bombeo por cavidades progresivas

WILLIAM ALEXANDER ORTIZ

ELIANA PULIDO VASQUEZ

SILVIA JULIANA IBAÑEZ

INGENIERIA DE PETROLEOS-UIS

METODOS DE

PRODUCCIÓN

2

Bombeo por Cavidades Progresivas-PCP

AGENDA

OBJETIVOS

INTRODUCCION

PRINCIPIO FISICO

GENERALIDADES PCP

EQUIPOS DE FONDO

EQUIPOS DE SUPERFICIE

NOMENCLATURA DE LA

BCP

INSTALACIÓN BPC

OPERACIÓN DE LA BCP

DISEÑO BCP

ANALISIS ECONOMICO

VENTAJAS Y DESVENTAJAS

PROBLEMAS DE

OPERACIÓN

RANGO DE APLICACIÓN

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFIA

3


OBJETIVOS

1

• Identificar las ventajas que aporta el uso de las Bombas de CavidadesProgresivas en la recuperación de petróleos pesados.

2

• Conocer los principios físicos, el funcionamiento, la instalación en superficie yen fondo, las especificaciones y dimensionamiento del equipo.

3

• Describir el diseño de la bomba detallando los pasos a seguir para calcular yanalizar las variables de una instalación de bombeo por CavidadesProgresivas.

4• Realizar la evaluación financiera y la rentabilidad económica de instalar el SLA.

4


INTRODUCCIÓN

Cuando el yacimiento no tiene la suficiente energía para levantar

los fluidos, es necesaria la instalación de un sistema de

levantamiento artificial que adicione presión y lleve los fluidos

hasta la superficie.

El propósito la bomba PCP es minimizar los requerimientos de

energía en la cara de la formación productora, y maximizar el

diferencial de presión a través del yacimiento provocando

así, mayor afluencia de fluidos. Este SLA consiste en una bomba

de desplazamiento rotativo positivo accionada desde la

superficie.

5


PRINCIPIO FISICO

Existe fricción en los cojinetes y juntas, no todo el líquido que

atraviesa la bomba recibe de forma efectiva la acción del

impulsor, y existe una perdida de energía importante debido a la

fricción del fluido. Ésta pérdida tiene varias componentes:

Pérdidas por choque a la entrada del impulsor

La fricción por el paso del fluido a través del espacio existente

entre las palas o álabes

Pérdidas de alturas al salir el fluido del impulsor.

Cuando un líquido fluye a través de una

bomba, sólo parte de la energía comunicada

por el eje del impulsor es transferida el fluido.

6


El rendimiento de una bomba es bastante sensible a las

condiciones bajo las cuales esté operando. El rendimiento h de una

bomba viene dado por:

donde γ , Q y h se definen de forma habitual; T es el par ejercido

por el motor sobre el eje de la bomba y w el régimen de giro del eje

en radianes por segundos.

minpotencia su istra da al fluido Qh

Tpotencia en el eje al freno

PRINCIPIO FISICO

7


Los datos de las propiedades dinámicas mecánicas son

obtenidas a través de ensayos de desplazamiento de los

elastómeros (compresión o tensión), llamado Módulo de

elasticidad Complejo (E`) o Stress total.

Este módulo está compuesto por:

PRINCIPIO FISICO

Propiedades Mecánicas

• Para una deformación sinusoidal, la relación entre la componente viscosa (E‖) y la componente elástica (E´) esta representado por la relación Tan δ (Tan delta).

• Que se encuentra en fase con el

desplazamiento. Tan δ = E” /E’

Fuente. Principios Fundamentales para

diseños de bombas PCP.

8

BOMBA PCP

Estas bombas de

desplazamiento positivo

consisten en un rotor de acero

helicoidal y un estator de

elastómero sintético pegado

internamente a un tubo de

acero.

El estator se instala en el pozo

conectado al fondo de la

tubería de producción, a la vez

que el rotor esta conectado al

final de la sarta de cabillas.

ELECTRIC MOTOR

ROODS

TUBING

CASING

STATOR

ROTOR


9


SISTEMA PCP

Grampa de la barra pulida

Relación de la transmisión

Motor eléctrico

Cabezal de rotación

Barra pulida

Stuffing Box

Pumping Tee

Cabezal de pozo

Revestidor de producción

Tubería de producción

Sarta de cabillas


Sarta de cabillas

Rotor

Estator

Pin de paro

Ancla antitorque

Revestidor de producción

Fuente. Principios Fundamentales para diseños de

bombas PCP.

10


EQUIPOS DE FONDO

Estator

Sarta de varillas


Rotor

Niple de paro

Nipleintermedio

Elastómeros

EQUIPOS DE FONDO:


Es una tubería de acero que comunica labomba de subsuelo con el cabezal y lalínea de flujo. Si no hay ancla detorsión, se debe ajustar con el máximoAPI, para prevenir el desenrosque de latubería de producción.

11




12


EQUIPOS DE FONDO:

Sarta de varillas

Es un conjunto de varillas unidas

entre sí por medio de cuplas. La

sarta esta situada desde la bomba

hasta la superficie. Los diámetros

máximos utilizados están limitados

por el diámetro interior de la tubería

de producción.



