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II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
“ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
EN EL POZO LIBERTADOR 123 DEL CAMPO LIBERTADOR
PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL PERÍODO 2010”
TESIS DE GRADO
Previa la obtención del título de:
TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
AUTOR: JULIO ALBERTO SÁNCHEZ DÁVILA
DIRECTOR: PATRICIO JARAMILLO, ING.MSC
Quito – Ecuador
2011
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor JULIO ALBERTO
SÁNCHEZ DÁVILA
Julio Alberto Sánchez Dávila
CI: 1104193337
IV
Quito, DM, Abril del 2011
Sr.Ing.MBA.MSc.
Jorge Viteri Moya
DECANO
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
Presente:
De mi consideración:
Me permito informarle que la tesis “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO TIPO JET EN EL POZO LIBERTADOR 123 DEL CAMPO
LIBERTADOR PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL PERÍODO
2010”, realizada por el señor JULIO ALBERTO SÁNCHEZ DÁVILA, previa a la
obtención del título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS, ha sido concluida bajo mi
dirección y tutoría siguiendo la normativa institucional vigente, por lo que solicito el
tramite subsiguiente.
Por la atención a la presente, le anticipo mi agradecimiento.
Atentamente,
Patricio Jaramillo C. Ing.MSc.
DIRECTOR DE TESIS
VI
AGRADECIMIENTO
Primeramente empezar con agradecer a Dios por mostrarme el camino que seguiré en
esta próxima etapa que se avecina en mi vida. De forma muy sincera y con cariño a mi
madre Judith B. Dávila O., a mi padre Miguel E. Sánchez C., a mis hermanos, y a mi
familia que sin duda al contar con su amor y apoyo incondicional fueron los grandes
artífices de este paso que he dado en mi vida.
Agradezco a mi Director de tesis, Ing. Patricio Jaramillo por su excelente predisposición
al momento de dirigir y desarrollar mi tesis ya que gracias a sus conocimientos, guía y
consejos me ha servido para la realización del presente trabajo, a la Universidad
Tecnológica Equinoccial por los conocimientos proporcionados a través de
determinados profesionales que resaltan la enseñanza de calidad.
VII
DEDICATORIA
Dedico esta tesis a mis queridos padres Judith B. Dávila O., y Miguel E. Sánchez C.,
que oportunamente con dedicación y esmero supieron confiar en mí y darme su apoyo
para poder lograr el presente objetivo, a mis hermanos Miguel y Davis S. que siempre
los tengo presentes en los aspectos importantes y decisiones de mi vida. Además
dedicar este trabajo al resto de mi familia, amigos y demás personas que de una u otra
forma incidieron para que culmine esta primera etapa de mi formación profesional.
De manera muy particular para aquella persona que alguna vez pensó “no puedo,
además tengo temor: de fracasar; al odio; a lo que opinen de mi; a la verdad; al ridículo;
al dolor; a que me rechacen; al pasado; al futuro; a la muerte; y al cambio. Hasta que un
día comprendió que no debía temer al transcurso del tiempo porque ganaba sabiduría
día a día. Que no debía ser mediocre porque se convierte en un cáncer para la sociedad.
Que debía intentarlo aunque hubiera grandes posibilidades de fallar porque de lo
contrario sería un gran perdedor. Que no debía temer las actitudes negativas, ofensivas
y las opiniones de los demás porque de todas formas hablarían pero lo más importante
solo escuchar si logra pasar por las tres rejas: la de la verdad, ¿Es importante?, ¿Es
perjudicial para mí? Que tenía que saber la verdad porque las mentiras son el alma de la
hipocresía. Que es mejor reírse de sí mismo cuando se hace el ridículo. Que sin el dolor,
sacrificio y el sufrimiento es imposible crecer. Que la duda del rechazo se deteriora cada
vez mas conforme la Fe en uno mismo aumenta. Que el pasado solo es una proyección
mental, invariable e irremediable y que ya no puede herir más. Que los acontecimientos
futuros son indescifrables y son producto de una realidad llamada presente y no de una
predicción errónea de nuestra imaginación. Que el hecho de dejar este cuerpo no es el
final sino mas bien el comienzo. Que no debía temer al cambio porque hasta la
mariposa más hermosa necesita pasar por una metamorfosis antes de volar, además es
necesario para darnos cuenta que estamos vivos y progresando. Que hay que hacer que
la vida cada día tenga más vida y que si un día siente desfallecer o se encuentre en el
éxito, es importante recordar “ESTO ES PASAJERO”
VIII
ÍNDICE GENERAL
Carátula II
Declaración III
Certificación IV
Carta de la empresa V
Agradecimiento VI
Dedicatoria VII
Índice general VIII
Índice de contenidos IX
Índice figuras XVI
Índice tablas XVI
Resumen XVIII
Summary XX
IX
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I 1
1. Introducción 1
1.1. El problema 1
1.1.1 Síntomas 2
1.1.2 Causas 2
1.2. Objetivo General 2
1.3. Objetivos Específicos 2
1.4. Justificación 3
1.5 Idea a defender 3
1.5. Identificación de variables 4
15.1 Variables independientes 4
1.5.2 Variables dependientes 4
1.5.3 Variables intervinientes 4
1.6. Marco referencial
CAPÍTULO II 6
2. Descripción del Bombeo Hidráulico. 6
2.1. Sistemas de Operación. 8
2.1.1 Sistema de fluido motriz abierto. 8
2.1.2 Sistema de fluido motriz cerrado. 10
2.2. Tipos de sistemas de subsuelo. 12
2.2.1 Sistema de Bomba Libre 12
2.2.2 Sistema de Bomba Fija 13
2.3. Principales herramientas de completación de fondo 15
2.3.1 Tubería de producción 16
2.3.2 Tubería de revestimiento 16
2.3.3 Cavidad 16
2.3.3.1 Características y ventajas 17
X
2.3.4 Aisladores de zonas (packer) 18
2.3.5 Camisas (sliding sleeve) 18
2.3.6 Válvula de pie (standing valve) 19
2.3.6.1 Aplicaciones 20
2.3.7 Separation tool 21
2.3.7.1 Características y ventajas 21
2.3.8 No - go nipple 21
2.3.9 Cabezal del pozo 22
2.3.10 Válvula de control de pozo (4 vías) 25
2.4 Válvulas de control de flujo 28
2.4.1 Lubricador 29
2.4.2 Líneas 30
2.4.2.1 Tubería de alta presión 30
2.4.2.2 Tubería de baja presión 29
2.4.3 Válvula de paso 29
2.4.3.1 Válvulas Mariposa 30
2.4.3.2 Válvulas de Tipo Block 30
2.4.4 Turbina de Caudal 30
2.4.5 Cuenta Barriles 31
2.5 Principales equipos de superficie 31
2.5.1 Válvula Check 31
2.5.2 Válvula para control de oleaje 31
2.5.3 Válvula de Seguridad 33
2.5.4 Válvula Estranguladora 33
2.5.5 Separador Vertical 33
2.5.6 Separador Horizontal – Trifásico 34
2.5.7 Desarenador Ciclónico 36
2.5.8 Motor y Reductor de velocidad 37
2.5.9 Bomba de fluido motriz 37
2.5.10 Sistema del “By pass” (Válvula de desvío) 38
2.5.11 Bota de gas 39
XI
2.6 Instrumentos 41
2.7 Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico 42
2.7.1 Ventajas del Bombeo Hidráulico 42
2.7.2 Desventajas del Bombeo Hidráulico 43
CAPÍTULO III 44
3. Bombeo hidráulico Tipo Jet – generalidades 44
3.1. Funcionamiento de la Bomba Jet 45
3.2. Tipos de Bombas Jet 48
3.2.1 Bomba Jet Claw - directa 49
3.2.2 Bomba Jet Claw - reversa 50
3.2.3 Bomba Jet Claw - smart 51
3.3 Diferencias entre Bomba Jet convencional y Bomba Jet reversa 52
3.3.1 Bomba Jet Claw Reversa 53
3.3.2 Bomba jet claw Convencional 53
3.4 Comparación de la Bomba Jet con la Bomba Tipo Pistón 54
3.5 Principales elementos constitutivos de la Bomba Jet 55
3.5.1 Nozzle – (Boquilla) 56
35.2 Throat – (Garganta) 56
3.5.3 Espaciador 56
3.5.4 Difusor 56
3.6 Parámetros para la selección de una Bomba Hidráulica Tipo Jet 57
3.6.1 Eficiencia 57
3.6.2 Sedimento básico y agua (BSW) 57
3.6.3 Gravedad específica del crudo (grados API) 58
3.6.4 Relación gas / petróleo (GOR) 58
3.7 Características mecánicas 58
3.7.1 Presión de inyección (Cabezal del pozo) 58
3.7.2 Tubería de revestimiento (casing) 59
3.7.3 Empacadura 59
3.7.4 Tubería auxiliar de revestimiento (Liner) 59
XII
3.7.5 Tubería de producción (Tubing) 60
3.8 Comportamiento de entrada de fluidos 60
3.8.1 Presión de operación 61
3.8.2 API del fluido motriz 62
3.8.3 Profundidad de la bomba 63
3.8.4 Profundidad vertical verdadera –TVD 63
3.8.5 Profundidad medida–MD 63
3.9 Nomenclatura y formulación (funcionamiento – Bomba Jet) 64
3.9.1 Nomenclatura 64
3.9.2 Relaciones de continuidad 64
3.9.3 Pérdidas de presión 65
3.9.4 Presión de descarga 66
3.9.5 Energía de succión 67
3.9.6 Relaciones de levantamiento 67
3.9.7 Relación de eficiencia 68
3.9.8 Relaciones de masas 68
3.9.9 Relaciones de comportamiento 69
3.9.10 Coeficientes de fricción 69
3.9.11 Rendimiento 70
3.9.12 Relación de efectividad 70
3.9.13 Relación de boquilla y garganta 71
3.9.14 Efecto de cavitación 72
3.9.14.1 Ejemplos de cavitación 73
3.9.15 Relación entre presión y velocidad de inyección de fluido motriz 74
3.10 Selección de la Bomba Jet 76
3.11 Ventajas y desventajas de utilizar Bombas Jet. 79
3.11.1 Ventajas. 79
3.11.1 Desventajas. 80
XIII
CAPÍTULO IV 81
4. Análisis y evaluación del Bombeo Hidráulico – Tipo Jet en la producción del
pozo Libertador 123. 81
4.1 Análisis del pozo. 81
4.2 Bomba utilizada - Jet Claw directa (Sertecpet) 84
4.2.1 Características 85
4.3 Equipos principales usados en la completación del pozo 85
4.3.1 Sliding sleeve (type “l” EUE - 2 7/8) 85
4.3.2 Seatting nipple (type “r” EUE - 2 7/8) 87
4.3.3 Packer (Empacadura) 89
4.4 Equipos en la superficie – Unidad de de bombeo (MTU) Sertecpet 91
4.4.1 Características 91
4.4.2 Partes 91
4.4.2.1 Motor caterpillar 92
4.4.2.2 Bomba Quíntuplex National Oilwell® 300q-5h 93
4.4.2.3 Separador horizontal trifásico D=60”; Ls-s=12’ 93
4.4.2.4 Manifold 93
4.5 Problemas frecuentes presentes en la operaciones con Bombeo Hidráulico –
Tipo Jet en el pozo Libertador 123 94
4.5.1 Análisis de la reducción de la taza de producción - presión constante
(Bomba Jet) 96
4.5.1.1 Situación: Reducción de la taza de producción 96
4.5.1.2 Análisis de la empresa fabricante. 96
4.5.1.3 Análisis del autor. 97
4.5.2 Análisis de problemas en la Unidad de Bombeo (MTU) –
Sertecpet 97
4.5.2.1 Situación: Apagado del sistema; fuga de fluido motriz en Bomba
Quíntuplex. 97
4.5.2.2 Análisis de la empresa fabricante 98
4.5.2.3 Análisis del autor. 98
XIV
4.5.3 Análisis de problemas en la Unidad de Bombeo (MTU) – Sertecpet -
cambio de asientos y bolas por caída de presión en la inyección. 99
4.5.3.1 Situación: Cambio de Asientos y Bolas (Quíntuplex). 99
4.5.3.2 Análisis de la empresa fabricante. 99
4.5.3.3 Análisis del autor. 99
4.5.4 Análisis del incremento en el fluido motriz / sin incremento de la
velocidad de circulación. 100
4.5.4.1 Situación: No hay buena circulación del fluido Inyectado 100
4.5.4.2 Análisis de la empresa fabricante. 100
4.5.4.3 Análisis del autor. 100
4.5.5 Análisis del incremento de presión de Operación - Bomba Jet –
produce. 100
4.5.5.1Situación: Incremento en la presión de Operación. 100
4.5.5.2 Análisis de la empresa fabricante. 101
4.5.5.3 Análisis del autor. 101
4.5.6 Análisis del incremento en la presión de Operación 101
4.5.6.1 Situación: Bomba Jet no opera. 101
4.5.6.2 Análisis de la empresa fabricante. 101
4.5.6.3 Análisis del autor. 102
4.5.7 Análisis de la reducción súbita de la presión de Operación - Bomba Jet
no opera 102
4.5.7.1 Situación: reducción de la presión de Operación. 102
4.5.7.2 Análisis de la empresa fabricante. 102
4.5.7.3 Análisis del autor. 103
4.5.8 Análisis de la condición física de la garganta de la Bomba Jet 103
4.5.8.1 Situación: desgaste por corrosión y erosión 103
4.5.8.2 Análisis de la empresa fabricante. 103
4.5.8.3 Análisis del autor. 103
4.5.9 Análisis cuando hay presión en el casing 104
4.5.9.1 Situación: la Bomba Jet no sale del asiento 104
4.5.9.2 Análisis de la empresa fabricante. 104
4.5.9.3 Análisis del autor. 104
XV
CAPÍTULO V 105
5.1 Conclusiones. 105
5.2 Recomendaciones 106
Anexos 108
Bibliografía 122
Glosario de términos. 123
XVI
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Pág.
