trabajo metodos de produccion de crudos pesados bes, bcp, bombeo mecánico, equipos, diseño y...
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República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Defensa
Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada Nacional
Núcleo Anzoátegui- Sede San Tomé
Cátedra: Explotación de Yacimientos de Crudos Pesados
Profesor:
Ing. Edgar Velázquez. Integrantes:
Aldo Calle C.I 19560435
Antoine Dexter C.I 23946533
Brazón Alexander C.I 23503108
Duglexi Centeno C.I 20737841
González Leonardo C.I 19030238
Leiba Alinson C.I 23536138
Maita Delvia C.I 19490748
Moreno Roselina C.I 23503108
Muñoz Emely C.I 83860185
Orozco Rafael C.I 84393926
Rodríguez Elio C.I 20171339
Rojas Alex C.I 20741261
Rondón Luz C.I 18519848
Serrano Yesimar C.I 25015256
8vo. Semestre de Ingeniería de Petróleo.
San Tomé, noviembre de 2013
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República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Defensa
Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada Nacional
Núcleo Anzoátegui- Sede San Tomé
Cátedra: Explotación de Yacimientos de Crudos Pesados
Profesor:
Ing. Edgar Velázquez. Integrantes:
Aldo Calle C.I 19560435
Antoine Dexter C.I 23946533
Brazón Alexander C.I 23503108
Duglexi Centeno C.I 20737841
González Leonardo C.I 19030238
Leiba Alinson C.I 23536138
Maita Delvia C.I 19490748
Moreno Roselina C.I 23503108
Muñoz Emely C.I 83860185
Orozco Rafael C.I 84393926
Rodríguez Elio C.I 20171339
Rojas Alex C.I 20741261
Rondón Luz C.I 18519848
Serrano Yesimar C.I 25015256
8vo. Semestre de Ingeniería de Petróleo.
San Tomé, noviembre de 2013
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INDICE
Introducción
Comportamiento del flujo tanto en tuberías verticales como horizontales en crudos pesados 6
Bombeo Electrosumergible 9
Descripción y criterio de aplicación 9
Componentes que integran el equipo del sistema de BES 12
Ventajas del sistema BES 27
Desventajas del sistema BES 27
Factores más relevantes que afectan a este tipo de instalaciones 28
Diseño de bes 30
Bombeo Mecánico Convencional 39
Descripción 39
Funcionamiento de la bomba 40
Equipos 42
Ventajas 58
Desventajas 59
Criterios de aplicación 59
Diseño 60
Bombeo de Cavidades Progresivas 67
Descripción 67
Equipos 68
Ventajas 87
Desventajas 88
3
Aplicaciones 89
Diseño 91
Conclusiones 105
Bibliografía 108
4
INTRODUCCIÓN
Las mayores reservas de crudos pesados y extrapesados las
encontramos en nuestro país, estos crudos a pesar de poseer estas
características poseen movilidad la cual los de otros países no son
capaces de alcanzar, otro hecho es que a pesar de que poseemos crudos
livianos y medianos estas reservas son muy pequeñas comparadas con las
mencionadas anteriormente, desde que se empieza a producir un pozo
petrolero se busca la manera de extender la vida del yacimiento (mantener
su presión) muchas veces estos son capaz de producir por su misma energía
y en algunos casos es necesario implementar un método de producción
debido a que la energía que posee el yacimiento no es suficiente , ocurriendo
que el crudo no llega a superficie sino que llega hasta cierto nivel en el pozo
debido a esto resulta fundamental intervenir en el pozo y adicionarle una
cierta energía que permita que los crudos puedan ser producidos sin
embargo realizar esto no es tan fácil como se dice ya que al aplicar un
método de producción incorrecto podríamos causar tanto gastos
innecesarios, aplicación de equipos que no funcionaran correctamente
debido a que estarán trabajando a condiciones para las que no fueron
diseñados entre otros, es por esto que en este trabajo tomando en
consideración los parámetros mencionados anteriormente se detallaran los
métodos de levantamiento artificial más utilizados para producir crudos
pesados y extrapesados, entre los cuales podemos encontrar bombeo
mecánico (BM), bombeo de cavidad progresiva (BCP), bombeo
electrosumergible (BES), se describirá sus rangos de aplicación, su
funcionamiento, sus principios, equipos que los conforman tanto en superficie
como en el subsuelo, ventajas y desventajas de su aplicación , el diseño de
ellas entre otras.