13


EQUIPOS DE FONDO:

Estator

Es una hélice doble interna y moldeado a

precisión, hecho de un elastómero sintético

el cual está adherido dentro de un tubo de

acero.



14


El rotor está fabricado con acero de

alta resistencia mecanizado con

precisión y recubierto con una capa de

material altamente resistente a la

abrasión. Se conecta a la sarta de

cabillas (bombas tipo Tubular) las

cuales le transmiten el movimiento de

rotación desde la superficie

(accionamiento o impulsor).

EQUIPOS DE FONDO:

Rotor



15


EQUIPOS DE FONDO:

Niple de Paro

Es parte componente de la bomba y va

roscado al extremo inferior del estator.

Su función es:

Hacer de Tope al rotor en el

momento del espaciamiento, para que

el rotor tenga el espacio suficiente para

trabajar correctamente.

Servir de pulmón al estiramiento de

las varillas, con la unidad funcionando.

Como succión de la bomba.



16


EQUIPOS DE FONDO:

Niple Intermedio

Su función es la de permitir el movimiento

excéntrico de la cabeza del rotor con su

cupla o reducción de conexión al trozo

largo de maniobra o a la última

varilla, cuando el diámetro de la tubería

de producción no lo permite.




17

El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un

polímero de alto peso molecular con la propiedad de deformarse y

recuperarse elásticamente, esta propiedad se conoce como

residencia o memoria, y es la que hace posible que se produzca la

interferencia entre el Rotor y el Estator.

EQUIPOS DE FONDO:

Elastómeros




18

Buena resistencia química a los fluidos a transportar.

Buena resistencia térmica.

Capacidad de recuperación elástica.

Adecuadas propiedades mecánicas, especialmente resistencia a la fatiga.

Propiedades mecánicas mínimas requeridas.

Hinchamiento: del 3 al 7% (máximo).

Dureza Shore A: 55 a 78 puntos.

Resistencia Tensíl: Mayor a 55 Mpa.

Elongación a la ruptura: Mayor al 500%

Resistencia a la fatiga: Mayor a 55.000 ciclos

Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm.

EQUIPOS DE FONDO:

Características de los elastómeros


19

Elastómero 159

Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo. Su

distribuidor (y fabricante) lo utiliza como estándar para comparación

de la solidez y resistencia química de los Elastómeros.

EQUIPOS DE FONDO:

Elastómeros

Elastómero 194

Es un butadieno-acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo. Este

Elastómero fue desarrollado para crudos pesados con alto

contenido de arena. La resistencia a la abrasión es buena (dureza

Shore A = 58) .


20

Elastómero 198

Un butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho). Este

Elastómero fue desarrollado para obtener una mayor resistencia al

H2S y a mayor temperatura que la del caucho.

Elastómero 199

Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 50% de nitrilo. Su

resistencia a los aromáticos es buena, se ha utilizado con éxito en

fluidos con 13% de aromáticos a 40 °C (104 °F).

Elastómero 204

Es un co-polimero fuorocarbono butadieno. Este Elastómero fue

desarrollado para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a

los gases ácidos (CO2 y H2S).

EQUIPOS DE FONDO:

Elastómeros


21

EQUIPOS DE FONDO:

Elastómeros-Factores limitantes

Los elastómeros se construyen de materiales vivos, sus

propiedades pueden verse afectados de manera adversa

por:

a) Los parámetros que caracterizan el fluido del pozo tales

como:

b) La presencia de agentes físicos o químicos, tales como:

Gravedad del

crudo

Relación gas

liquido

Corte de

agua

Temperatura

de

profundidad

de la bomba

Partículas

abrasivasCO2 y H2S

Solventes

aromáticos

Agentes

agresivos


22

EQUIPOS DE FONDO:

Elastómeros-Consecuencias

Endurecimiento del

centro del lóbulo.

Comienzo del

desprendimiento del

elastómero debido a

la rigidez del mismo

Desprendimiento

profundo y falta de

adherencia a la

camisa del estator.

Proyección del

desprendimiento a lo

largo del lóbulo

Ejemplo de elastómeros en el

yacimiento Diadema




23

EQUIPOS DE FONDO:

Elastómeros-Factores limitantes

c) Los cambios más comunes en las

propiedades mecánicas y sus

consecuencias son:

Hinchazón, lleva a excesiva

interferencia.

Endurecimiento, lleva a la pérdida

de la resistencia.

Ablandamiento, debilidad y

deterioro del sellaje.

159 194 198 199 204

Abrasión B A A C B

Ampollas de

gas

A B B A A

Crudos

Pesados

A A B C B

Crudos

Medianos

A B B A B

Crudos

Livianos

C C C A A

Aromáticos B C C A A

CO2 B C B B A

H2S B B A B A

Pozos de

agua

B C C C C

Temp. Max

(ºC)

120 100 160 110 80

Temp. Max

(ºF)

248 212 320 230 176

Fuente. Principios

fundamentales para diseños

de bombas PCP .

24


EQUIPOS DE SUPERFICIE



Variadores de frecuencia

25


EQUIPOS DE SUPERFICIE:


Su función es la de permitir el movimiento

excéntrico de la cabeza del rotor con su

cupla o reducción de conexión al trozo

largo de maniobra o a la última varilla,

cuando el diámetro de la tubería de

producción no lo permite.

