manual de produccion

Manual de Produccin PAE-Argentina 1-III

III SISTEMAS DE EXTRACCIN

III-I BOMBEO MECNICO - BREVE DESCRIPCIN DEL SISTEMA

El mtodo de bombeo mecnico consiste en elevar el fluido (petrleo + agua) desde elnivel que ste alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de recoleccin (estacin satliteo tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad accionada por la columna devarillas que transmiten el movimiento del equipo de bombeo.

El fluido es conducido hasta la superficie a travs de la caera de produccin (tubing) yde all hasta el punto de recoleccin por la lnea de conduccin (flow line) (Figura 1-III).

La bomba eleva el fluido desde el nivel dinmico y no desde la profundidad donde estasentada; por lo tanto el trabajo desarrollado ser mayor cuanto ms bajo se encuentredicho nivel. Por ejemplo, si la bomba est asentada a 1600 metros, pero el niveldinmico del pozo es de 500 m, el trabajo desarrollado por la bomba ser elevar el fluidodesde los 500 m hasta la superficie, ms la altura equivalente a la presin de bombeo(flow line).

Para una eficiente extraccin ser indispensable bajar el nivel de fluido tanto como seaposible (a fin de evitar aplicar una contrapresin a la formacin) sin que ello provoque unllenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y cause el golpe defluido.

BOMBAS DE PROFUNDIDAD

1. PARTES COMPONENTES. Las bombas (Fig. 2-III) estn compuestas por elbarril, el pistn, la vlvula de pie (standing valve), la vlvula viajera (travellingvalve) y los accesorios: jaula de vlvulas, adaptador del pistn, vstago conconectores especiales en ambos extremos (Fig. 3-III), gua del vstago (rodguide), cupla del vstago (rod coupling), etc.

2. FUNCIONAMIENTO. En la carrera ascendente el peso del fluido cierra lavlvula viajera (T.V.) y es desplazado por el pistn hacia la superficie. Elascenso del pistn causa una disminucin de presin sobre la vlvula de pie, porlo que esta se abre, permitiendo el ingreso de fluido de la formacin a la bomba.

En la carrera descendente el movimiento del pistn incrementa la presin en lacmara entre ambas vlvulas, lo que provoca la apertura de la vlvula viajera(T.V.) y el cierre de la vlvula de pie (S.V.). El peso de la columna de fluido setransfiere de las varillas al tubing y el fluido que pasa a travs de la vlvulaviajera ser elevado en la prxima carrera ascendente del pistn.


Fig. 1-III


Bomba de Profundidad- Partes Componentes

Fig. 2-III


Conectores de Vstago

Fig. 3-III


Fig. 4-III


Fig. 5-III


Fig. 6-III


Fig. 7-III


Fig. 8-III


En la carrera ascendente el peso del fluido acta sobre la vlvula viajera y enconsecuencia sobre las varillas; y en la descendente el peso del fluido acta sobre lavlvula de pie. Como la bomba est asentada en el tubing, la carga del fluido setransmite al mismo. Por lo tanto, en la carrera ascendente las varillas se alargan(deformacin elstica) y vuelven a su longitud inicial en la descendente. El tubing sealarga en la carrera descendente y vuelve a su longitud inicial en la ascendente.

Dichos movimientos pueden ocasionar desgastes en el casing, cuplas del tubing y de lasvarillas. Como veremos ms adelante, para evitar el movimiento del tubing y losdesgastes mencionados se sujeta ste al casing con un ancla de tensin.

3. Tipos de Bombas. Las bombas de profundidad cuya descripcin se efecta enlas pginas siguientes pueden ser del tipo insertable o de tubing (Fig. 4-III). Ladiferencia bsica entre ambas es que las primeras se instalan en el interior deltubing y se bajan al pozo con las varillas, fijndolas a la tubera en un nipleasiento al efecto. Las bombas de tubing se conectan a la tubera de producciny se bajan al pozo formando una parte integral de la columna, luego, se bajarnlas varillas de bombeo con el pistn.

Segn la clasificacin A.P.I. (American Petroleum Institute), se muestran lasbombas ms utilizadas en nuestra operacin, segn Figuras 5-III y 6-III(insertables), Figura 7-III (insertables doble asiento) y Figura 8-III (bombatubing).

En la tabla de la pgina 11-III se indica la designacin A.P.I. de las bombasstandard de pistn metlico utilizadas en nuestra operacin.

Ejemplos:

-Bomba insertable 25-200 - RWBC 24-5: bomba para ser utilizada en tubing de2-7/8", dimetro pistn 2", tipo insertable, de pared fina, asiento inferior tipo decopas, con longitud de barril de 24' y longitud de pistn 5' sin extensiones(2-1/2 x 2 x 24 BHD)

-Bomba de tubing 30-275 - THBM 20-5: bomba para ser utilizada en tubing de3-1/2", dimetro de pistn 2-3/4", tipo tubing pump de pared gruesa, asientoinferior tipo mecnico, con longitud de barril de 20' y longitud de pistn 5' sinextensiones. (3-1/2 X 2-3/4 X 20 tubing pump)

Las ms utilizadas son las del tipo insertable. Las bombas de tubing se usan enaquellos pozos cuya produccin potencial supera la capacidad de una bombainsertable para el mismo dimetro de tubing.


DESIGNACION APIBombas de Profundidad Standard de Pistn Metlico

DESIGNACIONTipo de Bomba Barril de pared gruesa Barril de pared fina

Bombas insertables: Barril fijo asiento superior RHA RWA Barril fijo asiento inferior RHB RWB Bomba de tubing TH xx xxx x x x x x x x

Longitud de extensiones del barril (pies)Longitud de pistn (pies)Longitud de barril (pies)

Tipo de Asiento:C : asiento de copasM : asiento mecnicoUbicacin asiento:A : asiento superiorB : asiento inferiorTipo de barril:H : pared gruesaL : con linerW: pared finaTipo de bomba:R : insertableT : de tubingDimetro de pistn:125 1-1/4"150 1-1/2"175 1-3/4"200 2"225 2-1/4"275 2-3/4"Dimetro de tubing:20 2-3/8" OD25 2-7/8" OD30 3-1/2" OD


4- Designacin de las Bombas en nuestra operacin.

En la designacin de las bombas deber especificarse:

a. Tipo de bomba.

b. Dimetro del pistn.

Los dimetros que utilizamos para bombas insertables son:en tubing de 2-7/8": pistones de 1-1/2", 1-3/4" y 2";en tubing de 3-1/2": pistn de 2-1/2"

para bombas de tubing los pistones de uso comn son:

en tubing de 2-7/8": pistn de 2-1/4";en tubing de 3-1/2": pistn de 2-3/4"

c. Longitud del pistn.

Depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio deadoptar la longitud del pistn de 1' cada 1000' de profundidad. En nuestraoperacin la longitud standard del pistn es 5'.

d. Longitud del barril.

Las que utilizamos son de 16' y 24', los de 16' se utilizan para A.I.B. de carrerasde hasta 86". En el caso Rotaflex de 288 de carrera se estn utilizando barrilesde 36.

e. Espesor de pared del barril.

En bombas insertables usamos barriles de pared gruesa con dimetros de pistn1-3/4" y 1-1/2" (en pozos profundos, las de 2 de pared semi-gruesa no puedenser instaladas con doble asiento). En pared fina son utilizadas en dimetros de2. En bombas de tubing utilizamos barriles de pared gruesa nicamente.

f. Tipos de asientos.

BHD : asiento de copas inferiorMHD : asiento mecnico inferior (actualmente fuera de uso)THD : asiento de copas superior (no lo utilizamos en nuestra operacin.

MHD-THD : doble asiento, mecnico inferior y de copas superior.

g. Luz entre pistn y barril.

Expresado en milsimas de pulgada, por ejemplo, una luz de 0.007" se indica(-7). La luz del pistn se suma al desgaste del barril si lo hubiera.


Luces utilizadas entre 0.004" y 0.006".

Ejemplos:

Bomba insertable para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de dimetro nominal(dimetro interior 2-1/2"), con pistn de 2", largo de barril 24', luz de pistn0.006", longitud de pistn 5' y asiento de copas inferior.

Cdigo PAE: Bomba insertable 2-1/2" x 2" x 24', (-6), BHDCdigo API: 25-200-RWBC-24-5

Bomba de tubing para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de dimetro nominal(dimetro interior 2-1/2"), con pistn de 2-1/4" largo de barril 24', luz de pistn0.004" y luz de barril .002", longitud de pistn 5', vlvula de pie con asientomecnico inferior.

Cdigo PAE: Bomba de tubing 2-7/8" x 2-1/4" x 24', (-4), MHDCdigo API: 25-225-THM-24-5

Nota: Como puede verse en los ejemplos, el espesor de pared, barril de pared gruesa ofina normalmente no se indica, dado que en nuestra operacin estnestandarizados de acuerdo al tipo de bomba y su dimetro (punto e). Respectodel largo del pistn, solamente se indica si la longitud del mismo difiere de lamedida estndar de 5' (punto c).

Bombas Insertables.

Las bombas de tipo insertable se bajan y sacan del pozo con las varillas, y se las fija altubing en un niple asiento que se baja previamente con stos. Un esquema de unabomba insertable tipo puede verse en la Fig. 4-III con los nombres de las principalespartes componentes.

Una bomba con asiento de copas en la parte superior de la bomba y asiento mecnicoen la parte inferior se denomina MHD-THD (doble asiento). Existen dos tipos deasientos para bombas: comn y mecnico; ambos tipos con el niple de asientocorrespondiente (que va enroscado en el tubing) (Fig. 9-III y Fig. 10-III).

Asiento comn: tiene copas colocadas en la parte inferior de la bomba (bottomhold-down). Cuando la bomba se baja al pozo el mandril del asiento, que tiene undimetro mayor que cualquier otra parte de la bomba, se pone en contacto con el niplede asiento que ha sido bajado con la columna de tubing. Este conjunto forma un sellopor friccin que mantiene a la bomba firmemente ajustada al tubing. (El material de lascopas depende de las necesidades propias del yacimiento y sus caractersticas.)Sobre las copas el mandril tiene un anillo tope que impide que la bomba pase a travsdel asiento.


Asiento mecnico: Puede utilizarse solamente como bottom hold-down. Losfabricantes recomiendan este tipo de asiento especialmente para los pozos profundos.Su encastre de tipo positivo hace ms difcil que se desasiente mientras est enoperacin.

Nota: Solamente a las bombas doble asiento de dimetro 2", se le hacen ranuras a lascopas, para permitir el paso de fluido y equilibrar las presiones.A las bombas de dimetros de 1-1/2" y 1-3/4" no se le hacen ranuras.


Fig. 9-III


Fig.10-III


Criterio de Seleccin de Bombas Insertables.

Los problemas ms comunes que presentan los fluidos de nuestros yacimientos para serbombeados son:

Deposicin de arena Pozos con gas Petrleo viscoso Incrustaciones varias.