Fig. Nº 1 Esquema del Bombeo Hidráulico 7
Fig. Nº 2 Sistema de fluido motriz abierto 9
Fig. Nº 3 Sistema de fluido motriz cerrado 11
Fig. Nº4 Secuencia de la Bomba Libre 13
Fig. Nº 5 Tipos de sistemas de Bomba Fija. 14
Fig. Nº 6 Conjunto de fondo 15
Fig. Nº 7 Cavidad 17
Fig. Nº 8 Sliding Sleeve 19
Fig. Nº 9 Standing Valve 20
Fig. Nº 10 Elementos de control de superficie 22
Fig. Nº 11 Cabezal de pozo tipo Árbol de Navidad 23
Fig. Nº 12 Partes del cabezal del pozo 24
Fig. Nº 13 Posiciones de la Válvula de 4 vías 26
Fig. Nº 14 Válvula de 4 vías 27
Fig. Nº 15 Válvula reguladora de Flujo (vrf) 28
Fig. Nº 16 Instalación de lubricador 29
Fig. Nº 17 Partes del Separador Vertical 34
Fig. Nº 18 Partes del Separador Horizontal 35
Fig. Nº 19 Pates de la Bota de gas 40
Fig. Nº 20 Equipos de superficie del Bombeo Hidráulico –Jet 41
Fig. Nº 21 Componentes de fondo – Bomba Jet 45
Fig. Nº 22 Funcionamiento de la Bomba Jet 47
Fig. Nº 23 Principio físico de la Bomba Jet 48
Fig. Nº 24 Elementos - Bomba Jet Claw directa 49
Fig. Nº 25 Elementos - Bomba Jet Claw Reversa 50
Fig. Nº 26 Corte transversal – Bomba Jet Claw® Smart 51
Fig. Nº 27 Diferencias entre Bomba Jet Claw® y Bomba Jet Directa 52
XVII
Fig. Nº 28 Principales elementos constitutivos Bomba Jet 55
Fig. Nº 29 Nodos de interés en el sistema 65
Fig. Nº 30 Curvas de Comportamiento – Coeficiente de fricción. 70
Fig. Nº 31 Relación de efectividad 71
Fig. Nº 32 Localización de los tipos de Cavitación – Bombas Jet 74
Fig. Nº 33 Relación: Presión – Velocidad de inyección del fluido 76
Fig. Nº 34 Selección de la Presión de inyección del fluido motriz 76
Fig. Nº 35 Calculo de la Pwf. y selección de la Bomba Jet. 79
Fig. Nº 36 Índice de productividad del pozo Libertador 123 83
Fig. Nº 37 Completación Actual de fondo del pozo Libertador 123 84
Fig. Nº 38 Bomba Jet Claw – Especificaciones técnicas 85
Fig. Nº 39 Camisa - Sliding Sleeves 87
Fig. Nº 40 Empacadura “ETI-FH” 90
Fig. Nº 41 Unidades de bombeo MTU Sertecpet 93
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Pág.
Tab. N° 1 Dimensiones de Boquilla y Garganta – diferentes fabricantes 72
Tab. N° 2 Tamaños Nominales 73
Tab. N° 3 Datos técnicos de las Camisas 88
Tab. N° 4 Datos técnicos del Nipple (NO -GO) 89
Tab. N° 5 Especidicaciones tecnicas – Empacaduras 91
Tab. N° 6 Producción. Bomba Jet Claw 7-A (2010)- Pozo Libertador 123. 95
Tab. N° 7 Bomba Jet - Características 97 Tab. N° 8 Bomba Quíntuplex National Oilwell® 300Q-5H – Características 98
Tab. N° 9 Guía para la localización de falla
XVIII
RESUMEN
En la Industria petrolera siempre ha existido la necesidad de reducir costos tanto en
mantenimiento como en operación de sistemas, y buscar nuevas alternativas para una
mayor producción a menores costos hace que el bombeo hidráulico tipo jet sea un
sistema de Levantamiento Artificial necesario y requerido en nuestra región Amazónica,
desde este punto de vista la importancia de conocer las múltiples aplicaciones de la
Bomba Hidráulica Tipo Jet.
Una vez que conocidos los componentes, equipos, y el respectivo software que cada
compañía maneja nos ayuda a solucionar los diferentes problemas que se presentan a
diario en el campo y que como se menciona en este trabajo el no tomar las respectivas
precauciones, y conocimiento hicieron que se pierda tiempo, dinero y producción.
Estos tres factores en la industria petrolera no se pueden tomar a la ligera.
En la actualidad se requiere un gran caudal de producción de los pozos tomando en
cuenta rangos ya establecidos, normas y el adecuado uso oportuno del software del
Bombeo Hidráulico- Jet, así que procedemos a realizar una evaluación del sistema de
Levantamiento artificial, con el objetivo de determinar si es el más indicado para dicho
pozo.
En el primer Capítulo se presenta una reseña histórica del bombeo Hidráulico Tipo Jet
cuando fue implementado, su principio fundamental y la respectiva justificación del
trabajo que es de analizar el funcionamiento de la Bomba Jet para la producción del
pozo Libertador 123.
XIX
En el segundo Capítulo se describe al Bombeo Hidráulico como tal, sus inicios los
métodos que se utilizaban anteriormente, sus sistemas de operación, sus elementos
principales de fondo y superficie presentando sus respectivas ventajas y desventajas
que ayudaron a comprender mejor este sistema.
En el tercer Capítulo se describe los parámetros para la selección de una Bomba
Hidráulica Tipo Jet. Las variables de funcionamiento de dicha bomba que se deben
analizar antes de seleccionar este tipo de Levantamiento Artificial utilizado para la
producción del pozo Libertador 123.
En el cuarto Capítulo se describe las partes y equipos principales del Sistema de
Bombeo Hidráulico Tipo Jet instalado para la producción del pozo Libertador 123 y el
respectivo análisis de Bomba Hidráulica – Tipo Jet determinando posibles problemas y
soluciones en su producción de fluido.
XX
SUMMARY
In the oil industry has always been the need to reduce costs both maintenance and
operating systems, and seek new alternatives to increased production at lower costs
makes the pump hydraulic jet is a necessary and Artificial Lift required in our Amazon
region, from this point of view the importance to meet the multiple applications of Type
Jet Pumps
Once known components, equipment and software as the company handles each helps
us to solve the various problems that arise daily in the field and as mentioned in this
work do not take the respective precautions, and knowledge made wasting time, money
and production. These three factors in the oil industry can not be taken lightly.
Currently requires a great deal of production wells ranges taking into account already
established, appropriate standards and timely use software Hydraulic Pump-Jet, so we
proceed to conduct an evaluation of artificial lift system, with the objective determine
whether it is best for the well. .
In the first chapter presents a historical overview of hydraulic jet pump when it
wasimplemented, the fundamental principle and the respective reason for this study is to
analyze the operation of jet pump for well production Libertador 123.
In the second Chapter it is described to the Hydraulic Pumping as such, there
beginnings the methods that it was used in the decade of 1930 their main elements of
bottom and surface giving us their respective advantages and disadvantages that helped
us to understand better east system.
XXI
In the third chapter describes the parameters for the selection of Jet Pumps Type
variables of the pump operation to be analyzed before selecting this type of artificial lift
used for well production Libertador 123.
In the fourth chapter describes the main parts and equipment Hydraulic Pumping
System - Type Jet installed for well production Libertador 123 and the respective
analysis of Pump Hydraulic identifying potential problems and solutions in the
production of fluid.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Al pozo Libertador 123 se le instaló una bomba hidráulica tipo Jet 7-A, a fin de tratar de
recuperar la producción de petróleo, optimizar el fluido motriz y a su vez determinar
una taza de producción adecuada que sea aceptada por la Agencia de regulación y
control hidrocarburífero (ARCH), evitando así un daño a la formación por una sobre
explotación al yacimiento.
La instalación de bombeo hidráulico Tipo Jet necesita de un mejor estudio técnico,
basado en la disponibilidad de todos los recursos que están a nuestro alcance, ya sea
realizando las pruebas de producción, y utilizando el software que tiene cada empresa
para determinar con exactitud las posibles fallas operativas que se presentan en los
diferentes pozos de la región amazónica.
1.1. EL PROBLEMA
Uno de los objetivos de la industria petrolera es obtener el mayor porcentaje de
producción de hidrocarburos; en este caso en particular la utilización del Bombeo
Hidráulico como un sistema de Levantamiento Artificial normalmente existen fallas en
el sistema o problemas en la circulación del fluido atreves de la bomba, tales como: falta
de fluido motriz, fugas tanto en superficie como en el fondo del pozo, contaminación
del fluido motriz, producción de gas; arena o parafina, cavitación de las Bombas Jet,
taponamiento de la bomba, daños mecánicos en las boquillas; garganta o difusores,
daños en el equipo de bombeo de superficie, fuga de fluido en bomba quíntuplex, entre
otros.
2
1.1.1 SÍNTOMAS
Principalmente como consecuencia de las fallas y problemas podemos mencionar:
caídas de la producción, el pozo no produce, incremento en la presión de operación,
caída de la presión de inyección
1.1.2 CAUSAS
Las causas originarias de los principales problemas del Sistema de Bombeo Hidráulico
Tipo Jet son varias: desde el fabricante del equipo; fallas relacionadas al diseño, al
ensamblaje, manipulación del transporte, almacenamiento del equipo, entre otras,
cambios de condiciones del pozo, presencia de corrosión en tuberías tanto de fondo
como de superficie, taponamiento de la bomba o de la válvula de pie, altas tasas de gas
fluyendo a través de la bomba, errores humanos, inapropiado transporte y manipulación
de equipo, falta de supervisión durante la bajada del equipo, errores en el programa de
mantenimiento del sistema.
1.2. OBJETIVO GENERAL
Estudiar las partes y el funcionamiento del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo
Jet en la producción del pozo Libertador 123, para determinar las fallas y averías
del sistema más comunes y establecer sus posibles soluciones.
1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS:
Describir el Sistema de Bombeo Hidráulico (superficie y fondo) para optimizar
su uso y mantenimiento.
Elaborar una Guía para la localización de fallas en la Operación del Sistema de
Bombeo Hidráulico Tipo Jet.
3
Identificar las variables operativas del funcionamiento del Bombeo Hidráulico
Tipo Jet en la producción del pozo.
Conocer las partes y equipos principales del Sistema de Bombeo Hidráulico
Tipo Jet, instalado en el Pozo Libertador 123; para determinar las posibles fallas
y averías de dicho Sistema de Bombeo.
1.4. JUSTIFICACIÓN
El estudio sobre los problemas y fallas en el funcionamiento del sistema de Bombeo
Hidráulico tipo Jet en el pozo Libertador 123, se lo realiza debido a que es necesario
conocer el origen de las fallas en el funcionamiento del equipo y de esta manera dar
posibles soluciones, ya que los problemas varían, ya sea por el tiempo de uso o por las
condiciones del pozo.
En el campo de la industria petrolera siempre ha existido la necesidad indispensable de
reducir los costos de operación y mantenimiento, pero siempre teniendo como fin
primordial el incremento de la producción de crudo, adecuándose a las condiciones
actuales de los pozos de petróleo y sus respectivos fluidos existentes.
Tomar en cuenta las innovaciones tecnológicas que en la actualidad son de enorme
influencia para el gran desarrollo productivo de cualquier tipo de levantamiento
artificial que sea instalado en el oriente ecuatoriano.
1.5. IDEA A DEFENDER
Con la elaboración de una guía de optimización del diseño, control y supervisión del
sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet instalado en el pozo Libertador 123 y
analizando las características del fluido del pozo, se logrará minimizar las fallas y
problemas más frecuentes logrando de este modo alargar la vida útil de los equipos y
una buena productividad del pozo.
4
1.6. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES
A continuación se indica las variables e indicadores referentes al tema
1.6.1. Variables Independientes
La Operación de la Bomba Jet, para la producción de petróleo del pozo
Libertador 123.
1.6.2. Variables Dependientes
Los equipos de superficie y su funcionamiento, para el tratamiento del fluido
motriz a inyectar, con la utilización de separadores, tanques, etc.
Los Servicios de las Empresas de Reacondicionamiento de pozos, para
control de arena, gas y agua, etc.
La Empresa que da Servicio y Mantenimiento de Bombas Hidráulica Tipo Jet,
para solucionar problemas que se presenten en la operación de la bomba.
1.6.3. Variables Intervinientes
Presión de reservorio, Pr.
Presión de fondo fluyente, Pwf.
Profundidad del pozo.
GOR.
BSW.
Viscosidad del crudo.
Sólidos en la producción de fluido.
Sedimentos en la producción de fluido.
5
Presión de inyección del fluido motriz.
Elementos corrosivos.
Tasa de producción de petróleo.
1.1. MARCO REFERENCIAL
En las décadas de 1960 y 1970 el bombeo hidráulico fue uno de los sistemas de
levantamiento artificial mayormente implementado en la Industria petrolera. Pero en
los años siguientes fue decayendo notablemente su uso. A partir de 1990 ha habido un
resurgimiento del bombeo hidráulico como excelente alternativa de levantamiento
artificial. Sus claras ventajas versus otros sistemas de levantamiento, le ha garantizado
un lugar de preferencia por parte de algunas compañías operadoras.
Las bombas Hidráulicas tipo "Jet" operan bajo la acción de un fluido a alta presión y el
efecto Vénturi que este provoca al pasar a través de una tobera. El fluido motriz (Power
Oil) a alta presión y baja velocidad es convertido a un fluido de baja presión y alta
velocidad al pasar por un orificio (Nozzle). La presión a la entrada de la garganta
(Throat) disminuye logrando que el fluido proveniente del reservorio ingrese a la
succión de la bomba (cámara de mezcla) debido a la mayor presión del mismo.
Luego de efectuarse la mezcla en la cámara, comienza la acción de bombeo de la
mezcla entre el fluido del reservorio y el fluido motriz (Power Oil). Cuando la mezcla
entra en la zona del difusor se produce una disminución en la velocidad y un aumento
en la presión de descarga, lo suficientemente alta como para que el fluido pueda llegar a
superficie. Un gran número de combinaciones de "tobera-garganta" se encuentran
disponibles en el mercado, las cuales serán seleccionadas en función del caudal a
extraer.
1.7
6
CAPÍTULO II
2. DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO
El método de bombeo hidráulico que emplea un sistema de balancín y varillas ha sido
aplicado al menos desde el año 476 después de Cristo, cuando los egipcios lo utilizaban
para bombear agua y dentro de la industria petrolera se empezó a utilizar desde la época
del descubrimiento. 1
Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial hidráulico
como la bomba de Faucett (1875) que en el subsuelo fue una bomba accionada por
vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro para operarla, por esta razón no
se encontró muchas aplicaciones en el campo petrolero.
Con el transcurrir de los años (1920) y teniendo que producir cada día desde mayores
profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños de estos equipos de
subsuelo y superficie hidráulicos, es así que desde 1932 varios miles de pozos
petroleros han sido explotados con bombas hidráulicas incrementándose cada día
más instalaciones en el mundo con este sistema de levantamiento artificial.
El principio fundamental aplicado al bombeo hidráulico en el subsuelo es la “Ley de
pascal”. La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación
centralizada en la superficie mediante un tubería llena de fluido hasta cualquier
número de puntos (pozos) dentro del sistema.
1 Dresser Oil Tools, Introducción a los Sistemas de Bombeo hidráulico
7
A continuación se puede apreciar un esquema típico de bombeo hidráulico como se
muestra en la figura Nº 1.
Figura Nº 1
Esquema del Bombeo Hidráulico
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
8
2.1. SISTEMAS DE OPERACIÓN
Existen básicamente dos sistemas de fluido motriz:
Sistema de fluido motriz abierto
Sistema de fluido motriz cerrado
Ambos sistemas son iguales en el manejo del fluido motriz desde los tanques de
almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el fluido
motriz retorna a la superficie después de haber operado la unidad.