Fuente. Manual de Bombeo de Cavidades

Progresivas.

26



Motor

Es el equipo giratorio que genera el

movimiento giratorio del sistema.

Requiere bajos costos de mantenimiento,

posee alta eficiencia, bajos costos de

energía, es de fácil operación y de muy

bajo ruido.


Progresivas.

27



Variadores de frecuencia

Estos equipos son utilizados para

brindar la flexibilidad del cambio de

velocidad en muy breve tiempo y sin

recurrir a modificaciones mecánicas en

los equipos.

El Variador de frecuencia rectifica la

corriente alterna requerida por el motor

y la modula electrónicamente

produciendo una señal de salida con

frecuencia y voltaje diferente.


Progresivas.

28



Sistema de correas y poleas

Dispositivo utilizado para transferir la

energía desde la fuente de energía

primaria hasta el cabezal de rotación.

La relación de transmisión con poleas y

correas debe ser determinada

dependiendo del tipo de cabezal

seleccionado y de la potencia/torque

que se deba transmitir a las varillas de

bombeo (a la PCP).Fuente. Manual de Bombeo de Cavidades

Progresivas.

29


NOMENCLATURA DE LAS BCP

SEGÚN EL FABRICANTE

Fabricante Tipo de bomba Ejemplo Significado

Francés Geometría simple 60TP1300 60=tasa de 60 m3 /d a 500 rpm y 0

head.

TP= Tubing Pump

(bomba tipo tubular)

1300= altura máxima (head) en

metros de agua.

Multilobulares 840ML1500 Igual al anterior, la diferencia esta en

el tipo de geometría. ML significa

―Multi Lobular‖

Brasileño Tubulares 18.40-1500 18= bomba de 18 etapas o 1800 lpc

de diferencial máximo de presión.

35= diámetro del rotor el milímetros.

1500= tasa máxima expresada en

barriles, a 500 rpm y 0 head.

Insertables 18.35-400IM Igual a la anterior excepto que esta

es una bomba tipo insertable con

zapata de anclaje modificada (IM).Fuente. Manual de Bombeo de Cavidades

Progresivas.

30


NOMENCLATURA DE LAS BCP

SEGÚN EL FABRICANTE

Fabricante Tipo de bomba Ejemplo Significado

Brasileño CTR Tubular (1) 8-CTR-32 32=tasa de 32 m3 /d a 100 rpm y 0

head.

CTR= bomba de espesor de

elastómero constante.

8= presión máxima en Mpa.

CTR insertable 8-CTR-32IM Igual al anterior excepto que modelo

es una bomba CTR tipo insertable

con zapata de anclaje modificada

(IM).

Norte Americano

(USA)

Geometría simple 60N095 60= 60x102 head máximo en pies de

agua (6000 pies)

095= tasa en b/d a 100 rpm y 0

head.

Canadá Geometría simple 40-200 40= 40x102 head máximo en pies de

agua (4000 pies)

200= tasa en b/d a 100 rpm y 0

head.


Progresivas.


31

1. Confirmar que el equipo este configurado para realizar las

siguientes conexiones.

2. Medir la distancia b, desde el pin de paro al fondo del estator.

3. Llenar el pozo con fluido muerto y correr el tubing con el estator y el

ancla de torque.

INSTALACION

PIN DE

PARO

ESTATOR ROTOR

BFuente. Principios fundamentales para diseños de

bombas PCP .


32

4. Calcular el numero de cabillas.

5. Engrasar el rotor para facilitar la inserción del mismo dentro del

estator.

6. Insertar la sarta de cabillas en el pozo con el rotor conectado en el

fondo.

7. Bajar la sarta de cabillas lentamente hasta observar rotación de la

misma.

8. Cuando las cabillas empiecen a rotar, bajar lentamente la sarta de

cabillas.

9.Continuar bajando la sarta de cabillas..

INSTALACION


33

10. Subir lentamente la sarta de cabillas.

11. Marcar la cabilla superior al nivel de la tee de producción.

12. Levantar la sarta y desconectar la cabilla superior.

13. Medir la distancia A.

14. Calcular la longitud L, así:

INSTALACION

DISTANCIA CDISTANCIA C

NEGATIVA

A. CABEZAL DE EJE

HUECOB. CABEZAL DE EJE INTEGRADO

Fuente. Principios fundamentales para diseños de

bombas PCP .


34

INSTALACION

15. En el caso de cabezales integrados, la longitud de pony rods

equivalentes a «L» debe sumarse a la sarta de cabillas.

16. Para un cabezal de eje hueco con un stuffing box integrado.

Para cabezales de eje hueco con stuffing box separado.

Engrasar la barra pulida e insertarla a través del stuffing box

usando una conexión cónica de protección. Roscar un acople en la

base de la barra pulida y levantar todo el conjunto en posición

vertical.


35

INSTALACION

Bajar y conectar la barra pulida con la sarta de cabillas y el stuffing

box con la tee de producción. Asegurarse de cumplir con estas

especificaciones de manera que el torque aplicado para la conexión

no sea excesivo.