1. Deposicin de Arena. La arena que suele transportar en suspensin el fluidoorigina los siguientes problemas en el bombeo mecnico:

a. Desgaste de vlvulas. Cuando una a ms partculas de arena quedanatrapadas entre la bola y el asiento de las vlvulas, se impide el cierre perfecto yconsecuentemente la hermeticidad. Esta situacin permitir que el fluidoacompaado por los granos abrasivos, se desplace a alta velocidad y desgastefcilmente los asientos, formando hendiduras y canaletas. Es aconsejable paratales casos instalar dos vlvulas viajeras y dos de pie porque es casi improbableque simultneamente, pierdan dos vlvulas, pero ser necesario tener en cuentaque la prdida de carga o cada de presin que se produzca ante petrleosviscosos no permitir el buen llenado del barril provocando liberacin de gas y elconsecuente bloqueo.

b. Acumulacin de arena entre barril y tubing atascando la bomba; esto hacenecesario sacar el tubing para poder cambiar la bomba. Normalmente se utilizacon doble asiento, asiento mecnico inferior y a copas el superior. Se adjuntadibujo (Fig. 11-III) de niple tubing para bomba doble asiento (para 16' y 24 pies).En los pozos poco profundos del orden de 1000 m, o en aquellos ms profundoscon buen nivel de fluido es suficiente el anclaje superior a copas para prevenir elproblema.

c. Desgaste del pistn y el barril, produciendo a veces el atascamiento delpistn. En estos casos se trata de adecuar las caractersticas de la bomba a lascondiciones particulares del pozo y de acuerdo a los resultados previosobtenidos en pozos similares. Las tcnicas que normalmente se aplican ennuestra operacin son:

Instalar filtros. El tipo Parisi est compuesto por dos elementosprincipales: una envoltura exterior, perforada de acero, y un filtro interior,unifilar -unidad filtrante-, normalmente de acero inoxidable (Fig.12-III) son deltipo desarmable, para poder limpiarlos y repararlos, en medidas de 2-7/8" y3-1/2". Permite procesar hasta 50 m3fpd. Para caudales mayores se utilizael Parisi Preventor cuya diferencia en diseo consiste en tener la unidadfiltrante externa al tubing soporte.


Fig.11-III


Fig.12-III


Utilizar separadores ciclnicos con vlvulas de retencin de arena,

Adecuar la luz entre pistn y barril de la bomba,

Utilizar pistones con anillos.(Hay varios tipos, uno de ellos es el llamado de presin activada del tipo de sellolaberinto, donde una porcin de la carga de fluido se transfiere, o reparte encada anillo en la carrera ascendente. La presin hidrosttica, expande los anillosy hacen contacto con el barril de la bomba (Fig. 13-III)).La parte superior de los anillos es cncava para lograr este efecto. En la carreradescendente, los anillos se contraen y el pistn se desplaza libre sin fricciones,limpiando las pequeas partculas de arena o suciedad.Son pistones metalizados, de luces 0.005" (5 milsimas de pulgada) con ranurasdonde se alojan los anillos. Se pueden utilizar con 20 40 anillos.Se recomienda utilizarlos donde los pistones metlicos tienen problemasrepetitivos de atascamientos.

Utilizar piston Lubri-plunger.El Lubri-plunger, tiene la particularidad de contar con solo dos sellos en losextremos, de composicin especial, resistentes a la abrasin yfundamentalmente una importante disminucin de dimetro entre ambos, quepermite, en un alojamiento estanco, mantener un lubricante que cumplir lafuncin en las distintas carreras de lubricar el barril y permitir que los extremossellantes del pistn, se vean favorecidos en su recorrido. (Fig.13-III-bis). De estaforma se impide el ingreso de arena / slidos al espacio anular pistn / barril.

Al no haber escurrimiento entre pistn y barril, podemos considerar que sueficiencia es del 100%.

De las soluciones indicadas la ms importante a considerar es el valor de la luz entrepistn y barril. Nuestra experiencia nos indica que dicha luz deber ser la menor posiblea fin de no permitir que los pequeos granos de arena que decanten puedan pasar atravs del espacio entre el pistn y el barril, evitndose de esta manera el excesivodesgaste y atascamiento del pistn. El valor de luz que se adopte deber ademsasegurar un libre movimiento del pistn.

Cuando sea posible extraer muestras de arena del pozo, o tambin cuando se recuperearena que ha quedado retenida en la bomba se puede efectuar un ensayogranulomtrico para aproximar el valor de la luz entre pistn y barril ms adecuada almismo.

En general, para pozos productores de arena, la luz entre pistn y barril no deberasuperar 0.003", dependiendo ello de las condiciones particulares de cada pozo,viscosidad del petrleo y porcentaje de agua. Para el caso que sea necesario luces msaltas deber consultarse con el Ingeniero de Produccin.


La decantacin de la arena cuyos inconvenientes se citaron en (b) y (c) se agrava cuantomayor sea el tamao de las partculas de arena y cuanto menor sea la viscosidad delfluido especialmente si el bombeo se detiene por tiempos prolongados.


Fig.13-III


Fig.13-bis-III


2. Pozos con gas.

El gas disminuye el rendimiento de la bomba ya que ocupa un volumen que de no estarpresente ocupara el fluido. En casos extremos el gas ocupa todo el volumen del barrilcon lo cual la bomba se bloquea y deja de producir.

Lo que ocurre es que el gas se comporta como un resorte, en la carrera ascendente seexpande y en la descendente se comprime, impidiendo que la vlvula viajera (T.V.) seabra para desalojarlo del barril.

En estos casos es necesario asegurar que, durante el bombeo, el espacio que quedaentre las vlvulas de la bomba al final de la carrera descendente sea el mnimo posible.Para constatarlo, se puede maniobrar el pozo golpeando y reespaciando la bomba, talcomo se explica en el Captulo VIII.

Tambin es posible disminuir el espacio nocivo entre vlvulas, con el armado de labomba mediante el uso de jaulas de diseos especiales para las bolas y asientos de lasvlvulas, con menor espacio nocivo y tapn hexagonal. De esta manera, la distanciaentre asientos (de la vlvula fija y viajera) que en una bomba estndar es de 7 ", sereduce a aproximadamente 4; es decir 3 menos (Fig. 14-III).

Actualmente en la seccin "Well Service" las bombas se arman de tal forma que al finalde la carrera descendente la separacin entre vlvulas no supere 4"; en casosparticulares se consultar con el Ingeniero de Produccin.

A continuacin se indican algunas recomendaciones prcticas y la descripcin dedispositivos especiales que se aplican para pozos con gas.

a. Utilizar bombas con menor separacin entre vlvulas (Aproximadamente 3-1/2menos que las bombas utilizadas).

b. Espaciar adecuadamente la bomba de modo de reducir al mnimo el espacionocivo. Esto se efecta utilizando espaciadores de distinta longitud hasta lograrel efecto deseado.

c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo. De esta forma se logramayor tiempo para el llenado de la bomba y por consiguiente mejora elrendimiento.

d. Profundizar la bomba. De manera que quede por debajo de la zona productorade alta relacin gas-petrleo.

e. Utilizar bombas con dispositivos especiales:

Bombas con vlvula tipo anillo (ring valve). Desbloqueadores mecnicos. Separadores de gas (anclas de gas). Bombas con menor espacio entre vlvulas.


Fig. 14-III


Bombas con vlvula tipo anillo (ring valve): El dispositivo ring valve (Fig. 15-III) quepuede adaptarse a las bombas standard API es utilizado para prevenir el bloqueo porgas. El mismo se instala en la parte superior del barril de las bombas insertables tipoRW y RH.

Funcionamiento: En la carrera descendente la vlvula tipo anillo permanece cerradaevitando que la columna de fluido acte sobre la TV, previniendo el bloqueo por gas. En la carrera ascendente la carga de fluido sobre la ring valve la mantiene cerradahasta que la presin del fluido desplazado por el pistn produce su apertura. Estacompresin evita el bloqueo de la bomba en la carrera ascendente. Por las condiciones de trabajo indicadas la bomba con dispositivo ring valve estambin aplicable en pozos con petrleo viscoso.

Desbloqueadores mecnicos: estos dispositivos, instalados sobre la jaula de la vlvulade pi (SV), permiten mecnicamente, con un vstago solidario a dicha jaula, en lacarrera descendente del pistn, forzar la apertura de la vlvula viajera (TV) y de estaforma liberar el gas entrampado en la cmara de la bomba. Con estos dispositivos, lanecesidad de golpear y reespaciar el pozo como prctica habitual de la operacin sedescarta y prolonga en forma importante la vida de la bomba y mantiene un mejorporcentaje de eficiencia de la produccin del pozo.

Vlvulas Petrovalve-plus: las caractersticas de estas vlvulas, permiten en todas susaperturas y cierres mantener la eficiencia, el guiado de su obturador a travs devstagos inferiores y superiores hace que esto se cumpla. La importante reduccin deprdida de carga a travs de ellas hacetambin que la presin de carga de labomba se transmita de esta forma con mseficiencia al sistema de produccin. Lacalidad de su material hace que seancompatibles con medios de fluidos de altasalinidad y con presencia de gas corrosivo(H2S-CO2)

Vlvula


Fig. 15-III

Dispositivo Ring Valve


Separadores de gas.Llamados tambin "anclas de gas" son utilizados en nuestra operacin en aquellospozos que debido a su alta relacin gas-petrleo, no se logran buenos resultados con lastcnicas y dispositivos descriptos.

Cuando el pozo tiene suficiente profundidad a continuacin de los punzados, puedeutilizarse un separador de gas denominado "ancla natural" en el cual la succin de labomba se ubica por debajo de las zonas productivas. El tubo de succin lo constituye untramo de tubing con perforaciones o ranuras que va instalado a continuacin de labomba. Este tipo de ancla permite la mejor separacin gas-lquido ya que el gasproducido estar por encima de la bomba y la seccin de pasaje del fluido es la mximaposible que pueda lograrse con cualquier otro tipo de ancla de gas. Para un mejorresultado es recomendable, cuando sea posible, que la succin de la bomba se ubique a4.5 m debajo del punzado productivo ms profundo, como mnimo.

En ste la instalacin se completa con un packer que se ubica por encima de las zonasproductoras a fin de que pueda liberarse el gas. El fluido llega a la bomba a travs de unconducto con entrada en la parte inferior y el gas asciende por el espacio anular. Suutilidad est condicionada a la ubicacin de las zonas productivas y al nivel de fluido porlo que deber seleccionarse muy bien los pozos en los que se instalar.

Los proveedores de equipamiento de produccin, orientados al Bombeo Mecnico,permanentemente estn haciendo experiencia sobre nuevos diseos y algunos de ellosestn aqu recomendados para ensayar.


Separador Weatherford.


3. Petrleo Viscoso. El petrleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamientodel pistn y a su desplazamiento a travs de la caera de produccin, provocandosobrecargas en los componentes del sistema de bombeo.

