Optimización de la producción en pozos con bombeo mecánico utilizando una herramienta no convencional para ajustar el desplazamiento del pistón dentro de la bomba aplicación campo colorado

Los pozos del Campo Colorado tienen como sistema de levantamiento el Bombeo Mecánico, estos presentan continúas intervenciones con el objetivo de poner o quitar el golpe de bomba y así remover partículas de suciedad que impiden un funcionamiento óptimo de la bomba; el procedimiento convencional es u...

Full description

Autores:
Dallos Santander, Hugo Andrés
Mendoza Moreno, Néstor Eduardo
Tipo de recurso:
http://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
Fecha de publicación:
2013
Institución:
Universidad Industrial de Santander
Repositorio:
Repositorio UIS
Idioma:
spa
OAI Identifier:
oai:noesis.uis.edu.co:20.500.14071/28233
Acceso en línea:
https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/28233
https://noesis.uis.edu.co
Palabra clave:
Campo Colorado
Bombeo Mecánico
Golpe De Bomba
Herramienta No Convencional
Echometer
Optimización
Producción.
Colorado Field
Pumping System
Pump Hit
Unconventional Tool
Echometer
Optimization
Production.
Rights
License
Attribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
Description
Summary:Los pozos del Campo Colorado tienen como sistema de levantamiento el Bombeo Mecánico, estos presentan continúas intervenciones con el objetivo de poner o quitar el golpe de bomba y así remover partículas de suciedad que impiden un funcionamiento óptimo de la bomba; el procedimiento convencional es un poco dispendioso, por esto se implementa una herramienta no convencional que permite realizar la operación de una manera más fácil y en un menor tiempo, además de optimizar la producción de los pozos. La metodología que se lleva a cabo muestra una secuencia adecuada de pasos para seleccionar partiendo de 10 pozos los más adecuados para instalar la herramienta no convencional. Primero se realiza un estudio del comportamiento de cada pozo con la herramienta Total Well Management de Echometer Company con el fin de observar niveles de líquido del pozo y las cartas dinamométricas de la bomba de subsuelo. Segundo, determinar las condiciones óptimas de operación y el potencial actual y futuro generando las curvas Inflow (IPR) y outflow. Tercero, según los datos obtenidos de los pasos anteriores se seleccionan los 5 mejores pozos, en los cuáles se implementara la herramienta no convencional. Cuarto, se instala la herramienta no convencional en los 5 pozos realizando un monitoreo previo y posterior a la instalación con la herramienta Total Well Management además, de medir la producción de los pozos en los días siguientes con el fin de determinar el grado de optimización alcanzado. El grado de optimización se alcanzó en dos aspectos, el primero en una disminución del tiempo de intervención del pozo cuando hay que poner o quitar el golpe de bomba y el segundo un aumento significativo en la producción de fluidos por día.