TOPE DE LA SARTA DE

CABLITAS BARRA PULIDA

GRAMPA DE SEGURIDAD CUERPO DEL CABEZAL

PUNTO DE REFERENCIA


bombas PCP .


36

INSTALACION

PUNTO DE REFERENCCIA

PUNTO DE REFERENCIAGRAMPA DE SEGURIDAD

ACOPLE DE CONEXIÓN

ENTRE BARRA PULIDA Y

LA SARTA DE CABLITAS

ESPACIADO DE LA

BARRA DE 6 A 24

PULGADAS (15-60 CMS)

CONEXIÓN DE BARRA PULIDACONEXIÓN DEL CABEZAL

Fuente. Principios

fundamentales para

diseños de bombas

PCP .


37

OPERACIÓN

Durante la puesta en marcha del sistema es necesario medir y

registrar las variables de operación y control.

Una vez instalados los equipos de

superficie:

Verificar que los frenos, retardadores

o preventores de giro inverso estén

debidamente ajustados.

Cuando se va arrancar el sistema:

Verificar que no existan válvulas

cerradas a lo largo de la línea de

producción del pozo y así mismo las válvulas en los múltiples de las

estaciones.


38

OPERACIÓN

Velocidad de rotación (rpm)

Frecuencia (Hz)

Velocidad del motor (rpm)

Intensidad de la corriente (Amp)

Tensión en la red (Volt)

Tensión en la salida (Volt)

Torque (lb-pie)

Potencia (Kw o Hp)

Temperatura en el variador de frecuencia (ºC o ºF)

Presión en el cabezal del pozo

Variables analógicas o digitales de sensores instalados en el pozo

(subsuelo o superficie), tales como presión o temperatura


39

OPERACIÓN

.Adicionalmente, setoma nota de lascapacidades de losequiposinstalados, tales comotorque, relación dereducción de lacaja, potencia, corriente, tensión, etc.

Una vez registrados todosestos parámetros, y verificandoque las condiciones en laslíneas y en la estación de flujoasí lo permitan, se procederácon el arranque; para locual, será necesario acoplar elaccionamiento a la carga(conectar los acoples, colocarlas correas alas poleas, etc.) yarrancar el sistema a bajavelocidad


40

OPERACIÓN

Esperar que el pozo – sistema de bombeo se estabilice

antes de proceder con la optimización y arrancar con baja

velocidad de rotación.

Durante la fase de hinchamiento es posible que la eficiencia

volumétrica de la bomba sea baja (a veces muy baja) por lo

cual, las medidas de torque, potencia, presiones de superficie

y la producción propiamente dicha del pozo serán

relativamente bajas.


41

OPERACIÓN

Durante estos primeros días, se sugiere visitar el pozo y tomar

las lecturas de las variables de operación a diario, de manera de

observar el comportamiento del sistema y su relación con el

hinchamiento del elastómero.

Durante estos primeros días, se sugiere visitar el pozo y tomar

las lecturas de las variables de operación a diario, de manera de

observar el comportamiento del sistema y su relación con el

hinchamiento del elastómero.


42

OPERACIÓN

Una vez que se determine

que el sistema ―yacimiento -

pozo – equipos de

producción‖ estén

estabilizados, se procede

con el proceso de

optimización.

Durante esta fase se debe esperar

incrementos en la

producción, disminución en la surgencia

de la bomba, incrementos en la presión

del cabezal (presión en la tubería de

producción) en el torque y en la potencia

requerida.

43


FLUJOGRAMA DEL DISEÑO

Geometría del pozo

Tipo y curvatura

Configuración del pozo

Dimensiones

Casing, tubing, cabillas

,limitaciones mecánicas

Condiciones del yacimiento

Comportamiento IPR, tasa de

producción , presión de fondo

fluyente, nivel de fluido dinámico.

Propiedades del fluidoT,ρ, viscosidad, contenido de H2S y

CO2 .

Profundidad del asentamiento

Presión de descarga

Producción y levantamiento

requeridos

Selección de la bomba :

Capacidad de levantamiento

Capacidad volumétrica

Curvas de comportamiento

Tipo de elastómero

Selección de las cabillas

Cargas

, torque, esfuerzos, contactos

cabilla/tubing

Potencia, torque y velocidad

requeridos en superficie.

Selección de equipos en

superficie:

Cabezal de rotación, relación de

transmisión, motor, variador

DISEÑO FINAL DEL

SISTEMA

Fuente. Principios

fundamentales para diseños de

bombas PCP .

44


DISEÑO PCP

Las principales condiciones de diseño de un sistema PCPpueden ser clasificadas según:

Condiciones de bombeo.

Efecto del flujo de fluidos.

Cargas y esfuerzos sobre la sarta de cabillas.

Desgaste sobre cabillas y tubería de producción.

Dimensionamiento de los equipos.

“El objetivo principal del diseño es lograr un balance entre las condiciones anteriormente descritas para una

aplicación especifica.”

1

2

5

4

3


bombas PCP .