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1. Comportamiento del flujo tanto en tuberías verticales
como horizontales en crudos pesados.
El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el
recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento
hasta el separador de producción en la estación de flujo. Existe un nivel de
energía disponible en el sistema representado por la presión estática del
yacimiento, Pws, y un nivel de energía requerido definido por una presión
final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo,
Psep.
1.1 En este caso solo mencionaremos el flujo a través de
las tuberías.
Transporte en el pozo (tubería vertical).
En el pozo, los fluidos ascienden a través de la tubería de Producción
venciendo la fuerza de gravedad, su aceleración y la fricción con las Paredes
internas de la tubería, llegando al cabezal del pozo con una presión Pwh.
Cuando un yacimiento de crudo pesado no dispone de la energía
suficiente para transportar al fluido a nivel de superficie, se realizan
levantamiento artificiales.es allí donde se ven mayormente las diferencias
comparado con la producción de crudo mediano o liviano. Cuando los fluidos
van en ascenso a través de la tubería de producción y se está en presencia
de un proceso como el bombeo mecánico o electrosumergible este flujo debe
ser controlado pues en la parte más baja de la tubería (fondo del pozo) se
encuentran las bombas, y la producción de arena típica en yacimientos de
crudos pesados puede provocar desgaste severo de los equipos.
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En procesos de recuperación con bombeo de cavidades progresivas el
fluido avanza venciendo las fuerzas opuestas a su flujo de forma menos
problemática, pues este proceso opera eficientemente en presencia de arena
debido a la resistencia del material del estator y al mecanismo de bombeo.
Transporte en la línea de flujo superficial (tubería horizontal).
Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una
caída brusca de presión que depende sensiblemente del diámetro del orificio
del reductor. En la descarga del reductor la presión es la presión de la línea
de flujo, Plf, luego recorre la línea de flujo superficial llegando en caso de
existir a un múltiple de producción donde convergen todos los pozos
orientados a esa estación de flujo, posteriormente viaja hacia el separador en
la estación de flujo, llegando con una presión igual a la presión del separador
Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo.
En la producción de crudo pesado es muy común contar con un reductor
de flujo en el cabezal con el fin de limitar la producción, minimizar la
turbulencia y con eso lograr una menor producción de arena, así como
controlar la caída de presión.
El propósito del estudio del flujo en tuberías en la industria petrolera es el
de determinar las pérdidas de energía en el sistema causadas por la
extracción de los fluidos desde el fondo del pozo a la superficie y su posterior
transporte a la estación de flujo, y con ello establecer la capacidad del pozo
para realizar dicha operación, como también de la necesidad o no de la
instalación de un sistema artificial u otros equipos en el sistema.
Para ello se ha realizado un sin número de estudios con los que se han
elaborado correlaciones para todas las categorías de flujo multifásico
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basándose en los principios termodinámicos y de flujo de fluidos pero
principalmente en observaciones empíricas limitadas por caída de presión
por fricción, diámetros de tubería, características de los fluidos utilizados,
geometría, condiciones de flujo y relación gas- liquido.
Entre las Correlaciones para flujo multifásico vertical tenemos las
siguientes: Poettman y Carpenter, Duns y Ross, Hagerdorn y Brown,
Orkiszewski, Beggs y Brill, Aziz y Govier, y Gray.
Para flujo multifásico horizontal tenemos: Lockhart y Martinelli, Baker, Eaton,
Dukler, y Beggs y Brill.
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2. Bombeo Electrosumergible (BES)
2.1Descripción y criterio de aplicación.
El Bombeo Electrosumergible es un método cuyo inicio en nuestro
país fue en el año 1958, con el pozo silvestre 14. Es considerado un método
de levantamiento artificial que utiliza una bomba centrífuga localizada en el
subsuelo para levantar los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo
del pozo hasta la estación de flujo.
La técnica para diseñar las instalaciones de este método de
levantamiento artificial consiste en seleccionar una bomba que cumpla los
requerimientos de la producción deseada, que asegure el incremento de
presión para levantar los fluidos, desde el pozo hasta la estación, y escoger
un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento y la eficiencia
del bombeo.
En síntesis, el Bombeo Electro Sumergible (B.E.S.) es un sistema de
levantamiento artificial aplicado para desplazar volúmenes de crudo con una
alta eficiencia y economía, en yacimientos potencialmente rentables o con
grandes prospectivas, así como en pozos profundos, con el fin de manejar
altas tasas de flujo. Este método es aplicado generalmente cuando se
presentan los siguientes casos:
Alto índice de productividad.