2.1.1. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO
Un sistema de fluido motriz abierto (OFF, OPEN POWER FLUID) sólo requiere de dos
conductos de fluido en el pozo, el primero para circular o continuar el fluido motriz a
presión o dirigidos a la parte motor de bomba, el segundo contiene el fluido motriz que
acciona la bomba mas el fluido producido por el pozo en un retorno a superficie
(llamado conducto anular), como se muestra en la figura Nº. 2.
Este sistema es sencillo y económico por tal razón las bombas hidráulicas Oilmaster y
KOBE trabajan bajo estas condiciones y permite inyectar aditivos químicos al fondo del
pozo como inhibidores de corrosión, de incrustación y de parafina los mismos que
ayudarán a extender la vida útil del equipo de subsuelo si los fluidos producidos tienen a
formar emulsiones dentro del pozo pueden añadirse desmulsificantes al fluido motriz.
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2.1.2. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO
En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se permite
que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema
(Véase Figura Nº. 3) se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo
como en superficie; una sarta sirve para transportar la producción hasta la batería de
tanques y otra para que retorne el fluido motriz ya que cumplió su función en el fondo
del pozo hasta el tanque respectivo para volver a circular.
Esta exigencia de una sarta adicional de tubería más, la complejidad asociada de diseño
en el fondo del pozo, hace que este sistema sea más costoso que el sistema abierto. El
sistema de fluido motriz cerrado es recomendable para cuando los fluidos producidos
son extremadamente abrasivos o corrosivos; permite la utilización de materiales menos
sofisticados en la parte motriz de la bomba, y podrá prolongar la vida útil de la bomba y
de las instalaciones de superficie.
Es muy útil en plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales.
Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el mayor
inconveniente a tenerse es el fluido motriz porque este no seguirá limpio
indefinidamente aunque se tenga todas las precauciones y cuidados que el caso
requiere.
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2.2. TIPOS DE SISTEMA DE SUBSUELO
Existen los siguientes tipos de sistemas:
El sistema de bomba libre
El sistema de bomba fija
2.2.1. SISTEMA DE BOMBA LIBRE
No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba esta bomba se desplaza
dentro de la sarta de tubería del fluido motriz.2
Para colocar la bomba o correr la bomba Oilmaster o Kobe se inserta en la sarta de la
tubería en la superficie y se la hace circular hasta el fondo donde se aloja en el conjunto
de fondo (BHA) dentro de la cavidad.
Para recuperar la Bomba Jet, se inyecta fluido motriz por el espacio anular, esta
inyección invertida de fluido hace que accione la válvula de pie o standing valve y
presurice en el fondo desasentando la bomba de la cavidad, la presión queda atrapada
en la copas que tiene la bomba en la parte superior y de esta forma permite circular
hasta superficie para ser reemplazada, en ciertos casos se requiere de una unidad
especial para recuperarla.
Es una ventaja de este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar o reemplazar
equipos sin necesidad de una unidad de reacondicionamiento como se puede apreciar en
la figura N° 4.
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14
La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se instala en el pozo
como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo obligatoriamente se tiene
que cambiar utilizando una unidad se reacondicionamiento. Una de las razones para
seleccionar una bomba fija sería para levantar grandes volúmenes ya que el tamaño
físico de estas bombas no está limitado por el diámetro interior de la tubería.
Figura N°5
Tipos de sistemas de bomba fija.
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
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Los principales elementos del conjunto de fondo son los siguientes:
2.3.1. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
También conocida como tubing es la sarta de tubos que se encuentran instalados desde
la superficie hasta el fondo del pozo son tubos de alta presión (hasta 8000 psi,
dependiendo del grado a utilizar). A través de ella se inyecta en el fluido motriz a la
bomba, cada tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente en nuestro país los tubing
más utilizados son de 31/2" y de 2 7 /8".
2.3.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Llamada también casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las
profundidades hasta donde se instalara todo el conjunto de fondo, EP Petroprodución
comúnmente utiliza casing de producción de 7” su función es evitar derrumbes en el
pozo.
En nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido perdiendo su capacidad
de resistencia sobre todo por la corrosión; consecuentemente su resistencia es limitada a
altas presiones (+ 1500 psi).
2.3.3 CAVIDAD
Es un conjunto de tuberías, camisas sellantes y tubos paralelos, configurados para alojar
interiormente bombas de tipo jet o pistón.3
3 Sertecpet: Bombeo Hidráulica Jet Claw. 2008.
17
2.3.3.1 CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS
Generalmente hay dos tipos de cavidades. La primera tiene: un tubo, una camisa
sellante y un asiento para la válvula standing. No dispone de tubos paralelos debido a
que la bomba que se aloja internamente, es de simple efecto. (Véase figura Nº 7.)
Figura N° 6
Cavidad
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
18
La segunda cavidad tiene dos tubos unidos por collares dentro de los cuales se encuentra
las camisas sellantes. El tipo de bomba alojada en estas cavidades es de doble efecto por
lo tanto tiene tubos paralelos que llevan el fluido motriz hasta el centro de la cavidad de
este punto se direcciona a la parte interna de los pistones motor para dar el movimiento
reciprocante de la bomba por la acción de la reversada de la válvula, por medio de la
cual se produce la succión y la descarga, esta bomba a su vez se asienta en el asiento de
la válvula que se aloja en la parte inferior de la cavidad. Estas cavidades son de 2 7/8
pueden ser acopladas en tubería de 2 7/8 o mediante un crossover para tubería de 3 ½.
2.3.4. AISLADORES DE ZONAS (packers)
Conocidos como packers son elementos cuyo sistemas mecánico o hidráulico hacen
que sellen las paredes del casing y el tubing aislados independientemente de esta forma
las arenas productoras.
2.3.5 CAMISAS (SLIDING SLEEVE)
Es un nipple con orificios dispuestos en su parte media de manera especial para permitir
la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular. En el interior de la
camisa se aloja un elemento deslizable denominado Closing Sleeve que posee los
elementos sellantes y que, mediante su operación permite abrir o cerrar los orificios de
la camisa, de esta forma se permite o se impide el paso de fluido del tubing al casing o
viceversa.
Esta se instala en el ensamblaje de fondo del pozo (BHA). (Véase figura Nº 8.)
19
Figura N° 8
Sliding Sleeve
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
2.3.6 VÁLVULA DE PIE (STANDING VALVE)
Es una válvula de retención, está conformado por una bola y un asiento, un by pass y un
ensamblaje de sellos; el by pass se abre cuando se recupera del fondo del pozo. Se
dispone de standing valve para no-go y para cavidades. Esta válvula puede ser corrida y
recuperada solo con unidad de cable liso o flexible. La válvula standing para cavidades
se usa como asiento de la bomba y para evitar la pérdida del nivel de fluido. (Figura N°
9.)
20
Figura N° 9
Standing Valve
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
2.3.6.1 APLICACIONES
Se aloja en el no-go nipple tipo F ó R y también en camisas de circulación. Se
utiliza como válvula check para permitir el flujo en un solo sentido.
Mantener el fluido en la tubería de producción para evitar que contamine a la
formación productora.
21
2.3.7 SEPARATION TOOL
Denominada bomba falsa, se aloja dentro de la camisa de circulación o dentro de la
cavidad y sirve para aislar los orificios de la misma, impidiendo la comunicación
tubing- casing. Se utiliza cuando la camisa tiene dificultades para cerrar o ya no realiza
sello perfecto. También sirve para realizar pruebas de inyectividad y pruebas de
admisión o tratamiento a la formación.
2.3.7.1 CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS
Posee dos sellos cuando va alojada en una camisa, y un sello en la parte superior
y una cabeza de standing valve en la parte inferior cuando va alojada en una
cavidad.
Dispone además de un pin de ruptura instalado en la parte superior que se rompe
para recuperar de la camisa.
2.3.8 NO - GO NIPPLE
Son herramientas que van instaladas en el ensamblaje de fondo del pozo, se utilizan
para asentar equipos de control de flujo de fondo. Se construye en acero 4340 y 4140.
Para incrementar la vida útil de la herramienta, se realiza tratamiento térmico, lo cual le
permite alcanzar mayor resistencia a la abrasión y corrosión. Estos nipples son
colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción. 4
4 Dresser Oil Tools, Introducción a los Sistemas de Bombeo hidráulico
Entre los
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2.3.9. CAB
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23
Las válvulas del casing, son válvulas por donde retornará la mezcla de los fluidos
inyectado y producido a la línea de retorno a la estación de producción son válvulas de
(3000 o 5000) psi.
Las válvulas del tubing son válvulas que permiten al paso del fluido de inyección hacia
el tubing y consecuentemente a la parte motor de la bomba, son válvulas de 5000 psi.
Figura N° 11
Cabezal de pozo tipo Árbol de Navidad
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
24
En la siguiente grafica (Figura Nº. 12.) se muestra los componentes de un cabezal de
pozo con válvula de 4 vías, y demás componentes; variedad tuberías; diferenciando la
sección del árbol de navidad (parte superior) y la sección del cabezal del pozo (parte
inferior)
Figura N° 12
Partes del cabezal del pozo
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
25
2.3.10 VÁLVULA DE CONTROL DE POZO (4 VÍAS)
La función principal de la válvula de 4 vías es revertir el flujo de los fluidos durante las
operaciones de introducción o recuperar las bombas.
La válvula de cuatro vías se acciona con una sola palanca, se cambia de posición
mediante un dispositivo de acción positiva, tipo carreta, con tres posiciones
En la Figura Nº 13 se describe las diferentes posiciones de la Válvula de 4 vías durante
la operación en un circuito abierto de una bomba libre con tuberías paralelas.
Sirve para controlar la dirección del fluido motriz que acciona la bomba del pozo. Con
sólo mover la palanca hacia abajo, el fluido motriz baja por la tubería de inyección
para activar y accionar la bomba.
Para reversar la bomba, la palanca debe posicionarse hacia arriba para dirigir el flujo
hacia abajo por el espacio anular para que empuje y saque la bomba por la tubería de
inyección hasta superficie.
En la posición intermedia la válvula desvía al fluido (by pass), es decir que el fluido de
inyección pasa directamente a la línea de retorno y a la estación. Con el giro a la
derecha del handle (mariposa) presurizamos el pozo, la operación inversa es para
despresurizar. (Figura Nº 14)
26
Figura N° 13
Posiciones de la Válvula de 4 vías
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
28
2.4 VÁLVULAS DE CONTROL DE FLUJO
La válvula reguladora o de control de flujo (VRF) sirve específicamente para
regular el paso del fluido a ser inyectado al pozo y consecuentemente a la bomba.
Esta válvula se instala entre la válvula block y puede regular hasta 3000 bls/día y
5000 bls/día. (Figura Nº 15)
Figura N° 15
Válvula reguladora de Flujo (vrf)
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
29
2.4.1 LUBRICADOR
Es una herramienta de apoyo que se acopla a la válvula de 4 vías y al cabezal tipo
árbol de navidad, sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia el pozo sin
necesidad de contaminar el medio ambiente facilitando al técnico la operación del
cambio de bomba y reduciendo el peligro de trabajar con el pozo abierto. (Figura Nº
16)
Figura N° 16
Instalación de lubricador
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
30
2.4.2 LÍNEAS
En el recorrido que realiza el fluido no siempre se encuentra con un mismo caudal ni
con una presión constante, por ello se utilizan dos tipos de tubería en toda la instalación
de superficie.
2.4.2.1 TUBERÍA DE ALTA PRESIÓN
Soporta hasta 5000 psi, se utiliza para el fluido de inyección desde la planta hasta el
cabezal del pozo; la sarta de tubería que se utiliza en la completación definitiva es
también de alta presión.
2.4.2.2 TUBERÍA DE BAJA PRESIÓN
Tiene márgenes de resistencia menores (500-800 psi), se encuentran instaladas desde la
salida de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.
2.4.3 VÁLVULAS DE PASO
Las válvulas que conforman un circuito no son iguales aunque su principio es de
apertura y cierre, las más utilizadas son:
31
2.4.3.1 VÁLVULAS MARIPOSA
Es un dispositivo para interrumpir o regular el flujo de un fluido en un conducto, ante
todo cuando la caída de presión a través de la válvula es relativamente baja. Se cierran
con varia vueltas (sentido anti horario).
2.4.3.2 VÁLVULAS DE TIPO BLOCK
De acción rápida y sirven para aperturas y cierre rápidos su trabajo es en apertura y
cierre con giro a 90°.
2.4.4. TURBINA DE CAUDAL
Este elemento es indispensable dentro del circuito en la superficie ya que mediante el
movimiento de la turbina producido por la energía cinética del fluido motriz presurizado
en su parte interior los alabes giran en gran velocidad estas pulsaciones son leídas por
un sensor magnético que posee un instrumento electrónico que cuenta el paso de
numero de barriles que circulan hacia el pozo.
La turbina se encuentra instalada directamente en la línea de inyección luego de la
válvula reguladora de flujo o VRF.
32
2.4.5 CUENTA BARRILES
En un instrumento electro magnético que sirve para leer las pulsaciones que se
producen al interior de la turbina, facilitando de esta manera determinar exactamente
el número de barriles inyectados hacia la bomba, este elemento es portátil y no se lo
encuentra instalado en la locación.
2.5 PRINCIPALES EQUIPOS DE SUPERFICIE
A continuación se indica los principales equipos utilizados en el Sistema de Bombeo
Hidráulico Tipo Jet (Véase figura Nº 20.)
2.5.1 VÁLVULA CHECK
Primero, los fluidos ingresan a la unidad de acondicionamiento del fluido a través de
una válvula check, la que normalmente corre por cuenta del usuario del equipo, la cual
permite el paso del fluido en una sola dirección.
2.5.2 VÁLVULA PARA CONTROL DE OLEAJE
Esta válvula esta calibrada para abrir cuando se sienta un oleaje de alta presión en la
entrada de la válvula (es decir, en el recipiente de la acumulación y brinda protección
contra oleajes).
33
2.5.3 VÁLVULA DE SEGURIDAD
La unidad de acondicionamiento de fluido motriz (Econodraulic) está equipada con dos
válvulas de seguridad. La primera válvula de seguridad es para el recipiente de
acondicionamiento y una válvula de seguridad para el acumulador. Cada válvula se
calibra para proteger estos recipientes de sobre presión.
2.5.4 VÁLVULA ESTRANGULADORA
La válvula estranguladora manual debajo de la corriente inferior del filtro ciclónico
controlará el flujo de los fluidos, si está correctamente calibrada. Si el fluido de la
corriente inferior está muy sucio, tiende a taponar la salida. Por lo tanto, la válvula tiene
que abrirse al máximo posible.
2.5.5 SEPARADOR VERTICAL
La primera entrada del fluido es el recipiente acumulador y amortiguador
El propósito del recipiente amortiguador / acumulador es evitar que el gas excesivo
ingrese al filtro ciclónico de arena, lo que reduciría la eficiencia de dicho desarenador.