En nuestra operacin se aplican distintas tcnicas para su extraccin:

a. Utilizar pistones de menor longitud (2' a 3').

b. Utilizar jaulas con mayor pasaje de fluido. Petrovalve-plus.

c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (GPM).

d. Utilizar bombas con mayor luz entre pistn y barril.

e. En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20%, lainyeccin o bacheo de desemulsionantes por casing.

f. Producir por casing: Esta tcnica se utiliza para petrleos del orden de10 a 16 API para reducir el alto rango de cargas a que estarasometido el sistema con el bombeo tradicional. La instalacin consisteen la ubicacin de un packer sobre los punzados y un tubing perforadosobre el packer.

El fluido producido pasa por el cao perforado y de ste a la superficie atravs del espacio anular casing-tubing. La caera de produccin sellena normalmente con gasoil o kerosene para reducir la friccin en elmovimiento de las varillas y de esta forma permitir aumentar los G.P.M.con el consiguiente incremento de produccin.

g) Utilizar asientos BHD abarrilados.

Se trata de un anillo de friccin de metal de forma abarrilado, que se usa en anclajeBHD, en lugar de las copas de plstico comnmente usadas para anclar la bomba en eltubing.

El cuerpo est fabricado en acero SAE 4140 y el anillo de friccin y los bujes de respaldoen acero inoxidable AISI 420. El anillo de friccin est diseado para proveer una fuerzade anclaje positiva y protegido de la corrosin por dos copas de anclaje tipo O,fabricadas en Tefln con Coque.


Los ensayos a que ha sido sometido el dispositivo han arrojado los siguientes valores:

1) valor de clavado en el BHD un 65 % superior al esfuerzo en anclaje a copas,2) fuerza de desclave un 37 % superior al anclaje a copas.

Adicionalmente, tiene un dimetro interior del Mandril 13 % superior al pasaje interior delAnclaje API, mayor resistencia a la temperatura y soporta mayor nmero de maniobrasde clavado y desclave en el BHD que las copas comunes.

Copas de anclaje

Anillo de friccin


4. Incrustaciones: en algunos pozos de nuestra operacin se han observadoincrustaciones de algn tipo, en distintas partes de la bomba. Normalmente se acumulaen las paredes del barril hasta que por su espesor origina el atascamiento del pistn.Sobre los asientos de las vlvulas, en especial la de pie, tiene el mismo efecto que losgranos de arena.

En casos de alta concentracin se producen obturaciones parciales debar-collar, jaula de vlvula de pie y filtros. La precipitacin de los carbonatos yla incrustacin resultante se produce en este caso, por la cada de presin queexperimenta el fluido a travs de la bomba, por lo que se aplican las mismasrecomendaciones prcticas indicadas para el bombeo de pozos con gas.

Otras medidas que se aplican para disminuir las intervenciones de los pozosafectados son:

Utilizar vlvulas de pie standard de mayor medida. Bombas con mayores luces (con pistones de mayor longitud para

disminuir las prdidas por escurrimiento). Vlvulas de carburo de tungsteno. Eliminar los filtros. Inyectar inhibidor de incrustaciones. Uso de pistones con anillos.

Bombas de Tubing

Las bombas de tubing (Fig. 4-III) son utilizadas para la extraccin de mayores volmenesde fluido. En nuestra operacin se las usa en aquellos pozos cuya produccin potencialsupera la capacidad de una bomba insertable, para el mismo dimetro de tubing.

Las bombas de uso comn son las de pistn de 2-1/4" utilizadas en tubing de 2-7/8" y lasde 2-3/4" usadas en tubing de 2-7/8" y 3-1/2"

En este tipo de bombas, el barril con el niple asiento y la vlvula de pie instalada sebajan con los tubing y el pistn con las varillas de bombeo. En el caso de tener querecuperarse la vlvula de pie y/o el pistn puede efectuarse esta operacin sin retirar lacaera de produccin. Esto es para bombas de 2-1/4" en tubing de 2-7/8" o bombas de2-3/4" en tubing de 3-1/2", donde para recuperar la vlvula de pie se giran las varillascon el pistn solidario hacia la derecha, y se enrosca el pescador en la vlvula de pie,recuperando el conjunto pistn-vlvula.


Las bombas de tubing no sonrecomendables para trabajar en pozoscon alta relacin gas-petrleo puestienen un espacio nocivo grande y secorre el riesgo de bloqueo por talmotivo. Otra desventaja de este tipode bomba es que en el supuesto casode bloquearse no se puede golpear, yaque de hacerlo podra daarse elpescador o la conexin de la vlvulade pie que son las partes que sepondrn en contacto en dichamaniobra.

En el caso de utilizarse bombas de2-3/4" en tubing de 2-7/8" o cuando seutiliza packer de 5-1/2", dichaoperacin no se puede realizar por lacorrespondencia de dimetros entrepistn de bomba, tubing y packer. Enestos casos se baja la bombacompleta con los tubing y se efecta elacople de las varillas a la bomba con eldispositivo de acople "on and off".Este dispositivo se utiliza para facilitarla conexin y desconexin entre lasvarillas y el vstago de la bomba, seanstas de tubing o insertables (Fig. 18-III). En nuestra operacin se lo empleanormalmente para los siguientescasos: - Pozos con packer de 5-1/2" ybomba debajo del mismo. - En bombas con dimetro de pistnmayor que el tubing (bomba con pistn2-3/4" en tubing de 2-7/8").

Fig.18-III


Instalacin y maniobra de acople. Sobre el vstago de la bomba se coloca un trozo en elcual se enrosca el mandril que es solidario al resorte y al buje de acople. El conjunto selo baja al pozo con el tubing y la camisa se la baja con las varillas.

Al llegar a la profundidad de asentamiento se bajan lentamente las varillas y cuando losdos elementos estn en contacto se asientan descargando un peso deaproximadamente 2.000 lbs, se gira a la izquierda para vincular las partes y acontinuacin se verifica dicho acople.

Para desacoplar se descarga nuevamente un peso de 2.000 lbs y se gira a la derechacon lo que el dispositivo quedar libre. En nuestra operacin disponemos solamente deun dispositivo de acople "on and off" utilizado nicamente con bombas Tubing Pump 23/4" y encastre en tubing de 2 7/8", con conexin para varillas de 1".

Cuidados en el Manipuleo de la Bomba

La forma de transportar y utilizar las bombas de profundidad est indicada en el Manualde Procedimientos. Aqu nos limitaremos a transcribir las principales:

1. Transporte

a. En el transporte de bombas de profundidad debern tomarse todos loscuidados y precauciones necesarios para que las mismas no se daen. Debenestar protegidas contra la oxidacin y sus extremos tapados para evitar laentrada de cualquier cuerpo extrao.

b. No deber permitirse que las bombas estn sueltas o rueden sobre elcamin que las transporta, ni tampoco debern asegurarse con cadenas ozunchos. Deben estar bien sujetas y atadas con una faja blanda a efectos deprevenir daos.

c. La bomba deber ser transportada como se indica:

En camin, curea o carrito de bombas, con el vstago hacia adelante.

2. En el Pozo

a. La bomba debe ser colocada en un lugar plano sobre cuatro tacos demadera.

b. Debe usarse un trozo de maniobra (pony rod) en la parte superior de labomba para toda clase de maniobras. La llave de sostn debe sercolocada en la parte superior del conector (rod coupling) del vstago dela bomba y no en el cuerpo del mismo.

c. La bomba no debe ser levantada o bajada con el vstago fuera delbarril. Se debe sujetar el vstago dentro del barril hasta que la bomba


est en posicin vertical utilizando las grapas al efecto que tienen losequipos de pulling.

d. Cuando la bomba se acerca al niple de asiento, debe ser bajadalentamente a fin de no insertarla en el mismo en forma brusca yasentarla con aproximadamente 3.000 lbs. de peso. Una vez que estasentada es recomendable bombear unas pocas veces para asegurarseque est asentada y que tiene recorrido completo del pistn.

e. Espaciar el pistn lo ms bajo posible, dejando suficiente espacio quepermita el estiramiento de las varillas para evitar que el rod couplinggolpee contra el rod guide.

Reparacin y Armado de Bombas de Profundidad

Las mismas se realizan en un taller provisto de todas las herramientas adecuadas conoperarios especializados.

Despus de su armado y/o reparacin se hace un informe de bombas (ver pginasiguiente) realizado en la computadora (Base de Datos).

Este es un informe similar al A.P.I. adaptado a nuestras operaciones y tipos de bombasutilizadas. Se obtiene de l la siguiente informacin:

Tipos de fallas en las bombas Duracin de las bombas Fallas por reas o distritos Tipo de repuestos y cantidades utilizadas Materiales extraos encontrados Datos por pozos, o por nmeros de bombas

Estandarizacin de las Bomba de Profundidad.

El desarrollo del rea de Cerro Dragn durante los ltimos aos a mayoresprofundidades con ingentes volmenes de fluido debido a proyectos nuevos desecundaria y expansiones de proyectos viejos, aunado al hecho de producir en zonascon alto gas asociado y elevados porcentajes de slidos, ha hecho necesario optimizarel manejo de las bombas de profundidad.

A tal efecto se itemiz el recurso con un cdigo numrico de tres dgitos, modalidad conla cual Ingeniera de Produccin solicita las bombas a Logstica. A continuacin semuestra la Tabla generada que se modificar a medida que nuevos desarrollos hagannecesarias las incorporaciones respectivas.


INFORME DE TALLER DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD


Columna de Bombeo

La columna de bombeo est constituida por las varillas de bombeo, los trozos demaniobra y el vstago pulido. En esta seccin indicaremos las especificacionesgenerales de las normas API 11-B y 11-D, segn las cuales se construyen dichoselementos, y diversos aspectos referentes al uso de stos en nuestra operacin.

1. Varillas y Trozos.

a. Materiales. Las varillas de bombeo (sucker rod) y trozos de maniobra(pony rod) se fabrican en los grados K, C, D y Alta Resistencia, y debenresponder a las especificaciones indicadas en la Tabla I-III.

Tabla I-IIIPROPIEDADES QUIMICAS Y MECANICAS

Resistencia a la roturatraccinGrado Composicin Qumica

Mnimo (psi) Mximo (psi)

K Acero AISI 4623 85000 115000

C Acero AISI 1035 90000 115000

D Acero al carbono oaleado 115000 140000

UHS-NR Acero 4142 140000 150000

Norris 97 Acero 4142 140000 150000

S-88 Acero 3130 140000 155000

T66-XD Acero 4138 140000 150000

En nuestras operaciones utilizamos varillas y trozos de grado Dprovistas por Metalmecnica y Norris, y alta resistencia de Metalmecnica,Norris y Weatherford.

b. Dimensiones generales y peso. En la Tabla II-III se indican lasdimensiones generales y tolerancias de las varillas y trozos de maniobraque utilizamos en nuestra operacin; y en la Tabla III-III el peso de lasvarillas (para 25' y 30' longitud). Las longitudes de las varillas y trozosse miden del espejo del pin al espejo del extremo de la cupla.