45

Las condiciones de bombeo mas importantes para la correcta

selección de la bomba son:

DISEÑO PCP

Condiciones de bombeo

Tasa de bombeo requerida

Levantamiento requerido

Temperatura de operación

Compatibilidad de fluidos

Restricciones con las dimensiones del revestidor

Capacidad de manejo de arena

Comportamiento de influjo de la bomba


46

Basado en los anteriores parámetros , las condiciones de bombeo

permiten hacer una correcta selección de la bomba de fondo que

tenga las siguientes características:

DISEÑO PCP

Condiciones de bombeo

Suficiente capacidad de desplazamiento

Suficiente capacidad de levantamiento

Geometría adecuada de la bomba

Elastómero compatible con los fluidos producidos

Revestimiento del rotor compatible


47

Previo a la selección de estos parámetros es necesario conocer:

La tasa de diseño se puede calcular como:

DISEÑO PCP

Desplazamiento-Levantamiento

100*

%

requerida

diseno

Blsdiarequerida

Blsdiadiseno

QQ

Q Tasa de produccion requerida

Q Tasa de diseno

Eficiencia volumetrica de la bomba

La condiciones de producción de pozos vecinos

El comportamiento de influjo IPR

Conocimiento de las propiedades de los fluidos producidos


48

DISEÑO PCP


Se puede determinar la capacidad mínima de desplazamiento:

El levantamiento neto es definido como la diferencia entre la presión de

entrada y la presión de descarga de la bomba así:

Vminimo = (Qdiseño/N)

Vminimo = Capacidad mínima de desplazamiento (m3 /día/RPM)

N = velocidad de operación del sistema

ΔPneto= Pdescarga -Pentrada

Δpneto = levantamiento neto requerido (psi).

Pdescarga= presión de descarga de la bomba(psi).

Pentrada

=

presión de entrada de la bomba (psi).


49

DISEÑO PCP


La presión de entrada ala bomba es función de la energía de aporte del

yacimiento ( comportamiento IPR) reflejada por las medidas de fluido y

presiones en el espacio anular.

Entonces la presión de entrada puede definirse como:

Pentrada= PCSG+Pgas+Pliquido+Paux

PCSG= presión del revestidor en la superficie.

Pgas=presión equivalente a la presión

hidrostática de gas (psi).

Pliquido= presión equivalente a la presión hidrostática de liquido (psi).

Paux= presión equivalente a las perdidas en equipos auxiliares.


50

DISEÑO PCP


La presión de descarga de la bomba será función de los requerimientos

de energía necesarios para poder fluir una cantidad determinada de

fluidos atravez de la sarta de tubería desde el fondo hacia la superficie.

Pdescarga= Ptbg+Pcolumna+Pfriccion

Ptbg=presión de superficie de la tubería de

producción (psi).

Pgas=presión equivalente a la presión

hidrostática de gas (psi).

Pcolumna=presión equivalente a la columna

hidrostática de fluidos (psi).

Pfriccion= perdidas por fricción en la tubería (psi).


51

DISEÑO PCP

Recordar….

Para calcular la presión hidrostática de un fluido

Presión equivalente a la columna hidrostática de un fluido:

Pcolumna= H*ρ*C

H= Altura vertical de la columna (ft).

ρ= Densidad del fluido (lbs/ft3)

C= constante (SI: 9,81*10-3 o

Imperial: 6,94*10-3)


52

Para la selección de la bomba se hace necesario conocer el

comportamiento de afluencia del pozo, para lo cual es necesario

contar con las presiones estáticas y fluyentes, la respuesta de

producción y la presión de burbujeo.

Se construye el IPR.

El caudal total por la bomba será la suma de las tres tasas, petróleo,

agua y gas.

Conociendo estas variables y utilizando las curvas tipo de las

bombas (suministradas por los fabricantes), se puede determinar la

velocidad de operación y los requerimientos de potencia en el eje de

impulsión.

SELECCIÓN Y PROFUNDIDAD DE LA BOMBA

53

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 100 200 300 400 500 600

Torq

ue d

e r

esis

tencia

(lb/f

t)

Velocidad de operación en rpm

Longitud de cuerpo:2460

ft

Longitud de acoples: 33

ft

Tubería :3-1/2 pulgadas

Cabillas: 1‖

Cuellos Full-size

Patrón de flujo laminar

Fuente. Updated field case studies on application and

performance of bottom drive progressing Cavity pumps.


54

Profundidad máxima de Bomba: 3200 pies

Nivel estático: 1000 pies

Nivel dinámico: 2645 pies

Producción petróleo para 2645 pies: 80 b/d

Producción agua para 2645 pies: 20 b/d

Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie

Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie.

Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie

Presión en cabezal tubería producción.: 100 lpc

Presión en cabezal revestidor: 0 lpc

Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc

Velocidad máxima: 250 r.p.m.

DATOS


55

Desprecie el volumen de gas en el anular.

Considere viscosidad muy baja (1 cps)

Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy

bajas).

Utilice ecuaciones para IP constante.

Considere un factor de seguridad para el head de 20%

CONSIDERACIONES


56

Tasa de producción (considere una sumergencia de 200 pies).

Presión / head en la bomba.

Seleccionar bomba.

Velocidad de operación

Diámetro de cabillas

Potencia en el eje

Torque

Carga axial en el cabezal

Vida útil de los rodamientos

Seleccionar modelo de cabezal

CALCULAR ??


