El estudio abordó el uso del monitoreo en tiempo real para el diagnóstico de problemáticas y seguimiento a operaciones con BEC en la Región Marina.
De acuerdo con el texto, el estudio se enfoca en un Activo de Producción de la Región Marina, el cual inició su producción en el año 1979. Su aceite es de tipo Maya de 22°API. Asimismo, tiene dos sistemas artificiales de producción, el BNC y el BEC. Para los cuales se tiene identificadas sus problemáticas más recurrentes de acuerdo con su comportamiento dependiendo de sus características superficiales, mecánicas y tipo de fluido.
En este documento se mostraron los pozos que utilizan sólo BEC. Se tuvo monitoreo de parámetros en tiempo real con los cuales fue posible realizar el diagnostico de las problemáticas y propuestas de mitigación de estas presentes en el pozo.
Los parámetros fueron: Detección de giro; Cierre por válvula de tormenta o Flecha rota sin capacidad de aporte; arenamiento de la bomba o resultado de la limpieza de la bomba; intervalo obturado. Igualmente, equipo atascado; Contenido según el tema y subtema o Antecedentes y generalidades.
El Activo de Producción de la Región Marina, en el periodo 1987 a 1991, mantuvo su plataforma de producción como resultado de la implementación del sistema artificial de producción de bombeo neumático.
Inicio a operar un campo con BEC de manera integral desde el año 1995. Para los sistemas artificiales anteriormente mencionados se tiene identificadas sus problemáticas más recurrentes de acuerdo con sus comportamientos dependiendo de sus características superficiales, mecánicas y tipo de fluido.
Te puede interesar: Bombeo hidráulico con cero emisiones de gas a la Atmósfera
El sistema de monitoreo en tiempo real es una de las herramientas de diagnóstico más potentes que se tienen. Siendo de mucha ayuda en el arranque del pozo y en caso de paros no programados.
Es importante durante el seguimiento a las intervenciones para definir acciones de remediación o evaluar el beneficio de esta. Los diagnósticos mostrados en el presente documento tuvieron fundamento en la física de los equipos y fluidos del yacimiento. Basados en configuraciones mecánicas específicas las cuales se pueden utilizar en otros proyectos siempre y cuando sean muy semejantes.
Para preservar la integridad del equipo se tiene diversos límites programados en el variador de frecuencia llamados alarmas y disparos; las primeras son avisos los cuales se envían al detectar que se ha rebasado el límite en magnitud de lo anteriormente programado. Si esta persiste se activan los segundos los cuales mandan en automático a paro el VDF.
Con la identificación de los problemas anteriormente mencionados se busca minimizar las pérdidas de producción debidas a la alteración del funcionamiento del equipo BEC por cambios en las instalaciones superficiales, en el pozo o en el yacimiento.
Los Ingenieros Alberto Soriano Rodriguez, Hermilo Ramos Morales y Saúl Gomez Saavedra presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