Debemos tener en cuenta que en estas tablas estn yaincorporadas las varillas de 7/8 con los pines correspondientes alas de 1.


DIMENSIONES GENERALES Y TOLERANCIA

Tabla II-III (Figura 19-III)

Dimetrovarilla

DimetroNominal

pin

Df+0.005-0.010

Ws+1-32 Wt Du

Long.varilla 2"

Long.trozos 2"

3/4" 1-1/16" 1.500" 1" 1-1/4" < Df 25'

2' - 4'6' - 8'

10' - 12'

7/8" 1-3/16" 1.625" 1" 1-1/4" < Df 25'

2' - 4'6' - 8'

10' - 12'

7/8 1-3/8 2.000 15/16 1-1/2 < Df 25

2-46- 8

10- 12

1" 1-3/8" 2.000" 15/16" 1-1/2" < Df 25'

2' - 4'6' - 8'

10' - 12'

Tabla III-III

DIAMETRO Y PESO DE VARILLAS

25' longitud 30' longitud

Dimetro Peso con cupla Dimetro Peso con cupla

Pulgadas mm Libras Kg Pulgadas mm Libras Kg

3/4 19.1 40.75 18.48 3/4 19.1 48.17 21.823/4 con pin

de 7/8 19.1 41.06 18.64 7/8 22.2 65.01 29.45

7/8 22.2 54.00 24.49 1 25.4 85.63 38.797/8 con pin

de 1 22.2 56.43 25.62

1 25.4 72.00 32.65

c. Cuplas y proteccin de rosca. Salvo que se indique lo contrario, todaslas varillas de bombeo sern suministradas con una cupla ensambladaen uno de los extremos. Las roscas expuestas (pin y cuplas) sernprovistas con guardarroscas.


2. CUPLAS Y REDUCCIONES

a. Tipos. Las cuplas y reducciones pueden ser del tipo "fullsize" (mayordimetro) o "slimhole" (menor dimetro). En nuestra operacinutilizamos las cuplas "fullsize" de dimetros 3/4" y 7/8" y las "slimhole"de dimetro 1" en tubing de 2-7/8", ambas lisas exteriormente.

b. Clase. Se refiere a la especificacin de los materiales, las cuplas yreducciones que usamos son clase T, UHS y N-97, con durezaRockwell "C" segn se indica:

Clase Dureza Rockwell "C"

T Mnimo 23 - Mximo 26

UHS Mnimo 30 - Mximo 34

N-97 Mnimo 56 - Mximo 62

c. Dimensiones. Las dimensiones de las cuplas y reducciones "fullsize'' y"slimhole" son de acuerdo a lo indicado en las tablas IV-III y V-III.

Tabla IV-III (Figura 19-III) - CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SIZE

Dimetrovarilla

Dimetroexterior(W)

Longitudmnima(NL)

Para utilizar entubing

3/4" 1-5/8" 4" 2-3/8"

7/8" 1-13/16" 4" 2-7/8"

1" 2-3/16" 4" 3-1/2"

Tabla V-III (Figura 19-III) - CUPLAS Y REDUCCIONES SLIMHOLE

Dimetrovarilla

Dimetroexterior(W)

Longitudmnima(NL)

Para utilizar entubing

3/4" 1-1/2" 4" 2-1/16"

7/8" 1-5/8" 4" 2-3/8"

1" 2" 4" 2-7/8"


d. Tratamiento anti-engranamiento. Todas las cuplas y reduccionesdebern tener un tratamiento metlico de recubrimiento de fosfato u otroequivalente como tratamiento anti-engranamiento.

3. Vstago Pulido

a. Dimensiones generales. A continuacin se indican las dimensiones delos vstagos que utilizamos en nuestra operacin:

Dimetroexterior

(Pulgadas)Longitud

(Pie)

Dimetro nominaldel pin

(Pulgadas)

1-1/2" 1618-22-26 1-3/8"

b. Material. Los vstagos que utilizamos son construidos de acero alcarbono SAE 4140/42 con lmite de fluencia mnimo de 67000 psi. Parafluidos corrosivos se utilizan vstagos de las mismas caractersticas perometalizados (Tuffer - Dureza "Rc" 60).

c. Medida Vstagos Tuffer.

1-1/2 x 26' (23' Metalizado) 1-1/2 x 22' (19' Metalizado) 1-1/2 x 16' (13' Metalizado)

d. Medidas Vstagos Cromados

1-1/2 x 26' (23' Cromado) 1-1/2 x 22' (22' Cromado) 1-1/2 x 18' (15' Cromado)


Fig. 19-III


Control de Calidad de Varillas, Trozos y Cuplas Nuevas

1. Varillas

a. Pin. No deber tener filetes con flancos desparejos o partes faltantes dematerial o fisuras del material provocados por el forjado. La longitud dela rosca ser de acuerdo a lo que se indica:

Dimetro varillas(Pulgadas)

Longitud pin(mm)

Longitud rosca(mm)

3/4 36.5 21.4

7/8" 41.3 24.2

1" 47.6 31.8

b. Espejos. No debern tener material arrancado ni presentar golpes omarcas de maquinado.c. Cuerpo. No debern presentar marcas profundas ni superposicin dematerial proveniente del laminado de la barra y debern conservar la seccincircular en toda su longitud. Las varillas debern estar razonablemente derechas, para ello se lashar girar sobre cinco puntos de apoyo y cualquier desviacin superior a 1/8"en un giro completo ser motivo de rechazo.d. Recalques. No debern tener superposicin de material ni marcas deforjado profundas.

2. Cuplas.

a. Espejos. Debern ser planos sin marcas de material arrancado,engranes, golpes o seales de maquinado defectuoso.b. Roscas. Los flancos de los filetes debern ser lisos sin marcas dearrastre de material o filetes de poca altura.c. Desalineacin. Para controlar la desalineacin entre los ejes de simetra dela rosca de la cupla o reduccin con el de la varilla, se proceder como sigue:

Desalineacin paralela. Se deber medir con un calibre el espesor de pared delcuerpo de la cupla, para ello se tomarn dos puntos opuestos de medicin quepertenezcan a un mismo dimetro. No se admitir una diferencia entre ambasmedidas mayor que 0.5 mm. (0.020") (Fig. 20-III).

Desalineacin angular. Se utilizar el calibre patrn preparado al efecto,enroscndole la cupla a mano hasta hacer tope los espejos. La desalineacinangular se controla midiendo con una sonda de espesores el contacto entreespejos segn se indica en la Fig. 20-III.


Fig. 20-III


Conexin y Manipuleo de las Varillas Fallas Comunes.

1. Conexin de las Varillas.

Al efectuar las conexiones de las varillas se requiere que cada unin sea ajustada conun determinado torque que asegure una adecuada pretensin del pin. Esto evitar quese produzca la separacin entre los espejos del pin y de la cupla durante el ciclo debombeo, eliminndose la posibilidad de roturas de pin por dicha causa. Debido a lasaltas cargas a que las varillas estn sometidas, se tienden a separar los espejos de lospines de las cuplas. Por este motivo, los valores de torque adoptados son ms altos quelos recomendados por la Norma A.P.I. RP11BR (Seccin 5).

Fig. 21-III


Se calibra la llave hidrulica solamente con los valores de desplazamientocircunferencial indicados en la plantilla de control correspondiente al fabricante, (paravarillas de 3/4", 7/8" y 1" de dimetro) que corresponden a 60.000 psi 78.000 psi, depretensin (Fig. 21-III) de acuerdo a la varilla utilizada. Dicho desplazamientoprecargar al pin y generar una fuerza de friccin entre las superficies de los espejos.En la Tabla VI-III se indican los respectivos valores de desplazamientos recomendadospara los distintos dimetros de varillas.

Tabla VI-III

CONEXION DE VARILLAS

VALORES DE DESPLAZAMIENTO CIRCUNFERENCIAL.60000 / 78000 psi

Varilla nuevaDimetro

varillaVarillanueva

grado D UHS Norris 97 S-88 T66-XDcon BMT66-XD

conPCP

3/4" 7.9 mm 9.5 mm 11.5 mm 10 mm 12 mm - mm

7/8" 9.9 mm 12.0 mm 15.0 mm 15 mm 15 mm 18 mm

1" 13.1 mm 15.5 mm 19.0 mm 15 mm 17 mm 20 mm

Varilla en usoDimetro

varillaVarillaen usogrado D UHS Norris 97 S-88 T66-XDcon BM

T66-XDconPCP

3/4" 7.9 mm 9.5 mm 11.5 mm 7 mm 10 mm - mm

7/8" 9.9 mm 12.0 mm 15.0 mm 12 mm 13 mm 18 mm

1" 13.1 mm 15.5 mm 19.0 mm 12 mm 15 mm 20 mm

Nota: En el yacimiento PCKK el ajuste se realiza con 45000 psi.


La operacin de conexin de las varillas se efecta de la siguiente forma:

a. Varillas en uso. Se lubrica la rosca (pin) con una pequea cantidad de grasaespecial y se enrosca manualmente la varilla hasta que hagan tope los espejosdel pin y de la cupla. En esa posicin se marca con tiza, en forma vertical,abarcando el extremo de la cupla y el dimetro exterior del pin.

A continuacin se la afloja y ajusta nuevamente a mano para verificar la lnea dereferencia y luego se la ajusta al valor del desplazamiento requerido con la llavehidrulica. Se mide el valor del desplazamiento con la plantilla correspondiente,y en caso de no coincidir el valor, se regula la llave y se repite la operacinhasta lograr el desplazamiento correcto. En nuestra operacin se repite elcontrol del torque en la quinta o dcima varilla para asegurar que la calibracinde la llave se mantenga constante y luego se repite cada veinte conexiones.

b. Varillas nuevas. La operacin se realiza en la misma forma que para varillas enuso ero efectuando dos veces la operacin de ajuste con la llave hidrulica ydesenrosque (doble torque). Finalmente se controla el desplazamientorequerido.Cuplas reducciones. En ambos casos (usadas y nuevas): las mismas debernser ajustadas con el desplazamiento circunferencial, dado por la plantillacorrespondiente al fabricante, para cada dimetro y en forma manualINDEFECTIBLEMENTE.

2. Cuidados en el Manipuleo de las Varillas

a. En la carga y descarga. El movimiento de los cajones de varillas deberefectuarse utilizando una viga de carga o soportes adecuados que permitantomarlos de los extremos, nunca efecte esta maniobra tomando el cajn desu punto medio.

Si las varillas se transportan sin embalaje en distancias cortas, las mismasdebern apoyarse sobre cuatro cuas de madera como mnimo ydistribuidas simtricamente en su largo. Los apoyos extremos se ubicarnprximos al final de las varillas y cada tanda horizontal debe estar separadapor espaciadores de madera. Se evitar colocar elementos metlicos quepuedan golpear sobre las varillas y se sujetarn al transporte son sogasblandas.