57

EJEMPLO DEL DISEÑO




58

IP constante

IP = Q / (Ps – Pwf)

Ps = 0,373 lpc/pie x (3200 – 1000) pies = 821 lpc

Pwf = 0,370 lpc/pie x (3200 – 2645) pies = 205 lpc

IP = 100 b/d / (821 – 205) lpc = 0,162 b/d /lpc

Qmáx = IP x Ps = 0,162 b/d /lpc x 821 lpc = 133 b/d

CALCULO DE LA TASA DE PRODUCCION


59

Considerando una sumergencia de 200 pies en la bomba el nivel

dinámico a estas condiciones de operación seria de :

3000 pies (3200´-200´)

la Presión fluyente sería :

Pwf= 0.3700 lpc/pie x (3200 –3000) pies = 74 lpc

Finalmente la tasa para un nivel dinámico de 3000 pies es de:

Q = IP x (Ps – Pwf) = 0,162 b/d /lpc x (821 –74) lpc = 121 b/d.

CALCULO DE LA TASA DE PRODUCCION


60

ΔP = P2 – P1

P1 = CHP + G1xND + G2xH = 0 + 0 + 0,370x(3200-3000) = 74 lpc

P2 = THP + G3xPB + DP_Fr = 100 + 0,425x3200 + 240 = 1700 lpc

ΔP = 1700 – 74 lpc = 1626 lpc x Fs = 1951 lpc

Head = 1626 lpc / 0,433 lpc/pie = 3755 pies x Fs = 4506 pies.

Se trabajará con 1950 lpc ó 4500 pies (1372 mts).

CALCULO DE LA PRESION DE LA BOMBA


61

PWF (psi) Q (STB/día)

0 518,4

200 486

400 453,6

600 421,2

800 388,8

1000 356,4

1200 324

1400 291,6

1600 259,2

1800 226,8

2000 194,4

2200 162

2400 129,6

2600 97,2

2800 64,8

3000 32,4

3200 0

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 200 400 600

Pwf

Q

IPR CONSTANTE




62

Con un head de 1370 mts:

BOMBA DIAMETRO

(pulg)

B/D (100 rpm y

0 Head)

r.p.m. para 120

b/d y 1950 lpc

30TP2000 2-3/8 34 400

80TP2000 2-3/8 100 145

60TP2000 2-7/8 83 175

120TP2000 3-1/2 151 110

180TP2000 4 226 75

430TP2000 5 542 50

Se aprecia que todas las bombas, excepto la 30TP2000, cumplen con el criterio de velocidad

de operación menor a 250 r.p.m. (criterio de diseño).

TIPOS DE BOMBA


63

Revisando las especificaciones de las tres bombas pre-

seleccionadas se obtienen requerimientos de potencias en el eje del

impulsor de:

60TP2000; 5,0 Kw = 6,7 Hp

80TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp

120TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp

Suponiendo que las tres puedan mecánicamente ser instaladas en el

pozo, se seleccionará la bomba 80TP2000 para disponer de cierta

capacidad de reserva en caso de que el pozo responda con mayor

producción.

La bomba 80TP2000 puede instalarse en el pozo con tubería de

2-3/8‖ o 2-7/8‖. Asumiremos tubería de 2-7/8‖.

SELECCIÓN DE BOMBA


64

El Torque hidráulico:

Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido, el

cual es la fuerza necesaria para levantar el fluido y es función del

desplazamiento de la bomba y de la altura hidráulica.

Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido:

Es función de la velocidad de rotación, el diámetro y longitud de la sarta

de cabillas (profundidad de la bomba), el área del espacio anular entre

las cabillas y la tubería de producción.

TORQUE REQUERIDO

65

Nomograma para selección de las cabillas.

Según el nomograma se podrían utilizar cabillas de 3 / 4‖. Ya que la tubería es de 2-7/8‖ se

podría elegir una sarta de cabillas (usada) de 7/8‖ grado ―D‖.

80TP2000




66

Profundidad de bomba = 3200 pies.

Diámetro de cabillas = 7/8 ―

Fr = 3500 daN

Altura = 4500 pies

Bomba serie 2-3/8‖

Fh = 1000 daN

Carga axial = 4500 daN =10115 lbs. = 4,6 Tn

Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de

los rodamientos de los cabezales de rotación y en función del

cabezal elegido, se puede calcular el tiempo de vida.

CARGA AXIAL


67

Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1-9-7/8‖, con 4,6 Tn de carga axial y girando a

145 r.p.m., se obtiene una duración mayor a las 100 Mhoras (mas de 11 años)

CABEZAL DE ROTACION

RPM

Life (Hours x1000)Fuente. Updated field case studies on application and



68

Bomba modelo 80TP2000 instalada a 3200 pies.

Tubería de 2-7/8‖ con cabillas de 7/8‖.

Velocidad de operación 145 r.p.m.

Cabezal de rotación de 9000 lbs

La potencia del motor dependerá del equipo de superficie a

utilizar, estos es, motovariador, moto reductor o equipos de poleas y

correas.

La potencia en el eje es de 7,3 Hp

El torque del sistema 264 lbs-pie.

EL DISEÑO QUEDA ASI..


69

El pozo recupera el 100% del caudal.