Baja presión de fondo.
Alta relación agua – petróleo.
Baja relación gas – líquido.
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El Bombeo Electro Sumergible tiene un rango de capacidades que va
desde 200 a 9000 BPD, trabaja a profundidades entre los 12000 y 15000
pies, el rango de eficiencia está entre 18 – 68% y puede ser usado en pozos
tanto verticales como desviados.
Parámetros Recomendados
Caudal de Operación: 200-30.000 BPD, En pozos del mar del
norte, ha manejado hasta tasas de 60.000 BPD.
Temperatura: 100 a 400°F. Desviación del pozo: La bomba
debe estar asentada en una zona de 8° / 100 pies.
Profundidad: Puede operar a grandes profundidades, hasta
20.000 pies.
Propiedades del Hidrocarburo
Gas: saturación de gas libre < 10%
°API: Maneja crudos con °API mayor a 10, es una de las más
importantes opciones para la extracción de crudo pesado.
Ambientes Ácidos: los materiales soportan ambientes
corrosivos.
Propiedades del Yacimiento.
Sumergible (BES) Bombeo Electro Presencia de Arena: < 200
ppm (preferiblemente 0).
Por su parte, el principio fundamental del BES es levantar el fluido del
reservorio hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba
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electro sumergible. La potencia requerida por dicha bomba es suministrada
por un motor eléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la
corriente eléctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho motor, es
suministrada desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia
hasta el motor.
Cuando se tienen altas presiones de fondo y bajas relaciones agua-
petróleo es necesario considerar otros métodos, como el bombeo mecánico y
el levantamiento artificial por gas, pero no se descarta la posibilidad de
utilizar bombeo electro sumergible. En caso de altas RGP, se puede emplear
el bombeo electro sumergible utilizando un Sumergible (BES) Bombeo
Electro eficiente separador de gas y colocando la bomba lo más profundo
posible. Otras de las aplicaciones más importantes de éste método de
bombeo es en proyectos de inyección de agua.
Cabe destacar, que este sistema representa uno de los métodos más
automatizables y fácil de mejorar, y está constituido por equipos complejos y
de alto costo, lo que hace que para el buen funcionamiento de los mismos,
se requiera de la aplicación de herramientas efectivas para su supervisión,
análisis y control.
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2.2Componentes que integran el equipo del sistema de
BES.
Una unidad típica convencional del Sistema de Bombeo Electro
Sumergible se compone básicamente de equipos de subsuelo, equipos de
superficie, cables y accesorios.
El conjunto de equipos de subsuelo se encuentra constituido por la
bomba centrifuga, la sección de entrada estándar o el separador de gas, la
sección de sello o protector, el motor eléctrico. Entre los cables tenemos: el
cable conductor eléctrico, el cable de conexión al motor y el sensor de fondo.
Los equipos de superficie están conformados por el cabezal de
descarga, el variador de frecuencia o el controlador de arranque
directo, la caja de unión o venteo y por el conjunto de
transformadores.
Entre los componentes de accesorios se pueden listar la válvula de
drenaje, la válvula de venteo, los soportes en el cabezal, los
centralizadores y las bandas de cable.
2.2.1 Equipos de subsuelo.
Son aquellas piezas o componentes que operan instalados en el
subsuelo.
Bomba centrifuga.
Es el corazón del Bombeo Electro Sumergible. Es del tipo multietapa y el
número de éstas depende de cada aplicación específica. Cada etapa está
compuesta por un impulsor rotario y un difusor estacionario. El impulsor da al
fluido energía cinética. El difusor cambia la energía cinética en energía
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potencial. Su función es proveer la energía adicional para levantar la
producción esperada a superficie.
Etapa de la Bomba.
La bomba centrífuga trabaja por medio de la transferencia de
energía del impulsor al fluido desplazado.
La parte rotativa, el impulsor genera fuerzas centrífugas que
aumentan la velocidad del fluido (energía potencial más la
energía cinética).
La parte estacionaria, el difusor, dirige el fluido de la forma
adecuada al siguiente impulsor. Transforma parte de la energía
en energía potencial o presión.
El fluido entra al impulsor por medio de un orificio interno,
cercano al eje y sale por el diámetro exterior del impulsor.
El difusor dirige el fluido hacia el siguiente impulsor.