El separador vertical (Fig. Nº 17) también sirve como cámara de compensación por si el
recipiente se viera expuesto a un oleaje de alta presión desde el pozo. Impide que tal
oleaje sea transmitido al filtro ciclónico de arena o al recipiente de acondicionamiento.
34
Figura N° 17
Partes del Separador Vertical
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
2.5.6 SEPARADOR HORIZONTAL – TRIFÁSICO
El recipiente para acondicionamiento de fluidos es un equipo de almacenamiento que
separa el petróleo, agua y el gas. (Véase Fig. Nº 18)
35
Cuando el nivel del fluido previamente calibrado llega a distar aproximadamente unas 5
pulgadas de la parte superior del recipiente de acondicionamiento de fluidos, el fluido
pasa a una línea de rebose y sale del recipiente. Este exceso se traslada a un tubo que
conduce a línea de flujo y luego a la batería de tanques de almacenamiento.
El tiempo de retención de fluido motriz en el recipiente de acondicionamiento realmente
no es suficiente para un asentamiento significativo de las partículas solidas que están en
los fluidos, de modo que el filtro ciclónico debe lograr la mayor parte de la separación
de sólidos. He ahí la importancia de instalar, dimensionar, controlar y operar dichos
filtros correctamente, porque de eso depende el funcionamiento del sistema.
Figura N° 18
Partes del Separador Horizontal
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D
36
Una vez que esté funcionando el sistema hidráulico, se descarga los fluidos que excedan
de lo requerido por las bombas en superficie y subsuelo, desde el recipiente para
acondicionamiento de fluido a través de la válvula selectora manual (salida alta) para
descargar el petróleo a través de la válvula (salida baja) cuando la descarga sea
principalmente agua
El nivel de líquido en el recipiente de acondicionamiento se mantiene en un nivel
suficiente para abastecer a la bomba múltiplex de una cantidad adecuada de fluido
limpio.
2.5.7 DESARENADOR CICLONICO
El filtro ciclónico de arena constituye el corazón de la unidad de tratamiento del fluido
en superficie. Sin un excelente separador de sólidos, el resultado sería un tiempo
innecesariamente corto de funcionamiento y un trabajo excesivo de mantenimiento.
Los filtros de arena deben dimensionarse para que tengan el tamaño necesario para
efectuar una separación máxima de las partículas sólidas, proporcionando un fluido
esencialmente limpio para la bomba de fluido motriz en la superficie y la hidráulica en
el fondo.
Los sólidos separados son descargados por la parte inferior. Y el fluido motriz limpio
pasa desde la rebose (excedente) del filtro de arena, a través de la válvula de salida del
filtro de arena y de ahí al separador trifásico.
37
2.5.8 MOTOR Y REDUCTOR DE VELOCIDAD
Siendo el motor la planta de fuerza que mueve el sistema de Bombeo Hidráulico y dado
su complejidad, la operación y mantenimiento se deben hacer de acuerdo a las
especificaciones que vienen al ser adquiridas.
La eficiencia mecánica del motor depende la calidad de operación del mismo, control de
mantenimiento y el uso de combustibles y aceites recomendados. El excesivo humo o
pérdida de fuerza es indicador de que no ha tenido mantenimiento adecuado;
inspeccionar la entrada del aire y la cañería de combustible, cuyos daños pueden causar
rotura o restricción.
La reductora de velocidad está destinada a reducir las revoluciones del motor hasta el
límite programado para la bomba tríplex. Esta ha sido diseñado para garantizar un
acople correcto con el acople rotativo del motor. El diámetro y longitud del acople está
diseñado para mantener una precisa alineación del equipo, bajo las más diversas
condiciones de carga, permitiendo además una mayor eficiencia y evitando daños en su
estructura.
2.5.9 BOMBA DE FLUIDO MOTRIZ
La Bomba de fluido motriz da fuerza en superficie y provee líquido presurizado para
operar la bomba hidráulica en el subsuelo.
38
Esta bomba es debidamente alineada con la caja reductora y el motor y es conectada
mediante un acople flexible que ya viene desde la fabrica, sin embargo, es necesario
chequear la distancia y el ángulo de alineación después de la instalación final en la
locación del pozo.
Para la protección de la bomba se tiene el amortiguador de pulsaciones, el cual es
instalado para disipar el golpe del fluido que se desarrolla en el sistema debido a la
pulsación de los émbolos de la bomba. Si las fluctuaciones de presión de la bomba
tríplex no son amortiguadas a la salida, el golpe del fluido puede llegar a ser suficiente
para romper las instalaciones de la cabeza del pozo. Además si las pulsaciones no se
amortiguan estas se amplifican y se reflejan con la misma Bomba Tríplex llegando a
destruirla. Este Amortiguador debe ser colocado tan cerca como sea posible de la
descarga de la bomba tríplex.
2.5.10 SISTEMA DEL “BY PASS” (VÁLVULA DE DESVÍO)
La válvula manual de desvió, es el dispositivo con el cual se regula el volumen de fluido
que es enviado a la bomba de fondo o recirculando a la unidad de superficie como
exceso de fluido. Puesto que el desplazamiento de la bomba triplex es mayor que el
volumen requerido para operar la bomba hidráulica de subsuelo, un poco de fluido se
recircula y el y el resto se bombea al pozo regulando el volumen de inyección
manualmente, mediante la Válvula de Desvío.
Este dispositivo de control de flujo es un orificio que puede variarse manualmente y
consiste de una ranura formada por un manguito de carburo de tungsteno con control de
abertura por movimiento del tapón integral de carburo que está dentro del manguito y
que se puede colocar en cualquier posición
39
La válvula de desvió es un simple dispositivo que da pocos problemas en la operación
manual. El volumen desviado hará muy estable al sistema, mientras no haya grandes
fluctuaciones de presión.
2.5.11 BOTA DE GAS
Esencialmente la bota de gas forma parte del tanque de petróleo motriz. Su propósito es
proporcionar una última separación de gas y petróleo. Figura Nº19.
Si el gas no se separa suficientemente del petróleo, el gas libre se arrastra hasta el
tanque de decantación y destruirá el proceso de asentamiento al revolver el fluido en
dicho tanque.
Está formada de dos cilindros verticales concéntricos, figura 4-31, y sirve para eliminar
una cantidad adicional de gas que todavía permanece en solución. Por el cilindro interno
sube el petróleo y agua, hasta chocar con un deflector en forma de sombrero chino,
descendiendo por el espacio anular para ingresar al tanque de lavado.
Este equipo sirve como separador de producción alterno temporal, en el caso de que los
separadores primarios se inunden y trabajen en by-pass. Se debe diseñar para eliminar el
GOR residual a la descarga de los separadores, recomendándose sobredimensionar en
un 50 %, para ayudar en el caso de by-pass.
40
La línea de la descarga de gas en la bota debe tener un arresta llamas, preferible con
drenaje de líquidos a un sumidero, por la fuerte condensación de líquidos. En el caso de
conectarse con otra descarga de gas, se recomienda colocar una válvula check para
evitar contra flujos y posibles derrames en los tanques.
Figura N° 19
Partes de la Bota de gas
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D
41
Figura N° 20
Equipos de superficie del Bombeo hidráulico –jet
Fuente: National Oilwell
Elaborado por: Julio Sánchez D.
2.6. INSTRUMENTOS
Como se trabaja con altas presiones se tiene que registrar en las líneas de inyección y
retorno con manómetros de alta y baja presión (5000 psi y 600 psi respectivamente)
42
En la mayoría de los pozos se encuentran instalados un manómetro diferencial que es
un registrador de caratula giratoria (denominado BARTON por la marca del
fabricante) en el que se registran las presiones de operación de inyección y la presión
de retorno, esta carta es cambiable y su giro es proporcional con el tiempo real, se
gradúa a 24 horas o a 7 días según el tipo de reloj.
2.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
2.7.1 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
Con el sistema de levantamiento artificial hidráulico se puede producir grandes
caudales desde mayores profundidades esto es con relación a las bombas de
varillas del bombeo mecánico.
Mediante el sistema de levantamiento hidráulico se tiene una gran flexibilidad
para adaptarse a los cambios de caudales de producción.
Salvo casos extremos las bombas hidráulicas para su cambio no requieren de
torre de reacondicionamiento.
Las Bombas Pistón tienen mejores eficiencias a grandes profundidades que una
bomba de varillas (bombeo mecánico) por que no existen el problema del
estiramiento de la sarta.
Todas la bombas hidráulicas pueden accionarse desde una sola fuente de fluido
motriz
Las Bombas Jet manejan relativamente grandes relaciones de gas - petróleo
Dentro de las bombas hidráulicas son las Bombas Jet las que menor
mantenimiento requieren por su reducido número de partes además estos
equipos se los puede reparar en la locación
Con las Bombas Jet se puede producir altos volúmenes de fluido y además
pueden manejar sólidos dentro de la producción.
43
2.7.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
Como se trabaja con presiones de operaciones altas el trabajo se debe realizar
con gran meticulosidad ya que una mala operación puede acarrear problemas
con consecuencias graves.
Para una eficiente operación de las bombas hidráulicas se requiere que el fluido
motriz sea limpio
Cuando los pozos producen con una bomba jet, y el BSW (%) es alto se tendrá
un mayor consumo de químicos (desmulsificantes), las unidades de poder
trabajaran a mayores emboladas por minuto; por lo tanto se consumirá mayor
cantidad de combustible.
La Bomba Jet requiere de un alto caballaje para trabajar idóneamente
En pozos donde se tienen un alto corte de agua se requiere inyectar químicos
para bajar la emulsión producida por la Bomba Jet en los tanques de
almacenamiento.
44
CAPÍTULO III
3. BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET - GENERALIDADES
La Bomba Jet es una clase especial de bomba hidráulica cuyo principio de
levantamiento se basa en la transferencia de energía entre el fluido de inyección y el
fluido producido, cuando el fluido inyectado atraviesa la boquilla en el fondo del pozo,
se produce la transformación de energía potencial en energía cinética (Principio de
Vénturi), lo que finalmente causa la producción de fluidos desde el reservorio. Con las
Bombas Hidráulicas Tipo Jet siempre se tiene un sistema de fluido motriz abierto.
Las ventajas de este sistema de bombeo son numerosas. Principalmente la carencia de
partes móviles que permite manejar fluidos de cualquier calidad, tanto motriz como
producido. Otra ventaja se tiene en lo compacto de la sección de trabajo compuesta por
la tobera, la entrada a la cámara de mezclado y el difusor, esto facilita su instalación,
además permite al bombeo hidráulico adaptarse casi a cualquier profundidad en el pozo.
Otra ventaja de las Bombas Jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que
pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo, frecuentemente se
pueden obtener tasas de producción más altas que con la Bombas de Pistón, por lo que
se recomienda su uso en pozos con altos índices de productividad así como también
en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia de arena.5
Estas bombas no son aplicables a todos los pozos pues necesitan presiones de succión
relativamente altas para evitar cavitación y no requerir de altas potencias.
5 National Oilwell: Artificial Configuration 2008.
45
A continuación se presenta en la figura N° 21 los componentes de fondo de una Bomba
Jet.
Figura N° 21
Componentes de fondo - Bomba Jet
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
3.1. FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET
Los caudales de producción y fluido motriz en las Bombas Jet se controlan mediante
una configuración de boquillas y gargantas. Diferentes configuraciones geométricas
se utilizan para controlar la luz entre los orificios de la boquilla y el tubo de mezcla
para lograr caudales deseados de producción.
46
Un ejemplo de una bomba subsuperficial tipo chorro se muestra en la Fig. Nº 22. El
fluido motriz entra por la parte superior de la bomba y pasa a través de la tobera, donde
su presión total es convertida a una carga por velocidad.
El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en el
subsuelo, donde llega a una boquilla con una presión total que se designa como (P1).
Este fluido a presión alta dirige entonces a través de la boquilla lo que hace que la
corriente de fluido tenga alta velocidad y baje presión. (Figura N°23)
La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del pozo entren
en la bomba y sean descargados por la tubería de producción con el caudal de
producción deseado, (Figura N°23).
Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos de la alta velocidad,
estos dos fluidos llegan hasta unas sección de área constante en donde se mezclan, en
este punto se mantiene la velocidad y la presión constante. ,
Cuando los fluidos combinados llegan al final de esta sección constante, al iniciar el
cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va disminuyendo a medida que
aumenta el área y la presión.
Esta alta presión se descarga (P2) debe ser suficiente para levantar los fluidos
combinados al caudal deseado (Q2) hasta la superficie.
Los componentes claves de las bombas Jet son las boquillas y la garganta (throat). El
área de las aperturas en estos elementos determina el rendimiento de la bomba. Estas
aéreas se designan como Aj y At. , (Figura N°23).
47
La relación entre estas áreas Aj/At se conoce como la relación de áreas. Las bombas
que tienen las mismas relaciones de áreas tendrán también las mismas curvas de
comportamiento. El volumen de fluido motriz será proporcional al tamaño de la
boquilla. El área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio
anular entre la boquilla y la garganta. Las características de la bomba en cuanto a la
cavitación responden sensiblemente a esta área en la figura N° 23 también se muestra
en la nomenclatura de la bomba jet.
Figura N° 22
Funcionamiento de la bomba Jet
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
48
Figura N°23
Principio físico de la bomba Jet
Fuente: Manual de operaciones Bomba Jet Claw - Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
3.2 TIPOS DE BOMBAS JET
“Sertecpet” ha desarrollado sus propias bombas Jet que son: Jet Claw® Directa; Jet
Claw® Reverse y Jet claw® Smart que varían en la tubería que se toma para la
inyección del fluido motriz y la tubería por la cual se produce6
6 Sertecpet. Manual para operaciones de campo Jet Claw. 2008.
P1 q1 H1 P2 q2 H2
49
3.2.1 BOMBA JET CLAW DIRECTA
La bomba Jet Claw® Directa (Véase figura Nº24), es utilizada en pozos de producción
de petróleo de forma continua y en operaciones de pruebas de pozos. Está compuesta
por 11 partes fijas, las partes más importante son: la boquilla y la garganta. Se puede
asentar en una camisa, cavidad, mandril de gas Lift y coiled tubing. Construida en acero
de alta calidad. Puede adaptar sensores de presión o muestreadores para análisis PVT.
Puede ser removida a la superficie hidráulicamente o utilizando slick line.
Figura N°24
Elementos - Bomba Jet Claw directa
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
50
3.2.2 BOMBA JET CLAW® REVERSA
Son recomendables para pozos nuevos o con altos contenidos de sólidos ya que las
partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba Jet Claw® (Figura Nº 25).
Son usadas en pozos arenados, evitando la acumulación de arena sobre el packer.
Figura N°25
Elementos - Bomba Jet Claw Reversa
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
51
El fluido motriz es inyectado por el espacio anular y la producción más la inyección
retorna por el tubing, los fluidos del reservorio son recuperados una vez que la
capacidad de la tubería de producción que se encuentra sobre la bomba ha sido
desplazada, lo que implica un ahorro de tiempo de operación.