Las roscas de las varillas nuevas o usadas en depsito deben estar limpias,lubricadas con grasa CCL 500 y cubiertas con protectores en buen estado.Cuando se descarguen varillas sueltas en el depsito o en el pozo se lascolocar sobre caballetes de madera (o metlicos debidamente recubiertos)y separadas las tandas horizontales de la misma forma que lo indicado parael transporte.

b. En operacin de pulling. Las varillas deben manipularse con cuidado paraevitar cualquier golpe que pueda daarlas.


Los pines y las cuplas debern limpiarse perfectamente tanto en la parteroscada como en el espejo; toda cupla o pin con rosca en mal estado o conlos espejos daados deber ser descartada.

Antes de enroscar las varillas para ser bajadas al pozo, debe lubricarseel pin con una pequea cantidad de grasa especial.

El torque debe ser controlado en la forma ya indicada y la llave hidrulicadeber calibrarse nuevamente cuando en la sarta se cambie el dimetro dela varilla. Es importante previo a la calibracin de la llave, hacer circular elsistema hidrulico de la misma para que el fluido alcance la temperaturanormal de funcionamiento.

Toda varilla que presente cualquier tipo de dao visible, entalladuras,golpes, partes torcidas, etc. deber descartarse. Cuando en una sarta seproduzcan una pesca de pin, se sacar todo el dimetro que pesc ensingle, a fin de reemplazarlas por varillas revisadas o nuevas, decisin queser tomada por el Ingeniero de Produccin.

Cuando sea necesario aflojar una cupla, la misma debe descartarse a fin deeliminar una posible pesca debido al dao provocado por la llave. En cadaintervencin del pozo las varillas debern desenroscarse en una conexindistinta e indicar en el formulario de intervencin del pozo (0-27) la forma deoperar en la prxima operacin, segn se indica:

Sacar en doble: significa sacar vstago, trozos y luego lasvarillas en tiros de dos.

Sacar en single: significa sacar vstago, trozos, una varilla yluego en doble.

Esto se efecta por dos motivos: para identificar en una futura pesca de pinla Compaa que hizo el trabajo en esta conexin, como as tambin la fechadel trabajo; y para inspeccionar cclicamente la totalidad de las unionesroscadas y previniendo de esta forma posibles fallas.

3. Rotura de Varillas y Cuplas.

Una sarta de varillas correctamente diseada, observando los cuidados en su manipuleotal como hemos indicado, usando torques correctos y bien operados seguramente tendrun largo, econmico y satisfactorio servicio.

La vida en servicio depender del control de todas las condiciones que contribuyen afallas prematuras, as como a la determinacin temprana de las causas de tales fallas yla correccin del problema. Una rpida identificacin de las fallas nos permitir tomarmedidas correctivas para prevenir la repeticin de las mismas, reduciendo los tiemposde parada y la prdida de produccin que ello implica.


Casi todas las roturas de varillas se deben a fallas por fatiga o por tensin esttica.La falla por tensin esttica ocurre por la aplicacin de una carga que supera la tensinde fluencia del material de la varilla. Dicha carga se concentra en un punto de la sarta yproduce la reduccin de la seccin transversal y la consecuente rotura en ese punto.Este es un tipo poco comn de falla y ocurre cuando en una intervencin del pozo se tirala sarta con una fuerza excesiva, como por ejemplo para desclavar una bomba. Paratrabajar con un cierto margen de seguridad, la fuerza de traccin que se aplique a lasarta nunca deber ser mayor que el 50 % de la tensin de fluencia del material de lavarilla. En el captulo de intervenciones de pozos se indica una tabla con los valoresmximos en libras a aplicar sobre el peso de varillas para desclavar bombas insertables.Todas las otras roturas se producen por fatiga. El trmino fatiga se refiere a un tipo defalla en la varilla que ocurre con la aplicacin de cargas menores que la tensin defluencia y bajo condiciones de cargas cclicas que ocurren durante el ciclo de bombeo.La accin de estos esfuerzos repetitivos puede formar en algn punto de la seccintransversal de la varilla una concentracin de tensiones con la consiguiente aparicin defisuras.

El efecto de repeticin de los ciclos de carga hace que dichas fisuras se extiendan enforma progresiva hasta que la seccin resistente disminuye y se produce la rotura sindeformacin previa (como si fuera un material frgil). Este efecto es mas notorio cuandola varilla presenta alguna falla superficial que produce una concentracin de tensiones, lafalla progresa gradualmente a travs de la barra y en forma perpendicular al eje de lamisma. La falla por fatiga se puede identificar claramente en la seccin de rotura, poruna zona griscea de grano fino y relativamente pulida (donde se inici la falla) y otrasuperficie de grano grueso y rugosa de rotura franca.

Causas de Fallas.

a. Fallas debido a curvaturas. Las varillas son fabricadas con unadesalineacin del cuerpo no mayor de 1/8" en 5'; si el cuerpo de la varillatiene una desalineacin mayor que la mencionada, la varilla no deberutilizarse. Si se produce en la barra una curvatura despus que ha sidofabricada se producen en la misma cambios en su estructura metlica yconcentracin de tensiones que pueden provocar roturas por fatiga. Dichascurvaturas pueden ocurrir cuando se levanta la varilla de ambos extremos yse deforma debido a su propio peso.

b. Fallas debido a flexin. Estas fallas ocurren por el movimiento de la sartadurante el ciclo de bombeo y son provocadas por distintas causas tales como:velocidades de bombeo muy altas, golpe de bomba, golpe de fluido y cualquiermovimiento de la sarta que no le permita a sta moverse lo ms verticalmenteposible. Tales circunstancias hacen que la sarta flexione y puedan causarfisuras por fatiga que provocan la falla por el mismo motivo. Generalmente secoloca sobre la bomba un tramo de varillas de mayor dimetro a fin de darlepeso para mantener la sarta en tensin y evitar la flexin.


La condicin ms perjudicial que causa flexin es el choque del mbolo de labomba contra fluido. Esto ocurre cuando el fluido de la bomba no se llenatotalmente en la carrera ascendente. La onda generada debido al golpe viajaa travs de la sarta, causando flexin, sobrecargas, fallas en el pin y cuplas, yacelera las fisuras ocasionadas por fatiga, por daos mecnicos o pitting decorrosin.

La compresin del gas flexiona la sarta produciendoefectos similares al golpe de fluido. En el caso deexcesiva velocidad de bombeo la inercia de la sartahace que sean ms notables los efectos de la inversinde carrera, pudindose provocar fallas por tal motivo alcabo de un cierto nmero de ciclos. Este problema seagrava si adems el equipo no est bien contrapesado.De all que debe evitarse en lo posible el bombeo entales condiciones corrigiendo las causas que loprovocan y tratando de afectar lo menos posible a laproduccin.

c. Fallas por daos superficiales. Todo dao en lasuperficie de las varillas y cuplas provocado por uninadecuado manipuleo de las mismas constituyenpuntos de concentracin de tensiones que finalmenteprovocan fallas por fatiga. De manera que toda varilla ocupla que presenten marcas de llave, hendidurasprofundas, impactos por golpes, pitting por corrosin,etc. debern descartarse.En el caso que el elevador de varillas no estuviera enbuenas condiciones, deber reemplazarse a fin deevitar las fallas que se indican a continuacin:

Roturas que se producen en el cuerpo de la varilla,cercanas a la transicin entre el cuerpo y el recalque. Eneste caso la falla puede ser producida por inclinacin delelevador, que imparte de esta forma una curvatura en lavarilla y crea en ese lugar un punto de concentracin detensiones. Este problema de "elevadores inclinados" (osea cuando el cuerpo del mismo no est a 90 conrespecto al eje de la varilla) ocurre en elevadoresdesgastados o deteriorados debido a la aplicacin desobrecargas.

Roturas en el recalque de la varilla debidas a marcas en el mismo que seproducen cuando el contorno del asiento del elevador est desgastado y nocoincide con la forma de recalque de la varilla. Este contorno es recambiable a


medida que se deteriora, y est normalmente construido de un material msblando que el de las varillas.

Pozos excesivamente desviados, o que se perforaron especficamente de esamanera, generan en el bombeo inconvenientes de desgaste y rotura prematurade las columnas de produccin. Sin la posibilidad de otras tcnicas deextraccin, debemos apuntar a optimizar el uso de lo disponible y para ello lacentralizacin de las varillas acompaadas de rotadores de superficie prolonganla vida de la sarta en forma importante.

Se deber tener cuidado en la seleccin de los centralizadores; la rotura de losmismos complica generalmente no solo el proceso de bombeo sino que tambinobstruyen en forma severa lneas de conduccin, vlvulas de colectores omanifolds, separadores etc.

Con respecto a los rotadores de superficie hay antecedentes con buenosresultados sobre su uso. Al momento de solicitarlo es necesario acotar cual serla carga mxima que exigir al dispositivo, dato que se deber informar delultimo registro dinamomtrico del pozo.Son recomendables aquellos fusionados a las varillas (de fbrica, o conprocesos similares) y no los independientes que se fijan mecnicamente o porfriccin a la varilla.


d. Fallas en las conexiones. Las roturas de pin y cupla, salvo raras ocasiones,son siempre el resultado de un torque incorrecto o falta de limpieza en lasroscas. Si la unin tiene poco torque, el espejo del pin y de la cupla se separaen operacin provocando roturas de pin o de cupla por fatiga. La fisura que seproduce en el pin suele ubicarse en la raz del primer filete de la rosca acontinuacin del desahogo (undercut). En la cupla se inicia, por lo general, enla raz del filete coincidente con el ltimo filete del pin y progresa hacia elexterior.

Si la unin est pasada de torque el pin estar muy pretensado y cuando debasoportar el peso de las varillas ms el fluido podr excederse la resistencia delmismo y fallar. Es muy importante entonces respetar los valores de torque yverificarlo con el calibre de control.

Varilla de 7/8 con Pin de 1

La rotura de pines de 7/8, en las sartas de varillas, es un problema que las estadsticasde fallas ponen de manifiesto como una constante en todo tipo de yacimientos.

Este efecto se repite por igual en varillas grado D como en Alta Resistencia.

Lo que se busc fue robustecer el rea resistente en la zona del desahogo de rosca, quees la zona donde se producen las fallas por fatiga en los pines (ltimo fileteenganchado).En la siguiente tabla se muestran las relaciones existentes entre secciones para cadadimetro de varilla.

DIMETRO CUERPO PIN RELACIN3/4 284.88 mm2 423.98 mm2 1.49

3/4 pin de 7/8 284.88 mm2 547.94 mm2 1.927/8 387.75 mm2 547.94 mm2 1.41

7/8 pin de 1 387.75 mm2 762.68 mm2 1.961 506.45 mm2 762.68 mm2 1.50


En la varilla estndar de 7/8 la relacin de rea no se mantena haciendo la zona del pinms dbil y por ende un punto de falla ms concentrado dentro de la sarta.