Qmax= 518,4 STB/dia

Inversiones para poner a producir el pozo:

Trabajo de reactivación del pozo: US$500.000.oo.

Instalación de facilidades de superficie: US$50.000.oo.

Costo de Instalación: US$250.000.oo

Lifting Cost: US$15.oo/Bl

El precio del crudo es de $US70.oo/Bl.

Se entrega al gobierno nacional un 20% de la producción por

regalías.

ANALISIS ECONOMICO


70

Ganancias=(518.4(STB/dia)*365 días*$70/bl*0,8)

Ganancias = $ 10596096

Inversiones= costo de reactivación + costo de instalación facilidades

de superficie y levantamiento artificial

Inversiones=($500000+$250000+$50000+(($15/bl)*365

días*518.4(STB/dia))=$ 3638240

Rentabilidad = Ganancias- Inversiones

Rentabilidad = $ 10596096 - $ 3638240= $6957856

El diseño de bomba utilizado deja una rentabilidad a un año de

$6957856, lo que nos indica que la no fue un buen prospecto, ya

que tomamos el IP constante, se deberían analizar otras opciones

para este pozo, con el fin de aumentar la rentabilidad.

ANALISIS ECONOMICO


71

Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades

recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1

en los caudales obtenidos.

La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará

menor producción de arena de yacimientos no consolidados. La

producción de flujo constante hacen más fácil la instrumentación.

El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el

riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo.

Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la

unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos

múltiples y plataformas de producción costa fuera.

VENTAJAS


72

Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) cP.

La inversión de capital es del orden del 50% al 25% dependiendo del

tamaño, debido a la simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal

de accionamiento.

Los costos operativos y de transporte son mucho más bajos. Se señala

ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades

convencionales de bombeo eficiente.

La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión

resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando

una aparente ineficiencia.

VENTAJAS


73

El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas

urbanas.

Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las

partes móviles.

Bombea con índices de presión interna inferior al de las bombas

alternativas, lo que significa menor flujo en la columna del pozo para

alimentarla, pudiendo succionar a una presión atmosférica.

La producción del pozo puede ser controlada mediante el simple cambio

de rotación y esta se efectúa mediante el cambio de poleas o usando

vareador de velocidad.

VENTAJAS


74

Los sistemas PCP puede alcanzar altas tasa de bombeo eliminado la

necesidad de cambiar el equipo cuando las condiciones de los pozos

disminuyen o prestan variaciones en la producción.

El tamaño, menor peso, permite economizar el transporte y aligera su

instalación.

La simplicidad del equipo, reduce costos en mantenimiento de lubricación y

reemplazo de partes.

Tipos e aromáticos comunes encontrados en petróleo

xileno, benceno, tolueno a porcentajes no mayores de 3%.

Simple instalación y operación.

VENTAJAS


75

Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o

178°C).

Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o

deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de

tiempo).

Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en

seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye

la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco).

Desgaste por contacto entre las varillas y la cañería de producción en

pozos direccionales y horizontales.

Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba

(ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).

DESVENTAJAS


76

Falla de la varilla pulida o de la abrazadera de esta.

Falla del freno contra giro.

Cabeza motriz desenroscada de la T de flujo.

Mala alineación del rodamiento axial de empuje.

El único otro problema común es que el prense pudiera tener

salidero.

Excesivo o demasiada vibración en la columna motriz.

PROBLEMAS DE LA OPERACIÓN PCP

EN SUPERFICIE


77

FALLA DEL TUBING POR DESGASTE VÁSTAGO / TUBING. El

desgaste del tubing se evita con el uso de centralizadores.

FALLA DEL ESTATOR. Si se selecciona el elastómero mejor

adaptado a las condiciones específicas del pozo (fluido,

temperatura, etc.) su nivel de desgaste será normal y no ocurrirá su

desdoblamiento.

FALLA DEL VÁSTAGO POR TORQUE EXCESIVO. No debe haber

problemas si se emplean los procedimientos adecuados para

determinar las medidas del vástago.


EN EL FONDO DE POZO


78

FALLA DEL COUPLING DEL VÁSTAGO. No existirán problemas si

se emplea un buen programa de diseño para determinar las

medidas del vástago. En caso de pozos no verticales emplee

centralizadores para reducir el desgaste coupling / tubing.

FALLA DEL CENTRALIZADOR. En pozos no verticales emplee el

número de centralizadores indicado por el programa de diseño. En

caso de desgaste por abrasión use centralizadores con eje de

cromo y couplings de vástago cromados.


EN EL FONDO DE POZO


79

INCORRECTO ESPACIADO.

Si el rotor ha sido posicionado muy alto la eficiencia de la bomba se

reduce.

Si el rotor ha sido posicionado muy bajo el vástago inferior bajo

compresión se jorobará ligeramente y someterá la cabeza del rotor

a flexión alternativa.

VÁSTAGOS CON RESISTENCIAS DE TENSIÓN INADECUADAS.

La columna de vástagos puede sufrir alargamiento permanente, lo

que lleva a la rotura del rotor.

PRESENCIA DEL ANCLA DEL TUBING.

Después de la arrancada de la bomba el tubing y la columna de

vástagos se calientan por el fluido que viene de la formación.


