordial para alcanzar el objetivo deseado. El análisis previo debe considerar el sistema de producción en su conjunto; es decir, reservorio, mecánica del pozo y facilidades de superficie. 5. Si bien los BGC tienen alta eficiencia para manejo de líquidos y condensados en el gas; es recomendable incluir un filtro coalescente aguas arriba, que evite no comprometer la operación del equipo. 6. Si bien en el punto 2 se hace la reflexión a una adecuada selección del BGC, debemos mencionar que la flexibilidad de estos equipos permite su traslado entre equipos de bombeo dispersos en el campo. Lo más importante es considerar la longitud de carrera del BGC y del equipo de bombeo para evitar esfuerzos operativos adicionales en el momento de su puesta en marcha. 3. El caudal a comprimir será directamente proporcional al régimen con el que trabaja el aparato de bombeo; como referencia a continuación se muestra una breve fórmula de cálculo. Fórmula de cálculo para volumen de compresión: Q = (GPM x Presión absoluta x Área x Carrera) / K Donde: GPM = golpes por minuto del AIB Presión absoluta = presión manométrica + atmosférica (PSI) Área = área del cilindro del BGC (pulgadas cuadradas) Carrera = desplazamiento del pistón del BGC (pies) K = valor constante = Es muy importante realizar ensayos no destructivos para todas las juntas soldadas

Dichos ensayos deben ser realizados al menos una vez al año y para equipos sometidos a altos regímenes (> ó = @ 11 GPM), la periodicidad se reduce a cuatro meses. PUNTOS A CONSIDERAR: 1.

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