Con el engrosamiento del pin, y mejorando dicha relacin se logr que ese punto dbilde la sarta desapareciera. Este modelo de varilla se esta utilizando en Cerro Dragndesde Septiembre de 1998 con buenos resultados. A partir de noviembre de 2003 secomenz a utilizar con similares resultados el nuevo desarrollo de varillas en dimetro con pin de 7/8.

Tubera de produccin (Tubing).

Como ya se indic, la tubera de produccin se utiliza para conducir el fluido del pozohasta la superficie. Por las caractersticas de operacin este elemento est solicitado pordiversos esfuerzos (traccin, presin interna, presin externa) y sujeto a desgastes porrozamiento interior (varillas de bombeo) y exterior contra el casing en las operaciones depulling, o en bombeo cuando no est anclado.

Consecuentemente, su uso ha obligado a desarrollar diferentes tipos de aceros as comotambin distintos tipos de uniones que han permitido trabajar a mayores profundidades ypresiones. Los tubing se fabrican en distintas calidades segn su resistencia, en acerosde grado J-55, C-75, N-80, P-105, P-110 y de acuerdo a los requerimientos de lasnormas API 5A, 5 AC y 5 AX (el grado del acero indica el lmite de fluencia mnimo enmiles de psi).

En nuestra operacin utilizamos tubing sin costura con recalque externo (EUE) y roscaredonda de ocho filetes por pulgada (8 RT). Las especificaciones y capacidadescorrespondientes a los mismos se indican en las tablas VII-III, VIII-III y IX-III.

Tabla VII-IIIDIMENSIONES GENERALES DE TUBING

(Dimensiones en pulgadas; peso en libras por pie; rea en pulgadas cuadradas)

DimetroexternoPulg. Grado

Peso concupla

DimetrointeriorPulg.

EspesorParedPulg.

reatransversal

Pulg2.

Dimetroexternocupla

2-3/8" J-55 4.7 1.995 0.190 1.304 3.063

2-7/8" J-55N-80 6.5 2.44 0.217 1.81 3.668

3-1/2" J-55 9.3 2.992 0.254 2.59 4.5


Tabla VIII-IIIRESISTENCIA Y TORQUE

Dimetro(pulg.) Grado

Peso

(Lbs/pie)

Lmitefluencia

(psi)

Presininterna(psi)

Presinexterna

(psi)

Resist.junta

(Lbs) *

Torque(Lbs-pie)

2-7/8 J-55 6.5 55000 7260 5800 99660 16502-7/8 N-80 6.5 80000 10520 10570 144960 23003-1/2 J-55 9.3 55000 6980 6560 142460 22802-3/8 J-55 4.7 55000 7700 7180 71730 1200

* Tirar @ 15000 libras menos que los valores indicados.

Tabla IX-III

CAPACIDAD INTERIOR Y ANULAR (Litros/Metro)TUBING Y CASING

Dimetro: pulgadas Peso: Lbs/pie

Dimetro 2-7/8 3-1/2 5-1/2 5-1/2 5-1/2 7 7 7

Peso 6.5 9.3 14 15.5 17 20 23 26

2-7/8 6.5 3.02 8.54 8.23 7.94 16.93 16.34 15.77

3-1/2 9.3 4.54 14.91 14.32 13.75

5-1/2 14 12.73

5-1/2 15.5 12.42

5-1/2 17 12.12

7 20 20.53

7 23 20.53

7 26 19.96


Manipuleo y Control de Tubing y Cupla

Las estibas en la locacin debern hacerse sobre caballetes, tres por tubing o cinco portiro doble.

No retirar los protectores de las roscas hasta el momento de ser utilizados.Las roscas y cuplas deben limpiarse con gasoil o kerosene y lubricarse en el momentode enroscar, con grasa CCL-500.

Toda vez que se bajen tubing deber correrse un calibre para su inspeccin,descartando aquellos por donde no pase este calibre.

Controlar las uniones; las cuplas golpeadas o gastadas al igual que el tubing o cuplascon roscas deterioradas debern reemplazarse. Asegurarse que las cuplas sean delmismo grado de acero que el tubing.

Durante la maniobra debe evitarse la introduccin de materias extraas dentro de lostubing; y en lo que respecta a la parte exterior deber evitarse pisar sobre los mismos oapoyar herramientas y elevadores.

Al iniciar el enrosque hacerlo a mano para evitar el "cruce" de filetes, aplicar los torquesen forma correcta y observar que penetren todos los filetes.

Cuando se mueven tubing de pozo a estiba o viceversa, colocarle el guardarrosca paraevitar que se deterioren al deslizar sobre la estiba.

Anclaje del Tubing.

Durante el ciclo de bombeo, la carga de fluido, al actuar alternativamente sobre el tubing(carrera descendente - TV abierta) y sobre las varillas (carrera ascendente - TV cerrada),provoca estiramientos y acortamientos cclicos de la tubera. Este movimiento puedecausar desgastes de las cuplas por rozamiento con el casing y disminuir la carreraefectiva del pistn que se traduce en prdida de rendimiento de la bomba.

Para evitar dichos inconvenientes se vincula el tubing al casing mediante un "ancla" quepermite mantener traccionada la tubera de produccin. Tenemos dos tipos de anclascatcher: Baker y Weatherford (San Eloy), ambas fijan y libran en igual forma.

1. Descripcin y Operacin del Ancla

En la Fig. 22-III se indican las partes componentes del ancla tipo catcher de Bakermodelo B3, utilizada en nuestra operacin, y tambin Weatherford (San Eloy) (Fig. 23-III).

Las cuas que ajustan contra las paredes del casing tienen entalladuras en dosdirecciones para evitar ambos movimientos verticales, en caso de rotura del tubing las


cuas impiden el desplazamiento del resto de la tubera hacia el fondo del pozofacilitando de esta manera las operaciones de pesca.

Para operar el ancla se la baja al pozo de tal forma que los extremos libres de los flejescentralizadores queden hacia abajo. Estos centralizadores que tienen por objeto nopermitir girar el cono en las operaciones de fijar y librar el ancla, estn vinculados en suextremo superior.

a. Fijacin.

Una vez que el ancla est en la profundidad deseada, se gira la tubera de 5 a 8vueltas a la izquierda hasta que las cuas hagan contacto con el casing.

Manteniendo la tubera torsionada se le aplica alternativamente entre 8000 a10000 Lbs. de tensin y peso hasta lograr asentar las cuas.

Si durante esta operacin se llegara a perder la torsin de la tubera se lacontinuar girando hasta lograr la torsin necesaria, repitiendo luego laoperacin.

Una vez fijada el ancla se libra la torsin aplicada, se da todo el peso de tubingsuavemente y se tracciona la tubera. El valor de la fuerza a aplicar se determinade acuerdo al procedimiento de clculo que se indica ms adelante.

b. Librado del ancla. Para librar el ancla se aplica peso y se gira la tubera de 5 a8 vueltas a la derecha, mientras se la mueve alternativamente hasta eliminar porcompleto el torque. Realizado esto se eleva la caera evitando todomovimiento hacia la izquierda que pueda desplazar las cuas.

c. Librado de emergencia. Si en la operacin anterior no se logra librar el anclaser necesario circular el pozo y volver a hacer nuevamente la maniobra delibrado.


Fig.22-III


Fig.23-III


Actualmente estamos utilizando anclas cuyos pernos de seguridad le confieren a lamisma una resistencia total de corte de 60000 Lbs. La resistencia al corte de los pernosdel ancla se determina mediante ensayos del material y de acuerdo a los valores que seobtienen se colocan en el ancla el nmero de pernos necesarios para lograr laresistencia total de corte indicada. De manera tal que segn sea la condicin deoperacin que se presente, habr que sumar a los pesos de la tubera, varillas y/o fluido,la resistencia total de corte de los pernos del ancla para estimar las fuerzas necesarias(Fc).

Durante esta maniobra debe tenerse en cuenta que el valor de (Fc) no sobrepase ellmite de fluencia del material de la tubera. En nuestra operacin se han fijado comovalores mximos de (Fc) los que a continuacin se indican:

Tubing 2-7/8" J-55 FC = 85000 Libras 2-7/8" N-80 FC = 123000 Libras 3-1/2" J-55 FC = 121000 Libras

2. Normas a Observar.

a. Antes de bajar el ancla, verificar su correcto funcionamiento, calibrarla ynunca manipular la misma tomndola de los flejes.

b. En las operaciones de fijar y librar el ancla utilizar llaves manuales.

c. No fijar el ancla en correspondencia con los punzados o sobre tramos decaera libre (sin cemento).

d. No ajustar las cuplas del ancla ya que las mismas se enroscan con sucorrespondiente torque en el taller de reparacin.

e. El ancla se debe instalar lo ms prxima posible a la bomba. Si lainstalacin es con bomba insertable el ancla podr ubicarse por arriba opor debajo de la bomba, tratando de no dejar caos de cola; en el casode instalaciones con bomba de tubing el ancla debe ubicarse por arribade la bomba dejando dos caos libres para operaciones de pulling. Entodos los casos se consultar con el Ingeniero de Produccin quienrecomendar el diseo de la instalacin.

f. En cada intervencin de tubing deber indicarse en el formulariocorrespondiente el valor de la fuerza con que se fij o libr el ancla y elestiramiento de la tubera.


Procedimiento de Calculo de Fuerzas y Estiramientos de Tuberas con Ancla.

1. Fuerza a Aplicar a la Tubera al Fijar el Ancla.

Para el clculo de la fuerza total (Ft) a aplicar a la tubera se debe tener en cuentaadems del estiramiento que le produce la carga de fluido, los debidos a la sumergenciade la bomba y a la temperatura del fluido.La sumergencia de la bomba es la diferencia entre la profundidad a la que sta seencuentra y el nivel de fluido del pozo. Normalmente, mientras el pozo no est enbombeo sube el nivel del fluido (nivel esttico), o en el caso de pozos nuevos el nivelpuede estar en boca de pozo. Luego, en bombeo el nivel de fluido se ubicar en unazona ms prxima a la bomba (nivel dinmico).

Recordemos que todo cuerpo sumergido recibe un empuje de abajo hacia arriba cuyovalor es igual al peso del volumen de fluido desalojado. Quiere decir que el peso deltubing sumergido variar de acuerdo al nivel de fluido del pozo. Por lo tanto, para que latubera quede correctamente traccionada debemos tener en cuenta este efecto en ladeterminacin de la fuerza a aplicar a la misma.

Referente a la temperatura del fluido sabemos que la misma aumenta con la profundidaddel pozo. La temperatura del fluido en superficie depender del caudal bombeado,cuanto mayor sea ste, en mayor proporcin se transmitir la temperatura de fondo asuperficie. Cuando el pozo no est en bombeo, la instalacin de produccin baja sutemperatura tendiendo al gradiente trmico natural de las formaciones. Luego enbombeo se eleva gradualmente su temperatura, haciendo que la misma se dilate y comoconsecuencia la tubera quedar con menor tensin si no tenemos en cuenta esteefecto.