3.2.3 BOMBA JET CLAW® SMART
Es una Jet Claw® convencional (Figura Nº 26) para camisa de 3 ½”. Está compuesta de
dos secciones: la parte interna conformada por una bomba Jet Claw® directa de 2 3/8”,
acoplado a la válvula de cierre de fondo y asegurada con pines de ruptura. En esta
bomba se acoplan directamente las memorias electrónicas en su parte inferior, que
sirven para tomar los datos de fondo del pozo. Además consta de una parte externa en
donde se ubican los elementos sellantes. Se puede correr y recuperar con unidad de
cable liso o hidráulicamente.
Figura N°26
Corte transversal – Bomba Jet Claw® Smart
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
52
3.3 DIFERENCIAS ENTRE BOMBA JET CONVENCIONAL Y BOMBA JET
REVERSA
La principal diferencia entre estos dos tipos de bombas se encuentra en la estructura de
cada bomba, la posición de la boquilla, garganta y la vía de inyección del fluido motriz.
La ubicación de la boquilla y garganta es diferente en los dos tipos de bombas. (Figura
Nº 27)
Figura N° 27
Diferencias entre Bomba Jet Claw® y Bomba Jet Directa
Fuente: Manual para operaciones de campo Bomba Jet Claw - Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
53
3.3.1 BOMBA JET CLAW REVERSA
La vía de inyección del fluido motriz cuando se usa un Bomba Jet Reversa es por el
anular (El fluido ingresa por la parte inferior de la bomba) y el fluido motriz mas
producción retorna por el tubing. En este caso la boquilla se encuentra abajo y la
garganta arriba
Esta bomba se desplaza con Wire Line
Los resultados se obtienen en menor tiempo
Esta bomba se recupera con Wire Line
Las presiones de operación son bajas
3.3.1 BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL
La vía de inyección con la Bomba Jet Convencional es por el tubing (Fluido motriz
ingresa por la parte superior de la bomba) y el fluido motriz mas producción retorna por
el espacio anular. En este caso la boquilla está arriba y la garganta esta abajo
Esta bomba se desplaza hidráulicamente
Los resultados se obtienen en mayor tiempo
Esta bomba se recupera Hidráulicamente
Las presiones de operación son altas
54
3.4 COMPARACIÓN DE LA BOMBA JET CON LA BOMBA TIPO PISTÓN
Este proceso está basado en el principio hidráulico que establece que: “Si se ejerce una
presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente, dicha presión se
transmite en todas las direcciones con igual intensidad”. Esto significa que la presión
proporcionada en la superficie al fluido motriz, es la misma que se aplica a los pistones
de la unidad de bombeo, obligándolos a impulsar los fluidos producidos por el
yacimiento hacia la superficie.
El bombeo hidráulico Tipo Pistón ha tenido gran aceptación en los últimos años; ya que
ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento artificial. Puede
alcanzar profundidades hasta de 18000 pies y para sustituir o darle mantenimiento al
mecanismo (motor - bomba) no se requiere equipo de reparación, únicamente se invierte
el sentido del fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la
superficie por el desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre). Otras ventajas
son:
1. Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bls/día).
2. Puede operarse en pozos direccionales.
3. Es de fácil adaptación para su automatización.
4. Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
5. Puede instalarse como un sistema integral.
6. Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
7. Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas urbanas.
55
3.5 PRINCIPALES ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE LA BOMBA JET
A continuación (Figura Nº 28) se presenta las principales partes que integran una bomba
hidráulica Jet Claw Convencional.
Figura N° 28
Principales elementos constitutivos Bomba Jet
Fuente: Manual para operaciones de campo Bomba Jet Claw - Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
56
3.5.1 NOZZLE – (BOQUILLA)
Es una parte fabricada de aleación para que soporte grandes presiones, la característica
de esta boquilla es que el extremo superior tiene un diámetro más grande que el
extremo inferior. Esto para crear mayor velocidad y menor presión a la salida de la
boquilla (extremo inferior)
El fluido motriz pasa atraves de esta boquilla donde virtualmente toda su presión se
transforma en energía cinética.
3.5.2 THROAT – (GARGANTA)
También se la conoce como tubo mezclador es la parte de área constante en donde se
mezcla el fluido inyectando y el fluido producido.
3.5.3. ESPACIADOR
Es el dispositivo que se coloca entre la boquilla y la garganta, es aquí en donde entra el
fluido producido con el fluido inyectado.
3.5.4 DIFUSOR
Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión suficiente para
levantar los fluidos a la superficie.
57
3.6 PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRÁULICA
TIPO JET
3.6.1 EFICIENCIA
La eficiencia de una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Jet está definida como la
relación de la potencia ganada por los fluidos del pozo a la pérdida de potencia del
fluido motriz.
Para seleccionar una bomba hidráulica jet apropiada es muy importante determinar el
tamaño de la tobera la presión de operación en la superficie la tasa del fluido motriz y
la potencia hidráulica.
Para la selección y diseño del sistema de bombeo hidráulico con bomba tipo jet se
necesita tener los siguientes parámetros:
3.6.2 SEDIMENTO BÁSICO Y AGUA (BSW)
Es la cantidad en porcentaje de sedimentos (arena, parafina) y agua presente en el
fluido de formación, la determinación exacta es importante para los cálculos de la
pruebas y para el control de incrementos bruscos de agua en el pozo, esto dependiendo
del tipo de arena en producción.
58
3.6.3 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO (GRADOS API)
La gravedad específica del crudo es un valor adimensional (sin medidas) por cuanto es
una relación de la gravedad de un fluido (petróleo) con respecto a otro fluido (agua). La
gravedad específica del petróleo se ha estandarizado con los valores obtenidos por el
Instituto Americano del Petróleo (API) de ahí su nombre, en grados API y a 60° F.
3.6.4 RELACIÓN GAS / PETRÓLEO (GOR)
Medida del volumen del gas producido con el petróleo, expresada con pies cúbicos
estándar por barril fiscal.
3.7 CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS
3.7.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO)
Esta presión viene a representar la presión con la cual está trabajando la bomba
hidráulica, una pérdida de presión en el tubing indicara que existen recirculación
posiblemente debido a un daño en la cavidad; en el válvula standing; empacadura
desasentada o hueco en la tubería, esta presión refleja la capacidad de flujo del pozo y
la contrapresión que tiene que vencer hasta llegar al separador de prueba; variaciones
grandes de esta presión pueden iniciar taponamiento de la línea de flujo o rotura de la
misma en el trayecto.
59
3.7.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)
La tubería de revestimiento (casing) es normalmente un conducto de acero que se baja
desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Constituye la primera línea
de defensa del pozo contra: derrumbe, pérdida de circulación, mezcla de los fluidos
por invasión de una formación a otra. Además, es la base para la instalación del
equipamiento del pozo.
3.7.3 EMPACADURA
Es una herramienta que sirve para aislar los espacios de la tubería de producción con la
tubería de revestimiento, es decir que en bombeo hidráulico es muy importante ya que
no permite la recirculación del fluido de formación y juega un papel importante en la
descarga de la bomba.
3.7.4 TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER)
La tubería auxiliar de revestimiento es la que se instala luego de haber fijado otras
columnas de revestimiento. En general, la tubería auxiliar de revestimiento no se
extiende hacia la superficie sino que queda suspendida y se sostiene de un dispositivo
denominado colgador.
60
3.7.5 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)
Este es el principal conductor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el casing
de la presión y la corrosión. El tamaño varía de varias pulgadas a una fracción de
pulgada. Los tamaños más comunes son de 27/8 pulgadas (73,02mm) de diámetro
externo de 23/8 pulgadas (60,32mm) de diámetro interno. En general el tubing se
extiende desde la boca del pozo hasta la zona de producción. Se clasifica según el
tamaño (diámetro externo, diámetro interno, diámetro externo de la cupla, diámetro
interno de la cupla) según el peso (libras / pies, kg/m); y en grados tales como J-55 y de
N-80. El tubing puede construir con materiales sofisticados para soportar las presiones
las velocidades y la corrosión que provocan los fluidos del pozo y el medio ambiente.
3.8 COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS
La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay
producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este
comportamiento equivale a la capacidad de un yacimiento para entregar sus fluidos.
Es sumamente importante poder examinar estimar y predecir en qué medida habrá que
reducir la presión de fondo de pozo para lograr un caudal deseado de producción con
el fin de poder diseñar cualquier método de levantamiento artificial.
Para todos los métodos de levantamiento artificial incluyendo el bombeo Hidráulico
Tipo Jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la energía
adicional requerida para levantar la producción hasta la superficie al ritmo deseado.
61
Para un determinado pozo en un momento dado hay una sola presión de fondo asociado
con un caudal específico de producción y esa presión se puede predecir. Para deducir
con exactitud el rendimiento de la Bomba Hidráulica Tipo Jet en un pozo, es necesario
saber la presión de fondo para el caudal deseado de producción determinada por el
comportamiento de entrada difluidos en ese pozo.
3.8.1 PRESIÓN DE OPERACIÓN
La presión de operación depende fundamentalmente de la profundidad del pozo, del
diámetro interno del casing y tubing. Esta presión debe ser la necesaria para vencer la
columna de fluido que se encuentra en el anular y tubing, para que el fluido motriz más
el de producción lleguen a la superficie.
A menudo, el operador prefería usar menos fluido motriz y tener mayor presión para
minimizar la taza de fluido motriz, y por ende reducir la fricción en el tubing y el
volumen de fluido a ser manejado y tratado en superficie. Otros operadores pueden
preferir manejar grandes volúmenes de fluido en superficie, en cambio para disminuir
el mantenimiento del equipo de superficie, asociado con bajas presiones de operación.
Las perdidas por fricción en los conductos del fluido serán menores con pequeños
conductos de fluido a alta presión, y en superficie el tratamiento y separación de la
mezcla del fluido motriz será más fácil. Por ejemplo las relaciones de bombeo
grandes (valores de pequeños) será considerada más conveniente la aplicación exitosa
de estas relaciones dependiendo de la correcta interpretación de los datos del pozo.
62
Con las consideraciones anteriores en mente, se sugiere que la instalación diseñada se
base en la presión que se estime para la unidad de alta presión en superficie.
3.8.2 API DEL FLUIDO MOTRIZ
Un fluido motriz con alta viscosidad puede producir pérdidas excesivas por fricción
dentro del sistema. Esto, a su vez incrementa la presión de operación y, por
consiguiente, los requisitos de potencia para el trabajo de levantamiento en ese pozo.
Por lo tanto, en algunos casos resultaría prohibitivo utilizar el crudo producido como
fluido motriz.
El agua por su baja viscosidad, puede utilizarse en estos casos. Hay instalaciones
hidráulicas donde el agua producida se utiliza como motriz y como diluyente para
aligerar un crudo de baja gravedad API que se está bombeando.
En la evaluación se ha utilizado como fluido motriz el agua de producción con 10
grados de gravedad API aproximadamente.
Las modificaciones en la bombas multiplex en la superficie para incrementar la presión
con petróleo o usando agua motriz, se limitan principalmente al lado de la bomba que
entra en contacto con el fluido.
63
Lo que normalmente implica un cambio en el material utilizado para esta parte de la
bomba. Por ejemplo, la bomba tendrá en contacto con el petróleo motriz piezas de
hierro dúctil o acero forjado. Las piezas que entran en contacto con agua motriz, en
cambio, serán de aluminio o bronce para resistir los efectos corrosivos del agua.
3.8.3 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA
La ubicación de la bomba en la completación depende de la profundidad de las
formaciones productoras, manteniendo un porcentaje de emergencia del 20% sobre el
intervalo de la formación productora.
3.8.4 PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA –TVD
Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida de un registro de survey
de un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la presión de
descarga de la bomba JET CLAW)
3.8.5 PROFUNDIDAD MEDIDA –MD
Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de cinta,
cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de las pérdidas de
presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la bomba jet.
64
3.9 NOMENCLATURA Y FORMULACIÓN (FUNCIONAMIENTO – BOMBA
JET)
3.9.1 NOMENCLATURA
A continuación se presenta las abreviaturas que se utilizará para la explicación de esta
parte. (Véase cuadro y Figura Nº 29)
Presiones en el sistema Presiones en el sistema
Inyección: “n” --- Pn
Succión: “s” ----- Ps
Descarga: “d” ---- Pd
Inyección: “n” ---- Qn
Succión: “s” ------- Qs
Descarga: “d” ----- Qd
Pn = Presión en el orificio (nozzle pressure)
Ps = Presión de succión de bomba; (pump suction pressure)
Pd = Presión de descarga de bomba; (Pump discharge pressure)
Qn = Caudal de inyección (Power fluid)
Qs = Caudal de succión (Produced fluid)
Qd = Caudal de descarga (Qs+Qn)
An = Área del orificio (nozzle section)
At = Área de la garganta (throat section)
As = Área de succión (At-An). (Fig. Nº29)
3.9.2 RELACIONES DE CONTINUIDAD
Inyección: “n”
Succión: “s”
Descarga:“d”
Velocidad en la Garganta, “Vt”:
/
/
65
Figura N° 29
Nodos de interés en el sistema
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
3.9.3 PÉRDIDAS DE PRESIÓN
El modelo de Mezcla de LORENZ utilizado, no prevé en detalle los flujos, se aplica en
una forma y escala macroscópica. Luego, las pérdidas en el levantamiento asociadas son
proporcionales al cuadrado de la diferencia de las velocidades a los flujos que se
mezclan. Entonces, la pérdida de energía en función del tiempo en la zona de la mezcla
o “garganta” se expresa como7:
L2 2
7 Maxi Oil & Gas de Venezuela C.A, Nomenclatura - formulación Bombas Jet
66
Donde:
L = Perdidas de energía.
Qn = Caudal de inyección (Power fluid); (ft�/s)
Уfm = Gravedad especifica del fluido motriz (gr/cm�)
Vn = Velocidad de inyección (ft/s)
Vt = Velocidad en la garganta (ft/s)
g = Gravedad (ft/s²)
Qs = Caudal de succión (Produced fluid) (ft�/s)
Gs = Gravedad especifica de la mezcla (gr/cm�)
Vs = Velocidad de succión (ft/s)
3.9.4 PRESIÓN DE DESCARGA
La energía suplida a en la descarga “Boquilla” (En) por unidad de tiempo, se expresa
como:
Donde:
Hn = Capacidad levantamiento del fluido motriz, en pies.
Hd = Capacidad levantamiento del fluido en la descarga, en pies.
Уm = Gravedad Especifica de la mezcla del fluido motriz, en Lpc/pie
Qn = Caudal de inyección (Power fluid); (ft�/s)
En = Energía en la descarga.
67
3.9.5 ENERGÍA DE SUCCIÓN
La energía adicionada en el tiempo al fluido de producción (Es), se expresa como:
Donde:
Hs = Capacidad Levantamiento del fluido del pozo, en pies.