EN EL ROTOR


80


Rotor no esta totalmente insertado.

Presión de descarga de la bomba inferior a la

necesaria.

Rotor bajo medida para la temperatura del pozo.

Perdida en la tubería.

Alto GOR.

Verificar el espaciado y corregir.

Verificar la altura de elevación necesaria por calculo.

Cheque la temperatura y el tipo de rotor usado. Cambie el rotor si es

necesario.

Busque el tubing roto y cambie la unión.

Provea medios para anclas de gas natural. Remplazar la bomba por una de mayor desplazamiento.

CAUSA

PROBABL

E

ACCION

RECOMENDA

DA




81


CAUSA PROBABLE.

Condición de falta de nivel.

Bomba dañada o subdiseñada.

ACCION RECOMENDADA.

Verificar el nivel. Bajar la velocidad de la bomba.

Saque la bomba. Chéquela en el banco para poder usarla en otra aplicación.

Verifique los requerimientos hidráulicos de la instalación.

CAUSA PROBABLE.

Mal espaciado. Rotor tocando en el niple de paro.

Rotor aprisionado por solidos.

ACCION RECOMENDADA.

Levantar el rotor. Re-espacie. Re-arranque. Cheque todos los parámetros.

Levantar el rotor y lavar el estator.

CAUDAL

INTERMITEN

TE

VELOCIDAD

MAS BAJA

QUE LA

NORMAL




82


Rotación contraria.

Rotor no esta insertado en el estator.

Estator y rotor dañado.

Tubing sin hermeticidad.

Tubing desenroscado.

Verificar el giro. Verificar si no hay giro.

Verificar las medidas de la instalación.

Checar la profundidad de bomba y comparar con la

longitud de barras.

Verificar el nivel y presión.

Verificar espaciado. Reparar.

SIN

PRODUCCION

BAJO CONSUMO




83


PERDIDAS A

TRAVES DEL

SISTEMAS DE

SELLO

CORREAS CORTADAS

FRECUENTEMENTE

VELOCIDAD BIEN

CAUSA PROBABLE.

Las empaquetaduras están gastadas.

Camisa de sacrificio esta gastada

ACCION RECOMENDADA.

Verificar el de las empaquetaduras. Reemplácelas si es necesario

Verifique la camisa y reemplázala si esta dañada. Cambie también las

empaquetaduras

CAUSA PROBABLE.

Mal alineación entre correas y poleas

Las correas no son las adecuadas para la

aplicación.

ACCION RECOMENDADA.

Verificar y corregirlo si es necesario

Verifique si el perfil es el correcto para la polea. Reemplace por el adecuado juego

de correas o poleas




84

Producción de crudo pesado y bitumen (< 12 ° API) con cortes de arena

hasta 50.

Producción de crudos medianos (de 12 a 20 ° API) con contenido limitado

de H2S.

Producción de crudos livianos dulces (> 20 API) con limitaciones en el

contenido de aromáticos.

Pozos de agua superficial

Pozos productores con altos cortes de agua y temperaturas relativamente

altas.

Evaluación de nuevas áreas de producción.

RANGO DE APLICACION

CONCLUSIONES


85

Las varias ventajas que aporta este sistema lo hace más confiable

en la producción de petróleos pesados. Este tipo de levantamiento

es de gran ayuda en el aporte de energía, ya que del petróleo

pesado se puede sacar más derivados.

Esta tecnología que ha demostrado ser una de las más eficientes

en levantamiento artificial, en la producción de petróleos con

elevada viscosidad y en pozos de difícil operación.

Utilizando este sistema se tendría una recuperación rentable de

petróleos pesados. La selección de cada uno de sus componentes

lo hace más eficiente que los otros sistemas de recuperación

secundaria.


86

American Petroleum Institute, NORMA API, ―Progressive cavity pumps

systems for artificial lift—Part 1: Pumps —Part 2: Surface drive systems‖, |

1220 L Street, NW | Washington, DC 20005-4070 | USA Petroleum and

natural gas industries.

Hirschfeldt Marcelo, ―Manual de Bombeo de Cavidades

Progresivas‖, Versión 2008V1, Argentina, Junio de 2008.

Chacín Nelvy, Bombeo de Cavidad Progresiva, ESP OIL INTERNATIONAL

TRAINING GROUP, Venezuela, 2003.

Veil J.A., Langhus, B.G. and Belieu, S.: ―Feasibility Evaluation of Downhole

Oil/Water Separation (DOWS) Technology, ‖Technical Report for U.S.

Department of Energy, Jan. 1999.

BIBLIOGRAFIA


87

Matos Gutierrez Jaime Aquiles, Optimización de la producción por sistema

PCP, Tesis de Grado, Lima- Perú, 2009.

Farías Laura, Hirschfeldt Marcelo, Explotación de pozos con PCP en

yacimiento Diadema, Tesis de Grado, 2006.

Ciulla Francesco, Principios fundamentales para diseños de bombas con

cavidad progresiva, 2003.

Haworth, C.G., 1997. Updated field case studies on application and

performance of bottom drive progressing Cavity pumps, SPE 39043, Rio de

Janeiro, Brazil, Septiembre 1997.

BIBLIOGRAFIA

bombeo por cavidades progresivas

Business