El valor de la fuerza total ser entonces:

Ft = F1 + F2 - F3 (expresado en libras sobre el peso de la tubera)

Los valores de F1, F2 y F3 son fcilmente obtenidos a partir de tablas proporcionadaspor el fabricante del ancla; las utilizadas en nuestra operacin son tipo catcher modeloB3 de Baker.

a. Determinacin de F1. El valor de F1 depende del nivel dinmico, el cual loconsideramos de acuerdo a los datos disponibles en el archivo del pozo, quedando acriterio de quien efecte el clculo, la confiabilidad de los "sonolog" en cada casoparticular (expresar los niveles en pies; para pasar valores en metros a pies multiplicarpor 3.281). Si no es posible obtener este dato se deber considerar el caso msdesfavorable, que se producir cuando el nivel de fluido se encuentre en la bomba,tomando esa profundidad como nivel dinmico del pozo.

La segunda variable que interviene en la determinacin de F1 ser la profundidad a lacual se asentar el ancla (en pies). La tabla correspondiente para determinar el valor deF1 es la Tabla X-III. Supongamos un ejemplo: tubing 2-7/8", nivel dinmico 5500' yprofundidad del ancla a 5500'.


El uso de la tabla para determinar el valor de F1 es simple, ya que solamente hay quebuscar sobre el eje horizontal el nivel dinmico del pozo en pies, mientras que sobre eleje vertical se localiza la profundidad a la que se fijar el ancla (en pies); luego, trazandoparalelas por esos valores a ambos ejes, en su interseccin se lee el valorcorrespondiente a F1. En definitiva, en el ejemplo se ve que para un nivel dinmico de5500' y el ancla en la misma profundidad, el valor de F1 es 12480 Libras.

b. Determinacin de F2. El valor de F2 depende de la temperatura del fluido del pozoen superficie y del promedio anual de la temperatura ambiente del Yacimiento, medidasen grados Fahrenheit (F). Estas temperaturas ya han sido estimadas para nuestraoperacin, tomando como temperatura promedio del fluido en superficie 90 F y comotemperatura promedio anual del Yacimiento 50 F. De todas formas, actualizar estainformacin, cada vez que se requiere ser importante, dado el peso que tiene el dato deF2 en el clculo final de estiramientos y tensiones a aplicar.

Recordar que las temperaturas se deben expresar en grados Fahrenheit (F) y no engrados centgrados (C), por lo que, si es necesario pasar de (C) a (F) debe utilizarsela siguiente frmula:

F = (C x 9/5) + 32

La temperatura del fluido del pozo en superficie es conveniente tomarla para cada casoen particular, en especial para aquellos pozos que produzcan grandes caudales de fluido(por ejemplo los pozos afectados al waterflood) recordando que la misma se expresa en(F).

Para elegir el valor de F2 se utiliza la Tabla XI-III. La forma de obtener el valor de F2 esrestar a la temperatura del fluido del pozo en superficie la temperatura promedio anualambiente, con lo que obtenemos una diferencia que la llamaremos T. Con ese valor de Tbuscamos en la tabla. Para nuestro ejemplo T = 40 F corresponde un valor de F2 =7500 Libras


TABLA X-III


Tabla XI-IIIVALOR DE F2

T (F) F2 (Lbs)

Tubing 2-7/8" Tubing 3-1/2"

10 1880 2680

20 3750 5360

30 5630 8040

40 7500 10720

50 9370 13400

60 11250 16080

70 13100 18760

80 15000 21440

90 16900 24120

100 18800 26800

110 20600 29480

120 22500 32160

130 24400 34840

140 26100 37520

150 28100 40200

160 30000 42880

170 31800 45560

180 33700 48240

190 35600 50920

200 37500 53600


c. Determinacin de F3. Para determinar el valor de F3 se utiliza la Tabla XII-III. Estevalor est determinado por dos variables. La primera es el nivel esttico del pozo en elmomento de fijar el ancla y la segunda la profundidad del ancla. En el caso de pozosviejos, este nivel puede ser obtenido prcticamente en cada caso particular en elmomento de sacar caos, ya que si el pozo ha estado parado algn tiempo, en los caospuede verse la marca hasta donde lleg el fluido.

En los casos de pozos recin completados a poner en produccin la operacin de fijar elancla se hace con pozo lleno, por lo que tomaremos el mnimo valor que figura en latabla: 250' para el nivel esttico. Para determinar entonces el valor de F3 hay quebuscar sobre el eje horizontal el nivel esttico del pozo en el momento de fijar el ancla(pies), mientras que sobre el eje vertical se localiza la profundidad a la que se asentarel ancla (tambin en pies). Luego, trazando paralelas a ambos ejes por los valoresbuscados, en la interseccin de stas se lee el valor de F3 en libras.

En definitiva, en el ejemplo se observa que para un nivel esttico de 250' y unaprofundidad del ancla de 5500', el valor de F3 es = 90 Libras. Si se trata de un pozo enproduccin cuyo nivel esttico se encuentra a 4750', en la tabla encontramos el valor deF3 = 2840 Libras.

d. Clculo de la fuerza inicial en el tubing "Ft".

- nivel esttico pozo recin completado (lleno)

Ft = F1 + F2 - F3Ft = 12480 + 7500 - 90 = 19890 Libras

- nivel esttico pozo en produccin (4750')

Ft = 12480 + 7500 - 2840 = 17140 Libras


TABLA XII-III


2. Calculo del Estiramiento del Tubing en Funcin de la Fuerza "FT" a Aplicar.

En nuestra operacin en forma prctica lo que hacemos es en realidad medir elestiramiento que se le dar al tubing cuando se fije el ancla, el cual est directamenterelacionado con la tensin Ft que ya calculamos y con la profundidad a la cual se fija elancla. El valor de dicho estiramiento se podr calcular rpidamente mediante laaplicacin de la expresin matemtica de la Ley de Hooke.

e F LE A

=** (1)

Donde:e: estiramientoF: fuerza de traccin aplicadaL: longitud de la tubera sometida a traccinE: mdulo de elasticidad del materialA: seccin transversal de la tubera.

Utilizando unidades usuales y operando la (1) queda expresado como:

-para tubing 2-7/8" - 6.5 Lbs/pie

e = 0.22 * F * L (2)

-para tubing 3-1/2" - 9,3 Lbs/pie

e = 0.154 * F * L (3)

En las que:e: pulgadas de estiramientoF: fuerza en miles de librasL: longitud en miles de piesE: 30 * 10 6 psiA: seccin en pulgadas cuadradas.

Volviendo al ejemplo; tubing 2-7/8", 6.5 Lbs/pie, tendremos:

(1) Ft = 19890 Libras e = 0.22 * 19.89 * 5.50 = 24"

(2) Ft = 17140 Libras e = 0.22 * 17.14 * 5.50 = 20.74" = 20-3/4"


3. Fuerza "FT" en Caso de Bajar Tubing Probando hermeticidad.

Si el tubing que se baja al pozo se est probando por prdidas, hay que tener en cuentaque el peso del agua que hay en su interior ya lo est estirando en un cierto valor, por loque al valor de la fuerza (Ft) calculada para una operacin normal (sin bajar probando)hay que restarle el peso de fluido contenido en el tubing desde superficie hasta el nivelde fluido del pozo en el momento de la operacin (nivel esttico).

En la Tabla XIII-III se indican los valores de la fuerza (Ft) en libras y los correspondientesestiramientos en pulgadas de los tubing 2-7/8" y 3-1/2" para distintas profundidades deasentamiento del ancla. Los valores indicados en dicha tabla se calcularon para nivelesestticos en boca de pozo, nivel dinmico en bomba (igual valor para la profundidad delancla) y un valor diferencia entre la temperatura del fluido en superficie y la temperaturapromedio anual ambiente de 40 F.

En aquellos pozos cuyas condiciones difieran de las indicadas para dicha tabla, seproceder al clculo de tensiones y estiramientos por el mtodo ya descrito.

Tabla XIII-III

FUERZA Y ESTIRAMIENTOS DE TUBERASUTILIZANDO ANCLAS TIPO CATCHER DE BAKER.

Fuerza estiramiento

Profundidad ancla Tubing 2-7/8" Tubing 3-1/2"

(pies) (metros) (libras) (pulgadas) (libras) (pulgadas)

4000 1219 16500 14.5 24020 14-3/4

4500 1372 17620 17.5 25700 17-3/4

5000 1524 18760 20.5 27390 21

5500 1676 19890 24 29050 24.5

6000 1829 21040 27.5 30740 28.5

6500 1982 22180 31.5 - -

7000 2134 23300 35-3/4 - -


Packer de Produccin.

El packer es una herramienta provista de empaquetaduras de goma, que se utiliza paraaislar una zona determinada del pozo. En esta seccin describiremos el packer deproduccin utilizado en nuestra operacin, tipo lok-set de Baker (Fig. 24-III).

En la Fig. 25-III (A, B, C) se esquematizan las aplicaciones del packer de produccin. En(A) el packer est aislando una zona acufera del fondo del pozo, el fluido es producido atravs de un niple perforado instalado en la tubera de produccin por encima del packer;en su extremo inferior una tapa roscada impide la entrada del agua.

En (B) el packer permite la produccin de las zonas del fondo aislando la capa acuferasuperior.

En (C) se utiliza el packer para producir el gas por la caera de produccin. En caso detener que ahogar el pozo se llena el espacio anular con agua y se libera el packer. Conla instalacin (C) normalmente se baja la caera con un asiento de bomba, a fin deponer el pozo en produccin si el mismo deja de aportar gas por presencia de fluido.

Descripcin y Operacin.

Los tamaos de packer que utilizamos en nuestra operacin son el 45 B (para casing de5-1/2") y el 47 B4 (para casing de 7").Tambin 45B (pasaje total), para casing 5-1/2, y packer "P" San Eloy (Fig. 26-III).

Todos estos packer se fijan y libran en igual forma. En el packer con conexiones de 2-3/8(T.B.G.) y casing 5-1/2" no pasa la bomba por su interior; si en el de pasaje total.

El packer lok-set, como puede verse en la Fig. 24-III est constituido por el mandrilcentral, el cuerpo exterior con sus bloques de arrastre, los conos, cuas, gomasempaquetadoras, el anillo roscado expandible y los elementos accesorios de unin,resortes, etc.

En la parte superior el mandril tiene una superficie de sello (seccin de mayor dimetro)que apoya en los anillos de sello del cuerpo del packer cuando se lo fija; de esta formase impide la comunicacin del fluido a travs del bypass. Es importante no utilizar llavesde ningn tipo sobre la superficie de sello para no daar la misma.

El mandril tiene adems dos secciones roscadas en su parte media (la inferior de roscaderecha y la superior de rosca izquierda). Sobre las mismas enrosca el anillo expandibleque est formado por cuatro segmentos, dos de rosca derecha (segmentos de control) ydos de rosca izquierda (segmentos de traba), que estn vinculados entre s con resortesque les permite adaptarse a ambas secciones roscadas del mandril.