Hd = Capacidad Levantamiento del fluido en la descarga, en pies.
Уm = Gravedad especifica del fluido o mezcla de los fluidos del pozo, en
(Lpc/Pie)
Qs = Caudal de succión (Produced fluid); (ft�/s)
Es = Energía de succión.
3.9.6 RELACIONES DE LEVANTAMIENTO
La Relación de Levantamiento “N” está asociada a las capacidades netas de cada fluido
(Crudo, Motriz y Mezcla), se expresa como:
/
Donde:
Hs = Levantamiento Total, del fluido de la formación, en Pies.
Hn = Levantamiento Total, del fluido motriz, en Pies.
Hd = Levantamiento Total, del fluido en la descarga, en Pies.
N = Relación de levantamiento
68
3.9.7 RELACIÓN DE EFICIENCIA
La Eficiencia de una bomba Jet está definida por una relación entre la pérdida de
potencia del fluido producido en función de las pérdidas de potencia del fluido motriz,
se expresa como:
3.9.8 RELACIONES DE MASAS
La relación de flujo, viene expresada por:
/
La Eficiencia (Ef.) también se define por:
Donde:
Qn = Caudal de inyección (Power fluid).
Qs = Caudal de succión (Produced fluid).
Pn = Presión en el orificio (nozzle pressure).
Ps = Presión de succión de bomba; (pump suction pressure).
Pd = Presión de descarga de bomba; (Pump discharge pressure).
H = Altura del levantamiento.
M = Relación de flujo.
Ef. = Eficiencia.
69
3.9.9 RELACIONES DE COMPORTAMIENTO
El rendimiento de las Bombas Tipo Jet es geométricamente similar, ya que
conservan el mismo número de Reynolds descrito en la ecuación anterior de la
Eficiencia. Un grafico de estos valores, esto es N vs M, para algunos valores de R,
se puede generar el Rendimiento o curvas de Comportamiento de las Bombas Tipo
Jet. (Figura N° 30)
3.9.10 COEFICIENTES DE FRICCIÓN
Las respectivas eficiencias están asociadas al valor de M (Relación fe Flujo) y siempre
usan los coeficientes encontrados por O’Brien y Gosline, estos son:
Kn = 0,15 (Boquilla) Ks = 0,0 (Succión)
Kt = 0,28 (Tobera) Kd = 1,0 (Difusor)
Figura N° 30
Curvas de Comportamiento – Coeficiente de fricción.
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
70
3.9.11 RENDIMIENTO
La relación de áreas seleccionadas cubre un rango relativo de Levantamiento, por Ej.
R = 0,41
Esto significa que el Levantamiento es alto y la bomba maneja tasas bajas.
R = 0,16
Esto significa que el Levantamiento es bajo y la bomba maneja tasas altas.
3.9.12 RELACIÓN DE EFECTIVIDAD
Esta relación de efectividad viene dada en consecuencia de los datos de rendimiento
(R), dependiendo del valor de este valor da como resultado una mayor o menor longitud
de levantamiento, como también un mayor o menor volumen de producción como se
muestra en la Fig. Nº 31.
Figura N° 31
Relación de efectividad
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
3.9.13 RE
En el proc
existe una
gama de d
(Nozzle) y
gran impo
se a difere
ELACIÓN D
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71
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de boquilla
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a, refiriendo
es
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,
e
a
e
o
72
Tabla Nº 2
Tamaños Nominales
Fuente: Manual para operaciones de campo Bomba Jet Claw - Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
3.9.14 EFECTO DE CAVITACIÓN
Como puede deducirse de la ecuación de Relación de Levantamiento, por Ej:
12
Hd = Levantamiento Total, del fluido en la descarga, en Pies. PIP = Presión de succión del fluido
Gravedad específica del fluido
Ks = Coeficiente de succión
Vs = Velocidad de succión
La presión a la entrada de la garganta siempre será menor que la presión de succión del
fluido (PIP) y mayor que cero.
TAMÑOS NOMINALES
Tubería Bomba Tipo Diámetros
4 ½” Jet Convencional 3,812
Jet Reversa 3,812
3 ½” Jet Convencional 2,812
Jet Reversa 2,812
2 7/8” Jet Convencional 2,312
Jet Reversa 2,312
2 3/8” Jet Convencional 1,845
Jet Reversa 1,845
Si se redu
a la garga
mínima pr
3.9.14.1 E
Locali
uce por deba
anta y prov
resión en la
EJEMPLOS
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ajo de la pre
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entrada a la
S DE CAV
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7
esión de vap
itación, con
a garganta.
ITACIÓN
a N° 32
e Cavitació
73
por del fluid
n sus efecto
(Fig. Nº 32
n – Bomba
Ejemplo A
garganta,
producción
mayor d
próximo m
Ejemplo B
inferior de
causada p
indica men
disminuir
presión de
Ejemplo
normalmen
del área de
garganta d
la garganta
do (Pv), est
os negativo
)
as Jet
A.- Cavitac
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mayor.
B.- La cav
e la gargant
or el fluid
nor presión
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C.- E
nte ocurre
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a.
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. Solución:
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3.9.15 RE
FLUIDO
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75
Figura N° 33
Relación: Presión – Velocidad de inyección de fluido motriz
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
Figura N° 34
Selección de la Presión de inyección del fluido motriz
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
76
3.10 SELECCIÓN DE LA BOMBA JET
La bomba jet seleccionada para producir en un pozo debe tener suficiente capacidad
para lograr el caudal de producción que aproveche toda la capacidad del pozo. Al
mismo tiempo, habrá que mantener el caballaje requerido en la superficie en un nivel
razonable.
La tarea de seleccionar la bomba jet apropiada exige determinar la geometría capaz de
lograr el caudal de producción, pero capaz también de operar dentro de los requisitos
deseados de caballaje, o sea a un nivel optimizado de potencia. (Figura Nº 29)
Los cálculos se han realizado mediante un programa de computadora para la obtención
de la geometría de la boquilla, garganta y el cálculo de la presión de fondo fluyente.
Para el diseño de una bomba hidráulica tipo jet es necesario tomar en cuenta los
siguientes datos básicos; (Anexo 2).
Presión estática o presión del reservorio. Ps, Pr (psi)
Presión de fondo fluyente. (asumido) Pwf. (psi)
Presión de cabeza (psi)
Presión de operación ( triplex) (psi)
API del fluido producido
Relación gas petróleo GOR
Sedimento básico y agua BSW (decimal)
Temperatura del yacimiento y superficie (°F)
Gravedad específica del gas y del agua.
77
Diámetro externo e interno del tubing y el diámetro interno del casing
Profundidad de la tubería (pies)
Producción deseada. Barriles de fluido por día (BFPD)
Fluido motriz usado (agua, petróleo)
API del fluido motriz.
Profundidad de la bomba (pies)
Longitud de la tubería en superficie (pies)
Estos datos se consideran para seleccionar la geometría de la boquilla y garganta, y se
tiene como resultado:
Barriles de agua inyectados por día (BIPD)
Presión de entrada a la bomba Pwf. (psi)
Presión de descarga (psi)
Rango de cavitación.
Eficiencia de la bomba (%)
Potencia (HP).
Se prueba con diferentes geometrías de boquilla y garganta hasta tener la geometría
óptima de trabajo. De igual forma, el programa permite cambiar la presión de la bomba
de superficie, así podemos saber si durante la evaluación podemos incrementar la
presión.
De igual manera, la geometría óptima se selecciona tomando en cuenta los diferentes
parámetros analizados de la tabla de selección de bombas. Cuando se incrementa la
presión de la tríplex, necesariamente debe bajar la presión de entrada a la bomba e
incrementar la producción si aún la presión esta sobre el punto de burbuja. A
continuación un diagrama de cálculo de Pwf y datos para la selección de la bomba jet
como se muestra en la figura N° 35.
78
Figura N° 35
Calculo de la Pwf y selección de la Bomba Jet.
Fuente: Manual para operaciones de campo Bomba Jet Claw - Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
79
3.11 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UTILIZAR BOMBAS JET.
3.11.1 VENTAJAS.
Con una Bomba Jet Oilmaster se puede producir hasta 12 000 BFPB es decir
mucho más que la capacidad de cualquier bomba alternativa adecuada.
No adolece de problemas de golpes de fluido ni recalentamiento y el gas se puede
liberar fácilmente.
La Bomba Jet no tiene partes móviles, puede estar construida de piezas en donde se
solucione problemas de producción para pozos altamente corrosivos.
Las partículas solidas abrasivas pasan fácilmente por la Bomba Jet.
El recubrimiento de carburo de tungsteno de la boquilla y la garganta brinda larga
duración en pozos de alto contenido de materiales sólidos.
Resuelve problemas relacionados con la producción de crudos pesados de alto corte
de parafina, con altas temperaturas de fondo de pozo y con pozos de gas invadidos
por agua.
Bajos costos de mantenimiento.
Adaptabilidad para uso en una camisa deslizante.
Capacidad de manejar producción con gas.
80
3.11.2 DESVENTAJAS.
La bomba jet requiere de un alto caballaje para trabajar idóneamente.
En pozos donde se tiene un alto corte de agua se requiere inyectar químicos
para bajar emulsión producida por la jet en los tanques de almacenamiento.
Cuando los pozos producen con una bomba jet, adicionalmente el BSW (%) es
alto tendremos mayor consumo de químicos (desmulsificantes), las unidades de
poder trabajaran a mayores revoluciones por minuto por lo tanto se consumirá
mayor cantidad de combustible.
81
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO – JET EN LA
PRODUCCIÓN DEL POZO LIBERTADOR 123.
En este capítulo se presenta el estudio realizado al sistema de Bombeo Hidráulico
(Bomba Jet Claw- Directa - Sertecpet) en la producción del pozo Libertador 123, (Fig.
Nº 36); su funcionamiento (problemas y averías); Análisis comparativos del actual
sistema instalado con otros posibles sistemas o bombas de Levantamiento Artificial,
basado en el volumen y calidad de producción del pozo Libertador 123; los
procedimientos de evaluación de cada una de las partes internas de la bomba. También
el estudio de las facilidades de superficie empleado, y la presentación de las fallas y
problemas más comunes que se presentaron en el sistema de Bombeo Hidráulico – Jet,
como también sus posibles soluciones.
4.1 ANÁLISIS DEL POZO.
En el presente análisis es indispensable obtener las condiciones y características del
pozo productor y los siguientes datos:
Obtener toda la información del pozo a trabajar.
Revisar la carpeta de pruebas del pozo.
Mantener reunión con la operadora para coordinar el trabajo y verificar posibles
errores en los datos obtenidos por ellos (como pruebas de producción mal
tomadas).
Chequear parámetros de superficie en el pozo, determinar posible causa de falla.
Verificar eficiencias del motor y de la bomba (en caso de ser bomba pistón).
82
Figura N° 36
Índice de Productividad (IPR), Método: Voguel Libertador 123
Reporte a la profundidad del reservorio
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
La completación actual del pozo Libertador 123 con sus respectivos componentes de
fondo (Fig. Nº 37).
83
Figura N° 37
Completación Actual de fondo del pozo Libertador 123
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
84
4.2 BOMBA UTILIZADA - JET CLAW DIRECTA (SERTECPET)
Para la producción de este pozo se tiene un tubing de OD = 2-7/8” y de ID = 2,441”, y de
una camisa (Sliding Sleeve)” de OD = 2-7/8” y de ID = 2,312”, en el siguiente grafico y
cuadro se indica las especificaciones técnicas de la Bomba Jet utilizada: como su
diámetro de sellos que es de 2,312”; y la producción con tales dimensiones. (Figura Nº
38); (Anexo 4)
Figura N° 38
Bomba Jet Claw – Especificaciones técnicas
Fuente: Manual para operaciones de campo Bomba Jet Claw - Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
85
4.2.1 CARACTERÍSTICAS
Trabaja en pozos verticales, horizontales o desviados.
Existen 483 posibles geometrías que permiten rangos de producción desde
50 hasta más de 12000 BFPD.
Se repara en la locación en 15 minutos.
Se asienta lo más cercano posible a la formación productora lo que permite
que la información de presión y temperatura sean recopilados sin efecto de
almacenamiento, específicamente en pozos verticales.
Se desplaza hidráulicamente.
Esta bomba se desplaza hidráulicamente
Los resultados se obtienen en mayor tiempo
Esta bomba se recupera Hidráulicamente
Las presiones de operación altas
Como resultado de este análisis los resultados en superficie se obtienen en menor
tiempo cuando se usa la Bomba Jet Reversa. Debido a que la inyección del fluido
motriz por el anular tiene que desplazar el fluido contenido en el tubing que es de
menor volumen que el fluido contenido en el anular, de tal forma que en superficie se
obtiene el fluido con la producción en menor tiempo; (Anexo 5)
4.3 EQUIPOS PRINCIPALES USADOS EN LA COMPLETACIÓN DEL POZO
4.3.1 SLIDING SLEEVE - CAMISA (TYPE “L” EUE - 2 7/8”)
Equipo con orificios dispuestos en su parte media de manera especial para permitir la
comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.
86
En el interior de la camisa se aloja un elemento deslizable denominado Closing Sleeve
que posee los elementos sellantes y que, mediante su operación permite abrir o cerrar
los orificios de la camisa, de esta forma se permite o se impide el paso de fluido del
tubing al casing o viceversa. Esta se instala en el ensamblaje de fondo del pozo (BHA).
(Fig. Nº 39)
Figura N° 39
Camisa- Sliding Sleeve
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
A continuación se presenta los tipos de configuraciones disponibles de camisas
dependiendo del OD Nominal; para nuestro caso actual se utiliza una Camisa (Sliding
Sleeve) de OD = 2-7/8” y de ID = 2,312” (Tabla Nº 3); (Anexo 1).
87
Tabla Nº 3
Datos técnicos de las Camisas
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D
4.3.2 SEATTING NIPPLE (TYPE “R” EUE - 2 7/8)
Aplicaciones
Para instalar tapones que permitan:
Cerrar o aislar el flujo a través del tubing.
Cerrar el pozo en el fondo.
Instalar check valve (standing valve) para probar la tubería de producción en
operaciones de work cover, etc.
Instalar choques para reducción de presiones fluyentes de superficie o en el fondo
para prevenir congelamiento cuando se tiene pozos de gas.
Instalar registradores de presión y temperatura.
Prevenir perdidas de herramientas en el interior del pozo.
88
Características y Ventajas
La superficie sellante tiene un acabado muy liso para que se acople los sellos de
cualquier herramienta. (Tabla Nº4)
En esta completación se utilizo Camisa (Sliding Sleeve)” de OD = 2-7/8” y de ID =
2,312”; (Anexo 3).