Fig.24-III


Figura 25-I

Fig.25-III


Fig.26-III


Libraje Casing Packer 45 A = Casing de 17 lbs Packer 45 B = Casing de 15. 5 - 14 Lbs

Dureza de gomas de empaquetamiento Entre 80 y 90 (Baker) Para packer "P" (San Eloy) las durezas de gomas utilizadas son 90-80-90 (tiene 3 gomas).

a. Maniobra de fijado. En la Fig. 27-III se esquematizan las etapas operativas parafijar el packer que a continuacin se describen:

Antes de armar el packer a la columna debe verificarse el correcto funcionamientode los segmentos, haciendo girar el alojamiento de bloques de arrastre algunasvueltas a la izquierda. El packer se arma a la columna con los bloques de arrastrehacia abajo.

1. Para dejar la herramienta en la posicin de bajar al pozo, con sus mordazasretradas, girar el alojamiento de bloques de arrastre a la derecha hastahacer tope y luego de vuelta a la izquierda para evitar que los segmentospuedan quedar trabados por haber tomado torque cuando se gir a laderecha hasta hacer tope.

2. Al llegar a la profundidad deseada, bajar ms lentamente mientras se ira a laderecha 4 6 vueltas aproximadamente. De esta manera el mandril sedesvincula de los segmentos de control y se desliza a travs de lossegmentos de traba, liberando las mordazas.

3. Cuando el peso en la herramienta es 6000 Lbs. como mnimo, comienza elfijado de las mordazas superiores y la compresin de los elementosempaquetadores. Las mordazas inferiores se fijan aplicando 10000 a 20000Lbs. de tensin a la profundidad de la herramienta.El empaquetamiento de las gomas y fijado de las mordazas inferiores secompleta aplicando un mnimo de 6000 Lbs. de peso sobre la herramienta.

4. Para asegurar una correcta ubicacin y fijacin de las mordazas y uncompleto empaquetamiento de las gomas, aplicar tensin (20000 Lbs.) ydescargar todo el peso de la sarta sobre la herramienta en la ltimamaniobra.


Fig.27-III


Efectuada esta etapa el packer ya est en condiciones para dejarlo operando encompresin, tensin o neutro. En el caso que un pozo sea puesto en bombeo conpacker se deber dejar la tubera traccionada al igual que se procede en una instalacincon ancla.

En el caso que el peso disponible no fuera suficiente para permitir el desplazamiento delmandril sobre el anillo expandible, se deber girar la tubera "hacia la izquierda" paracompletar esta operacin.

b. Librado de packer. Para librar el packer se aplica a la tubera una fuerza de 3000 a6000 libras sobre el peso (tamaos 45 B y 47 B4) y se gira la tubera "hacia la derecha"seis a ocho vueltas hasta que la herramienta pueda moverse libremente. Esto ocurrecuando el mandril se desplaza hacia arriba, liberndose el anillo roscado expandible quepermite desacoplar las cuas y aflojar el sello de las gomas empaquetadoras. Adems,queda habilitado el pasaje de fluido a travs del bypass con lo que se equilibran laspresiones en ambos lados del packer.

Cabezas de Pozos.

En esta seccin nos referiremos a las cabezas colgadoras de tuberas de produccin.Estas se instalan roscadas o en algunos casos soldadas en la caera de aislacin(casing), la que a su vez est sostenida por otra cabeza colgadora vinculada a la caeragua (Fig. 28-III). Existen distintos tipos de cabezas colgadoras de tubing perodescribiremos los dos tipos de mayor uso en nuestra operacin que son:

1. Bridada, Tipo Cameron WF (actualmente utilizada con el Adaptador Danco /Wenlen QD).

2. Danco, Wenlen, de fabricacin nacional de igual diseo que la Norris/USA, ensus dos modelos, simple y con goma escurridora.

La presin de trabajo para ambos tipos de cabezas colgadoras es de 2000 psi y 3000psi.


Fig.28-III


1. Bridada Tipo CAMERON WF - ADAPTADOR DANCO / WENLEN QD.

La cabeza colgadora bridada est constituida originalmente por los siguienteselementos (Fig. 29-III): el cuerpo con sus dos conexiones laterales y bridas (la superiorde 6" y la inferior de 10"), un anillo de sello metlico tipo R 45, el colgador de tubing tipoFB-A con dos anillos empaquetadores de goma, la brida tapa (1) de 6" con conexinroscada de 2-7/8" o la brida tapa (2) para el caso de pozos surgentes, la que se enroscadirectamente en el tubing, eliminndose el colgador.

Como se indic ms arriba, la cabeza bridada original se utiliza actualmente con eladaptador Danco / Wenlen QD (Fig. 30-III) que reemplaza al colgador original tipo FB-Ay la brida tapa superior, por lo que en caso de repararse un pozo con este tipo de cabezacolgadora deber efectuarse el cambio de los elementos descriptos por el adaptador QD.Las ventajas principales de este colgador son:

Facilidad de maniobra en la operacin de traccionar y asentar la tubera con anclas detensin o packer de produccin.Posibilidad de instalar una goma escurridora, cuya funcin adicional es la de permitir elmovimiento de la tubera con presin en el casing.Conectar una vlvula maestra directamente en el tubing.

Instalacin del adaptador Danco / Wenlen Tipo QD. Finalizada la operacin de bajar latubera de produccin se instala en lugar del colgador original la goma escurridora, laque en el caso de presin en el casing se comprimir contra el tubing y el cuerpo de lacabeza empaquetando. Luego se abulona el adaptador y se efecta la maniobra defijacin del ancla o packer de produccin.

Ya con el tubing en la posicin que quedar (estiramiento), se colocan las cuasconstituidas por tres segmentos articulados y se asienta el tubing. Referente a las cuas,algunos modelos anteriores no son abisagrados, esto hace dificultosa la operacin yaque de deslizarse un segmento caera en el espacio anular (si la cabeza no tiene gomaescurridora) pudiendo atascar la caera. Si se presenta este caso ser necesariovincular los segmentos con un trozo de alambre y ubicar con cuidado las cuas en suasiento.

Finalizada esta etapa se instala el anillo y sobre ste la empaquetadura de goma queser ajustada por los dos sectores de cierre y la tapa abulonada. Para asegurar un buenajuste las roscas deben estar limpias y el apriete de los bulones debe hacerse en formagradual y alternada.


Fig. 29-III

Cabeza Bridada Tipo WF


Fig. 30-III

Adaptador Danco/Wenlen Tipo Q-D


2. DANCO / WENLEN.

En la Fig. 31-III se muestran los dos modelos, tipo simple y con goma escurridora, con ladescripcin de sus partes componentes.Instalacin. Nos referiremos a la cabeza con goma escurridora. El cuerpo inferior quepuede ser con rosca o para soldar se vincula al casing. Luego se instala la gomaescurridora y se enrosca el cuerpo superior. Se coloca la cama de cuas y se efecta lamaniobra de fijacin del ancla o packer de produccin. Con el tubing en la posicin finalse colocan las cuas articuladas y se asienta el tubing, luego se instalan las mediaslunas inferiores, el anillo de goma, las medias lunas superiores y se enrosca la tapa.Como en todo dispositivo de este tipo es importante que las partes estn limpias yengrasadas.

Fig. 31-III

Cabeza Danco/Wenlen


CABEZA DANCO / WENLEN DC-250Con colgador de caera de produccin T-8. Para 3.000 psi (2718) (Fig. 32-III)

Fig. 32-III


Armaduras de los Pozos.

Las armaduras de los pozos estn constituidas por diversos elementos tales como: eldispositivo de seguridad (BOP), el conjunto prensa-estopa, las vlvulas de paso, vlvulasde retencin, accesorios de unin, etc. de acuerdo a la produccin del pozo segn seindica:

1. Pozos productores de petrleo con captacin de gas.

2. Pozos productores de petrleo sin captacin de gas.

3. Pozos productores de gas, hasta 2000 psi.

4. Pozos productores de gas, mayor a 2000 psi.

1. Pozos productores de Petrleo con Captacin de Gas.

En la Fig. 33-III se indica un esquema general de la armadura de un pozo productor depetrleo con sus respectivas conexiones para captar el gas del casing (lneas B y C).

En aquellos pozos cuya produccin de gas asociado al petrleo es importante y que noestn conectados al sistema de captacin de baja presin, se utiliza una armadura con laconexin de la lnea (B). El gas es conducido junto con el petrleo a travs de la lneadel pozo hasta la estacin satlite donde ingresa a un separador gas-petrleo, y luegode deshidratar el gas en la misma estacin se lo deriva al sistema de distribucingeneral. En aquellas estaciones que no cuentan con instalaciones para deshidratar elgas, se lo deriva hacia afuera, hasta tanto se complete dicha instalacin o se le conecteal sistema de baja presin.

En el caso de pozos ubicados en zonas que cuentan con el sistema de captacin de bajase utiliza la misma armadura, pero adicionndole la conexin (C) que le permite conectarel gas del casing a dicho sistema. En este caso la vlvula de la conexin (B) permanececerrada. La conexin (B) puede habilitarse nicamente cuando se verifiquen problemasde conduccin por congelamiento en la lnea que lo conecta al sistema de baja presin.En los dos tipos de armaduras descriptos, obviamente se mantiene cerrada la vlvula dela lnea de derivacin a pileta. La misma es utilizada en algunas intervenciones cuandose requiere efectuar la operacin de circular el pozo.


Fig. 33-III


2. Pozos productores de Petrleo sin Captacin de Gas.

En los pozos cuya produccin de gas es despreciable o en aquellos con porcentajeslmite de anhdrido carbnico se utiliza una armadura sin las conexiones (B) y (C).

3. Pozos Productores de Gas, hasta 2000 PSI.

En la Fig. 34-III se indica un esquema de la armadura tipo utilizada en nuestra operacin.La misma est constituida por: la vlvula maestra, la vlvula de operacin, la vlvularegulable de caudal, las vlvulas accesorias y los elementos de conexin y manmetros.La vlvula maestra va instalada directamente en el tubing y su dimetro de paso es igualal dimetro interior del tubing, para permitir bajar las herramientas cuando el pozo debeser intervenido.

A continuacin de la vlvula maestra se instala un niple y otra vlvula del mismodimetro que es la de operacin. La vlvula maestra se mantiene abierta utilizndose lade operacin para abrir o cerrar el pozo, as el mismo estar controlado ya que en elcaso de fallas en la vlvula de operacin se cierra la maestra y se reemplaza dichavlvula (ambas vlvulas son del tipo esclusas). Completa la armadura una vlvularegulable de caudal tipo aguja (OCT, Cameron, etc.).

Nota: en aquellos pozos en los que se presentan problemas de congelamiento en eltramo de lnea que conecta con el sistem

manual de produccion

Documents