Tabla Nº 4
Datos técnicos del Nipple (NO -GO)
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D
89
4.3.3 PACKER (EMPACADURA)
Aplicaciones
La empacadura “ETI-FH” puede ser operada en instalaciones de empacadura
simple, ubicada en la parte inferior en instalaciones de tuberías múltiples que
usan empacaduras hidráulicas o empacaduras hidráulicas dobles o también
puede ser usada en tandem en aplicaciones para pozos productores multi-zonas o
producción selectiva. La empacadura “ETI-FH” es ideal para pozos desviados
donde las condiciones no son adecuadas para empacaduras mecánicas. En esta
completación se utilizo una empacadura de OD = 5,5” y de ID = 2,7/8”. (Fig. Nº
40); (Anexo 7)
Figura N° 40
Empacadura “ETI-FH”
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
90
Características
No se requiere manipulación de la tubería.
Presiones operacionales hidrostáticas de 12.000 a 15.000 psi.
Se puede asentar únicamente por presión de tubería de producción a cualquier
profundidad.
La presión de asentamiento inicial es mecánicamente asegurada en los elementos
de sello. (Tabla Nº 5)
Tabla Nº 5
Especificaciones técnicas - Empacaduras
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
91
4.4 EQUIPOS EN LA SUPERFICIE – UNIDAD DE BOMBEO (MTU) -
SERTECPET
Movil Testing Unit (MTU), es una Unidad de Bombeo utilizado para la producción y
evaluación de pozos por medio de Levantamiento hidráulico
4.4.1 CARACTERÍSTICAS
La unidad proporciona el fluido motriz de inyección, para el adecuado
funcionamiento de la bomba jet claw en el subsuelo
El fluido motriz es filtrado y no daña la formación.
La separación de fluido (petróleo, agua, gas) es óptima.
Se puede desplazar la producción hasta la estación si es necesario con presión
del separador.
Mide la cantidad de fluido de gas y líquido.
4.4.2 PARTES
A continuación se describen las partes tomando en cuenta las especificaciones Técnicas
((Fig. Nº 41)
Motor de combustión interna Caterpillar 3406
Caja de velocidades Fuller (5 Velo.)
Reductor de velocidades
Bombeo de desplazamiento positivo 300q – 5H
Manifold de inyección
Módulo de separador trifásico (Petróleo – agua y gas)
Plataforma de transportación
92
Figura N° 41
Unidades de bombeo MTU Sertecpet
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
Motor Caterpillar
Modelo 3406 c. -- 350 hp @ 1800 rpm.
El motor 3406 está equipado con un arrestallamas en la entrada de aire y un
arrestador de chispa en la salida de gases de escape. Además otros dispositivos
de shutoff que reúnen la especificación BP200 (British Petroleum), la instalación
puede estar certificada para Zona II de aplicaciones en el campo Petrolero;
(Anexo 10).
Caja reductora de 5 velocidades para velocidades de bomba múltiplex requerida.
93
Bomba quíntuplex National Oilwell® 300Q-5H
Potencia entregada de 350 HP @ 1800 rpm; (Anexo 15)
Máxima presión de descarga = 4000 psi
Amortiguador de pulsaciones en succión y descarga.
Plunger D= 1 7/8” con 5” de carrera.
Separador Horizontal Trifásico D = 60”; Ls-s = 12’
Capacidad de fluido dinámico de 8 000 BFPD; (Anexo 8)
Capacidad de gas 12 MMSCFD.
Tiempo de residencia de 2 a 4 minutos.
Capacidad estática de 36 bls.
Disponibles presiones de trabajos de separadores = 230 psi; 330 psi; 720 psi.
Manifold
Uniones universales y fittings para 5000 psi.
Válvulas de tapón, esfera y retención integrales.
94
4.5 PROBLEMAS FRECUENTES PRESENTES EN LA OPERACIONES CON
BOMBEO HIDRÁULICO – TIPO JET EN EL POZO LIBERTADOR 123
A continuación se indican los problemas y fallas que se produjeron durante la
producción de la bomba Jet Claw – Sertecpet en el pozo Libertador 123 (Tabla Nº 6)
Tabla Nº 6
Producción promedio con bomba Jet Claw 7-A (2010)- Pozo Libertador 123.
Fecha Q Bruto Q Agua Q Petróleo Falla o problema analizado
(bfd) (bwd) (bpd)
22/09/2010 1402,63 1206,26 196,37 Reducción de la taza de
producción - presión constante
(bomba jet)
15/09/2010 1317,09 1157,72 159,367
08/09/2010 1446,66 1241,23 205,425
20/08/2010 1234,12 1045,30 188,821 Problemas en la unidad de
bombeo (MTU) – Sertecpet -
Fuga de fluido motriz en bomba
Quíntuplex.
18/08/2010 1268,03 1072,75 195,276
04/08/2010 1509,55 1305,76 203,790
30/07/2010 1507,35 1332,50 174,853 Problemas en la unidad de
bombeo (MTU) – Sertecpet -
Cambio de asientos y bolas por
caída de presión en la inyección
25/07/2010 1850,46 1615,45 235,009
21/07/2010 1655,73 1443,80 211,933
27/06/2010 1707,68 1490,81 216,876 Incremento en el fluido motriz /
sin incremento de la velocidad de
circulación
13/06/2010 1782,53 1559,72 222,817
08/06/2010 1511,94 1325,98 185,969
95
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
Continuación
Fecha Q Bruto Q Agua Q Petróleo Falla o problema analizado
(bfd) (bwd) (bpd)
19/05/2010 1459,99 1283,96 176,033 Incremento en la presión de
operación - Bomba Jet produce 10/05/2010 1408,35 1241,16 167,191
02/05/2010 1484,40 1221,87 262,526
25/04/2010 1483,77 1313,13 170,633 Incremento en la presión de
operación - Bomba Jet no Opera.17/04/2010 1030,27 882,79 147,476
06/04/2010 984,92 875,31 109,608
21/03/2010 896,42 798,33 98,094 Reducción súbita de la presión
de operación - Bomba Jet no
Opera
12/03/2010 833,78 744,09 89,691
09/03/2010 968,63 866,23 102,398
23/02/2010 1003,22 899,03 104,192 Condición física de la garganta. 17/02/2010 992,53 891,29 101,238
10/02/2010 1039,08 935,02 104,056
25/01/2010 971,71 876,21 95,505 Presión en el Casing – la Bomba
no sale del asiento 15/01/2010 1039,14 938,94 100,203
05/01/2010 1051,66 952,20 99,45
96
4.5.1 ANÁLISIS DE LA REDUCCIÓN DE LA TAZA DE PRODUCCIÓN -
PRESIÓN CONSTANTE (BOMBA JET)
En este caso y en los demás se mostrará el reporte y criterios de los técnicos
representantes de la empresa fabricante, y también el análisis realizado en esta
investigación tomando en cuenta lo establecido en los manuales de operación y
mantenimiento del Sistema de Bombeo Hidráulico- tipo Jet, pertenecientes a Sertecpet
y Dresser Oil tolos; (Anexo 16).
4.5.1.1 SITUACIÓN: REDUCCIÓN DE LA TASA DE PRODUCCIÓN
Tabla Nº 7
Bomba Jet - Características
Tubing (OD): (Pulg)
Nozzles (Pulg) Profundidad (Ft)Producción máxima
(Bls/día) 27/8 2,13 4500 6000
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
4.5.1.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.
Después de que la empresa realizó el estudio de la bomba en el taller, los equipos y
verificó los datos de producción del pozo como presiones y niveles de producción
concluyó que las razones posibles del bajo nivel de producción fueron: taponamiento de
bomba, también una posible fuga en la línea de retorno de producción.
97
4.5.1.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
Una vez revisado el reporte de la empresa y demás datos de la bomba, además del
taponamiento de la bomba también se concluye que hubo un cambio importante en las
condiciones del pozo al producirse un incremento del gas libre en el fluido producido, lo
cual generó una fuga en el venteo de gas o en algún punto de la sarta de tubería el cual
se revisó posteriormente. Por esta situación no hubo una eficiente transferencia de
energía entre el fluido motriz y el fluido producido
4.5.2 ANÁLISIS DE PROBLEMAS EN LA UNIDAD DE BOMBEO (MTU) –
SERTECPET
4.5.2.1 SITUACIÓN: APAGADO DEL SISTEMA; FUGA DE FLUIDO MOTRIZ EN
BOMBA QUÍNTUPLEX.
Tabla Nº 8
Bomba Quíntuplex National Oilwell® 300Q-5H - Características
Potencia entregada Potencia entregada Amortiguador de
pulsaciones
Embolo
350 HP @ 1800
rpm.
4000 psi Succión y descarga. 1 7/8” con 5” de
carrera.
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
98
4.5.2.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE
Una vez detectada la fuga en la bomba quíntuplex, se determinó que la causa de que el
sistema se haya apagado fue la baja succión y descarga de esta bomba. Lo que se
concluyó después de desarmar la bomba que uno de los tres émbolos no estaba
funcionando correctamente, por encontrarse atascado debido a la ruptura de sus
pasadores.
4.5.2.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
Efectivamente hubo fugas y por lo tanto problemas en el sistema debido al mal
funcionamiento de la bomba quíntuplex ya que de esta depende en gran medida la
presión de inyección o desplazamiento del fluido que ingresa al pozo y por ende a la
Bomba Jet en subsuelo. Como hubo una baja presión de inyección nos indicó que la
bomba entró en cavitación por succión anormal (escasez de fluido), lo cual desembocó
en un apagado del sistema por presión baja. En este caso para cambiar los émbolos y
pasadores se realizó los siguientes pasos:
Se apagó el motor y despresurizó el sistema, tanto en el lado de baja como de
alta presión, evitando contaminar la plataforma.
Con 2 llaves de tubo numero 36 se desconectó del plunger (Pasador) de 1 7/8”
del embolo intermedio.
Con un dado de 2 3/16” se aflojó las 4 tuercas del retenedor del stuffing Box
(Caja de relleno) y se retiró la misma.
Se realizó el cambio de Embolo y Pasadores
El ajuste de las tuercas que sostienen el stuffing Box se torquearon a 500 +- 50
lb.
Finalmente se armó la Bomba con las partes nuevas ya instaladas.
99
4.5.3 ANÁLISIS DE PROBLEMAS EN LA UNIDAD DE BOMBEO (MTU) –
SERTECPET - CAMBIO DE ASIENTOS Y BOLAS POR CAÍDA DE PRESIÓN
EN LA INYECCIÓN.
4.5.3.1 SITUACIÓN: CAMBIO DE ASIENTOS Y BOLAS EN BOMBA
QUÍNTUPLEX.
4.5.3.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.
Una vez que se constató la disminución de la presión de inyección, y después que se
dejó pasar un tiempo la bomba quíntuplex no incrementó esta presión, se determinó la
necesidad de realizar un cambio de asientos y bolas en la bomba quíntuplex porque no
estaba funcionando correctamente.
4.5.3.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
Previamente al cambio de asientos y bolas fue importante descartar posibles causas de
daños en la Bomba Jet, tubería de completación y falta de fluido motriz. Una vez que se
efectuaron estas comprobaciones, para proceder al cambio de estas partes se siguió los
siguientes pasos:
Se apagó el motor y despresurizó el sistema.
Con una llave de pico Número 24 se aflojó las 5 tapas coberteras de los cilindros
Se retiró el retenedor de las canastillas, Resorte, las bolas, canastillas, el asiento
y sello de las canastillas. De igual forma para la otra canastilla.
Se limpió completamente el cilindro para inspeccionar que no hubiera
rayaduras, ni principio de corte de fluido.
100
Una vez que se cambió las bolas y los asientos se armó las partes tomando en
cuenta que por cada cilindro van 3 cellos, 2 canastillas, 2 asientos, 2 bolas, 2
resortes y 1 retenedor.
4.5.4 ANÁLISIS DEL INCREMENTO EN EL FLUIDO MOTRIZ / SIN
INCREMENTO DE LA VELOCIDAD DE CIRCULACIÓN.
4.5.4.1 SITUACIÓN: NO HAY BUENA CIRCULACIÓN DEL FLUIDO
INYECTADO
4.5.4.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.
Se determinó taponamiento o daños físicos en la garganta de la Bomba Jet en el
subsuelo y de la válvula de pie.
4.5.4.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
Si el ritmo de la bomba no sube, aunque se inyecte mucho más fluido motriz al pozo,
primero hay que asegurarse que la bomba múltiplex y la presión de succión de la bomba
estén bien. Como se observó que estaba funcionando normalmente esta baja velocidad
de circulación se da por taponamiento con la acumulación de parafina en la Bomba Jet
(Garganta) o en la tubería de producción.
4.5.5 ANÁLISIS DEL INCREMENTO EN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN -
BOMBA JET PRODUCE.
4.5.5.1 SITUACIÓN: INCREMENTO EN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN.
101
4.5.5.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.
Luego de observar los síntomas de los fluidos producidos se determinó que el aumento
gradual de la presión de operación se debió principalmente a que el nivel del fluido de
producción cayó gradualmente, y el porcentaje de agua (BSW) se incrementó
gradualmente. Para lo cual se sacó la bomba para la revisión de boquilla, válvulas, y
luego se incremento gradualmente la presión de inyección de la bomba con el objetivo
de limpiar cualquier obstrucción que haya en la línea de producción y sacar el
incremento del agua.
4.5.5.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
Las causas antes mencionadas son las más indicadas pero también este incremento de la
presión pudo haberse dado en gran medida por un taponamiento de la tubería de
producción, de inyección o de la bomba; la razón más probable tendría que haber sido
la acumulación paulatina de parafina en las paredes de dichas partes mencionadas. Pero
no se consideró de gran importancia esta causa ya que el petróleo producido era de una
densidad API (American Petroleum Instituto) = 35º, lo que indica que no posee en su
composición una cantidad importante de parafina.
4.5.6 ANÁLISIS DEL INCREMENTO EN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN
4.5.6.1 SITUACIÓN: BOMBA JET NO OPERA.
102
4.5.6.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.
Después de sacar la bomba se determinó que la bomba (boquilla) se encontraba
taponada por acumulación de parafinas y arena. También como observaciones se
informó una posible obstrucción en la línea de producción lo cual se genera por cambio
súbito en las condiciones del pozo
4.5.6.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
Este taponamiento de la boquilla y de la línea de producción no solo se debió al cambio
súbito de las condiciones del pozo, sino también a las condiciones del fluido motriz
(deficiente procesamiento en superficie, con impurezas y emulsiones). Para solucionar
este problema se incremento la presión de inyección, para lo cual se considero subir
también gradualmente la regulación de la válvula de alivio de presión de la bomba
quíntuplex, esto debido a que la presión de operación ya estaba alta.
4.5.7 ANÁLISIS DE LA REDUCCIÓN SÚBITA DE LA PRESIÓN DE
OPERACIÓN - BOMBA JET NO OPERA
4.5.7.1 SITUACIÓN: REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN DE OPERACIÓN.
4.5.7.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.
Luego de que se observo los síntomas y realizó la inspección se encontró que hay
insuficiente caudal de fluido motriz desde los tanques en superficie hasta el fondo del
pozo.
103
4.5.7.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
En este caso la Bomba Jet se encontró en buenas condiciones, por lo que la escasez de
fluido motriz fue la causa del no funcionamiento de la bomba jet, por lo que se revisó
el volumen de fluido descargado de la bomba quíntuplex, una válvula dañada o tapada
en las líneas de superficie. Por otro lado también se debe verificar si no hay daño en la
tubería de producción, en tal caso se debe retirarla y repararla si hay fuga.
4.5.8 ANÁLISIS DE LA CONDICIÓN FÍSICA DE LA GARGANTA DE LA
BOMBA JET
4.5.8.1SITUACIÓN: DESGASTE POR CORROSIÓN Y EROSIÓN
4.5.8.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.
Después de sacar y revisar la Bomba Jet se determinó que por la gran velocidad que
alcanza el fluido al entrar a la garganta, en este sitio la presión es menor que la presión
de burbuja de los fluidos; lo cual provocó desgaste por cavitación.
4.5.8.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
La cavitación de la garganta en la Bomba Jet fue la principal causa de desgaste en el
momento de la producción. Pero también el fluido producido conlleva arena que fue
erosionando el material de la garganta. Por estas razonas se le cambió con una de
material y tamaño más apropiadas.
104
4.5.9 ANÁLISIS CUANDO HAY PRESIÓN EN EL CASING
4.5.9.1 SITUACIÓN: LA BOMBA JET NO SALE DEL ASIENTO
4.5.9.2 ANÁLISIS DE LA EMPRESA FABRICANTE.
Después de que se incrementó la presión inversa (por el anular) a través del fluido
motriz la bomba no llega a superficie por lo que se produjo un atascamiento alrededor
de la Bomba Jet en el subsuelo.
4.5.9.3 ANÁLISIS DEL AUTOR.
La Bomba Jet se encontraba atascada alrededor del cilindro de la propia bomba por
debajo del cuello de sellamiento de la cavidad debido a la acumulación de arena lo que
estaba impidiendo que la parte inferior de la bomba pase y retorne a superficie. Para
solucionar este problema se introdujo una herramienta de pesca para recuperar dicha
bomba.
105
CAPÍTULO V
5.1 CONCLUSIONES.
Después de haber realizado el análisis completo del funcionamiento de la
Bomba Hidráulica Tipo Jet; se puede concluir que las partes más importantes de
dicha bomba son: la garganta, el espaciador, difusor y nozzle ya que del área de
estos elementos va a depender en gran medida la producción del pozo.
En lo referente a los elementos constitutivos de la bomba Jet se puede decir que
hay dos partes sujetas a gran desgaste que son la boquilla y la garganta. Las
partes internas de la bomba pueden ser reemplazadas y acopladas en el campo
por algún técnico. La contaminación del fluido motriz es la causa más frecuente
de daños en la bomba Jet y en la bomba triplex, ya que este retorna a la
superficie y va produciendo desgaste en las partes internas de los equipos y
empiezan las fallas.
Con la utilización de una Bomba Hidráulica - Jet en operaciones de extracción
de petróleo, se puede lograr una buena durabilidad del producto; pero analizando
los datos de producción (promedio 159 barriles de petróleo por día) durante el
año 2010 en el pozo Libertador 123 se puede decir que da como resultado una
producción relativamente baja en comparación con la producción de otros pozos
del oriente ecuatoriano, pero sin duda hay que tomar en cuenta que en este pozo
hay un gran porcentaje de corte de agua (promedio % 87,88), de ahí el bajo
volumen de crudo limpio.
106
En este caso la bomba tiene que ser seleccionada con mayor rigurosidad tanto en
lo que se refiere a la configuración entre el tamaño de la garganta y la boquilla
como los materiales de fabricación; de tal forma que al tener en el fluido
producido elementos corrosivos o desgastantes (arena) no provoque daños
considerables en la geometría de la bomba y no tener problemas de producción.
El principal problema que afecta en este pozo al Sistema de Bombeo Hidráulico
Tipo Jet es el manejo del cambio de las condiciones del pozo; principalmente
cuando se encuentra la presencia de gas tanto en solución como libre, Ya que
esto provocó que las tazas de producción bajen y la presión de operación
decrezca.
5.2 RECOMENDACIONES
Es indispensable el uso de un fluido motriz libre al máximo de sólidos
materiales abrasivos y gases, que afectaran gravemente la operación y vida útil
de la bomba en el subsuelo y de la unidad de fuerza en la superficie. Y por
supuesto de esto dependerá en gran medida el éxito y la economía del proyecto.
El Bombeo Hidráulico Tipo Jet debe ser ejecutado por personal bien capacitado
para el manejo tanto de equipos de superficie como el de fondo de pozo, para de
esta manera obtener un rendimiento óptimo y poder evitar problemas en el
funcionamiento del sistema.
Se debería usar el Bombeo Hidráulico Tipo Jet en locaciones donde no haya
acceso terrestre, ya que esto no sería un problema para la unidad de bombeo de
superficie (que se analizó en este trabajo) ya que dispone de gran facilidad para
ser helitransportado y además no requiere de una torre para la reparación de la
bomba.
107
Es recomendable que la compañía operadora capacite a su personal para que
pueda seleccionar y analizar adecuadamente el sistema de Bombeo Hidráulico
Tipo Jet en los pozos en los que está instalado este sistema de levantamiento
artificial.
Tomar muy en cuenta el fluido motriz inyectado que se encuentre en óptimas
condiciones principalmente con poco porcentaje de parafinas, lo cual puede
generar acumulaciones en las tuberías, en la bomba jet, etc.; lo cual afectaría a la
presión del sistema incrementándola sin el aumento de la tasa de producción.
108
Anexo 1
Hoja de datos – medidas y tolerancia de equipos
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D.
109
Anexo 2
Hoja de datos para diseñar bomba jet claw, de la CIA. Sertecpet.
.
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
110
Anexo 3
Hoja para la selección de medidas de la válvula de pie y el NO - GO
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
111
Anexo 4
Bomba Jet – Claw de la CIA, Sertecpet
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
Anexo 5
Bomba Jet Claw – Sertecpet (Mantenimiento)
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
112
Anexo 6
Bomba Jet – Claw con cavidad
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
Anexo 7
Empacaduras Hidráulicas para BHA
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
113
Anexo 8
Separador trifásico - MTU
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
Anexo 9
Medidor de presión y de gas
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
114
Anexo 10
Motor Caterpillar - MTU
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
Anexo 11
Variador de frecuencia - - MTU
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
115
Anexo 12
Programa de mantenimiento en las unidades MTU – de Sertecpet CIA LTDA
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
116
Anexo 13
Variables de entrada = Operación Bomba Jet Claw
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
117
Anexo 14
Diferentes tipos de completaciones: Simples, dobles y triples
Fuente: Sertecpet.
Elaborado por: Julio Sánchez D
119
Anexo 16
Guía para la localización de fallas en la operación del sistema de bombeo
hidráulico tipo jet
Indicaciones Causas Solución
1. Incremento en
la presión de
operación
Válvulas cerradas
Línea plegada en la
unidad o en el pozo
Verificar la posición
correcta de válvulas
abiertas
Verificar las líneas para
swabeo
2. Incremento
súbito en la
presión de
operación –
Bomba Jet
produce
Válvulas parcialmente o
totalmente cerradas
Acumulación de parafinas
u obstrucción en la línea
de fluido motriz, línea de
fluido o válvula
Bombear material pesado
como agua salada o lodo
Verificar la posición
correcta de válvulas
abiertas. Verificar las
líneas para swabeo
Introducir un tapón
soluble, raspador, petróleo
caliente o quitar la
obstrucción
Mantener la bomba en
funcionamiento.
3. Golpes erráticos
con presión que
varía mucho
Válvula cerrada
Nivel que cae
gradualmente. Válvula de
pie o formación que se
tapona
Acumulación de paulatina
de parafina
Incremento en la
producción de agua
Verificar que la válvula
este totalmente abierta
Subir la bomba a
superficie e inspeccionarla
Introducir un tapón
soluble, raspador o
petróleo caliente
Incrementar la presión de
la bomba
120
Continuación
4. Golpes erráticos
con presión que
varía mucho
Sección motriz fallo o se
taponó
Subir la bomba a
superficie y repararla
Indicaciones Causas Solución
5. Reducción
súbita en la
presión de
operación –
bomba jet
produce
Nivel del fluido sube,
eficiencia de la bomba
sube
Falla en sello de la
bomba, lo que permite
fuga de parte del fluido
motriz
Gas pasa por la bomba
Falla de tubulares en el
subsuelo o en línea de
fluido motriz en la
superficie
Desgaste o falla de la
camisa de sellamiento
en la cavidad.
Reducción de la
velocidad
Fuga en la válvula de 4
vías
Subir la presión en la
Bomba Jet para
incrementar la
producción
Subir la bomba y
reparar el sello
Introducir un ancla del
gas, revidar línea de gas
en busca de
obstrucciones
Chequear los tubulares
– introducir una bomba
“falsa” para presurizar
la sarta de tubería. Si se
pierde presión, hay fuga
Sacra la tubería y
reparar la cavidad
Reparar o reemplazar la
válvula de cuatro vías
6. Bomba no
produce, sube la
presión, la
bomba da
golpes
Sección motriz
taponada
Línea de flujo taponada
Succión taponada
Subir y reparar la
bomba
Ubicar y eliminar
restricción en línea de
flujo
Retirar la válvula de pie
121
Continuación
Indicaciones Causas Solución
7. Reducción
súbita en la
presión de
operación –
bomba no da
golpes
La bomba no está
asentada
Falla en la unidad de
producción o sello
externo
Fuga mala en la sarta
de tubería para el fluido
motriz
Fuga mala en la línea
de fluido motriz en la
superficie
Insuficiente fluido
motriz
Circular bomba para
que vuelva a asentar
Subir y reparar la
bomba
Chequear la tubería.
Retirar y repararla si
hay fuga
Ubicar y reparar la fuga
Chequear el volumen
de fluido descargado de
la multiplex; si hay una
válvula dañada; línea
de suministro taponada.
8. Caída en la
producción-
Presión
constante en
Bomba Jet
Falla en sección de
unidad que bombea
Fuga en venteo de gas,
sarta de tubería
Pozo agotado – bomba
se acelero
Fuga en línea de
retorno de producción
Cambio en condiciones
del pozo
Taponamiento en
bomba o válvula de pie
Subir y reparar la
bomba
Chequear el sistema de
venteo de gas
Reducir la velocidad de
la bomba
Ubicar la fuga y
repararla
Chequear el sistema y
el pozo
Subir y chequear la
bomba
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
122
BIBLIOGRAFÍA:
Dresser Oil Tools, Introducción a los Sistemas de Bombeo hidráulico
Manual de Bombeo Hidráulico KOBE – 1995.
VINICIO MELO, Sistemas de producción en campos petroleros.
Schlumberger, Artificial Lift Configuration
Manual de Bombeo Hidráulico Petroproduccion-2008
Maxi Oil & Gas de Venezuela C.A, Nomenclatura - formulación Bombas Jet
Glosario de términos petroleros y ambientales (EP. Petroecuador)
Centrilift, Manual de operaciones.
Sertecpet. Bombeo Hidráulico Jet Claw. 2008.
Sertecpet. Manual para operaciones d campo Jet Claw. 2008.
Schlumberger, Pump Training Manuel.
National Oilwell. Artificial Configuration. 2008
CORRALES, Manual Didáctico para levantamiento Artificial 1. UTE.2008.
WILSON, P. M.; Introducción al Bombeo Hidráulico;1976
CITAS BIBLIOGRÁFICAS
Sertecpet Bombeo Hidráulico jet claw. 2008
National Oilwell. Artificial Lift Configuration. 2008
www.slb.com
www.petroproduccion.com
Sertecpet. Bombeo Hidráulico jet claw. 2003
Memorando Interno proporcionado por la DNH 17/01/09.
123
GLOSARIO DE TÉRMINOS.
Acción hidráulica:
Tipo de energía producida por el movimiento del agua.
Árbol de Navidad:
Instalación en la parte superior de un pozo productor de petróleo o gas, mediante el cual
se abre o se cierra el flujo. El conjunto de válvulas y tuberías se asemejan al adorno
navideño y así se le conoce en la industria.
Bomba:
Dispositivo empleado para elevar, transferir o comprimir líquidos y gases. En la
mayoría de ellas se toman medidas para evitar la cavitación (formación de un vacio),
que reduciría el flujo y dañaría la estructura de la bomba. Las bombas empleadas para
gases y vapores suelen llamarse compresores. El estudio del movimiento de los fluidos
se denomina dinámica de fluidos.
Boquilla – Nozzle –
Es una herramienta fabricada de aleación para que soporte grandes presiones, la
característica de esta boquilla es que en el extremo superior tiene un diámetro más
grande que en el extremo inferior. Esto para crear mayor velocidad y menor presión a la
salida de boquilla (extremo inferior)
El fluido motriz pasa a través de esta boquilla donde virtualmente toda su presión se
transforma en energía cinética.
124
Camisa:
Provista de ranuras que se abren y cierran a voluntad establece comunicación entre la
tubería de producción y el espacio anular y es el lugar donde se asienta la camisa.
Difusor:
Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión suficiente para
levantar fluidos a la superficie.
Espaciador:
Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la garganta, y es aquí en donde
entra el fluido inyectado.
Hidráulica:
Aplicación de la mecánica de fluidos en ingeniería, para construir dispositivos que
funcionan con los líquidos, por lo general agua o aceite. La hidráulica resuelve
problemas como el flujo de fluidos por conductos o canales abiertos y el diseño de
presas de embalse, bombas y turbinas. En otros dispositivos como boquillas, válvulas,
surtidores y medidores se encarga del control y utilización de líquidos.
Packer:
Son empacaduras sean estas permanentes o recuperables se corre la tubería de
producción.
Neplo Campana:
Va al final de la sarta de producción es donde convergen los fluidos producidos para
dirigirlos a superficie.
125
Perfil- No- Go:
Herramienta de seguridad va colocado al fondo del pozo permite colocar y accionar un
sello con los accesorios de control.
Mecánica de fluidos:
Parte de la física que se ocupa de la acción de los fluidos en reposo o en movimiento,
así como de las aplicaciones y mecanismos de ingeniería que utilizan fluidos. La
mecánica de fluidos es fundamental en campos tan diversos como la aeronáutica, la
ingeniería civil e industrial, la meteorología, las construcciones navales y la
oceanografía.
Garganta –Throat-
También se lo conoce como tubo mezclador, es la parte de área constante en donde se
mezcla el fluido inyectado y el fluido producido.
Zapata Guía:
Unidad cilíndrica de tubería corta pesada hueca y redondeada en su extremidad que
refuerza la sección inferior de la tubería y facilita su introducción a través de
irregularidades de las paredes del agujero en tareas de revestimiento.
Sustituto- Cross Over:
Sustituto o reductor de tubería que depende del tipo de rosca y diámetro de la sarta.
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