Fundamentos Hidráulicos.
Es importante conocer la presión de entrada de la bomba o PIP
(pumpintakepressure) que es igual a la sumergencia más la presión del
revestidor. Existen dos valores a ser considerados para la entrada de la
bomba:
PIP requerida: esta resulta ser la presión de entrada necesaria para
alimentar apropiadamente a la bomba y prevenir o impedir la
interferencia de gas o cavitación.
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PIP disponible: está es una presión en función al sistema en el cual
la bomba opera. Entonces la PIP disponible es la sumergencia
característica de cada instalación individual.
Cuando se maneja solamente líquido, la bomba trabaja con eficiencia
elevada, el volumen de gas libre afecta su rendimiento y por ello cuando este
sea el caso (>10% de volumen) se recomienda colocar un separador o ancla
de gas cuando el pozo amerite. El separador de gas previene la cavitación y
tiene como función retener el gas libre antes que ingrese a la bomba para
pulsarlo a través del anular, evitando con esto que la bomba maneje altos
porcentajes de gas. Su eficiencia en operación, para efectos del diseño se
considera de 80%.
Sección Succión.
Es la puerta de acceso de los fluidos del pozo hacia la bomba, para
que esta pueda desplazarlos hasta la superficie.
Existen dos tipos básicos de succiones o intakes de bombas:
Las succiones estándar.
Los separadores de Gas.
Las succiones estándar solamente cumplen con las funciones de
permitir el ingreso de los fluidos del pozo a la bomba y transmitir el
movimiento del eje en el extremo del sello al eje de la bomba.
Los separadores de gas, además de permitir el ingreso de fluidos al
interior de la bomba, tiene la finalidad de eliminar la mayor cantidad del gas
en solución contenido en estos fluidos. Su uso es opcional y se emplea
cuando se prevé alta RGP.
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Separador de gas.
Es un componente opcional del aparejo construido integralmente con la
bomba, normalmente se coloca entre ésta y el protector. Sirve como succión
o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la succión hacia el
espacio anular. El uso del separador de gas permite una operación de
bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que reduce los efectos de
disminución de capacidad de carga en las curvas de comportamiento, evita la
cavitación a altos gastos, y evita las fluctuaciones cíclicas de carga en el
motor producidas por la severa interferencia de gas.
Existen dos tipos de separadores: Convencional, y Centrífugo, donde
su operación consiste en invertir el sentido del flujo del líquido, lo que permite
que el gas libre continúe su trayectoria ascendente hacia el espacio anular.
Su aplicación es recomendable en pozos donde a la profundidad de
colocación del aparejo, las cantidades de gas libre no son muy grandes.
Por su parte, el separador centrífugo, trabaja en la siguiente forma: en
sus orificios de entrada, recibe la mezcla de líquido y gas libre que pasa a
través de una etapa de succión neta positiva, la cual imprime fuerza
centrífuga a los fluidos; por diferencia de densidades el líquido va hacia las
paredes internas del separador y el gas permanece en el centro. Una aletas
guías convierten la dirección tangencial del flujo, en dirección axial; entonces
el líquido y gas se mueven hacia arriba, pasan a través de un difusor que
conduce a los líquidos a la succión de la bomba y desvía al gas hacia los
orificios de ventilación, donde el gas libre va al espacio anular por fuera de la
turbina de producción.
Es necesario mencionar que la total eliminación del gas libre, no es
necesariamente la mejor forma de bombear el pozo. Por una parte, el
volumen de fluidos que entra a la bomba es menor, pero la presión que la
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bomba debe entregar en la descarga se incrementa, debido a la menor
relación gas-aceite de la columna hidráulica en la tubería de producción.
Entre los efectos que causa la presencia de gas libre en el interior de la
bomba están: el comportamiento de la bomba se aparta del señalado en sus
curvas características, reducción de su eficiencia, fluctuación de carga en el
motor, posible efecto de cavitación y otros consecuentes.
Protector.
Este componente también es llamado sección sellante. Se localiza entre
el motor y la bomba y está diseñado principalmente para igualar la presión
del fluido del motor y la presión externa del fluido del pozo a la profundidad
de colocación del aparejo.
Las funciones básicas de este equipo son:
Permitir la igualación de presión entre el motor y el anular.
Absorber la carga axial desarrollada por la bomba a través del
cojinete de empuje, impidiendo que estas se reflejen en el
motor eléctrico.
Prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor.
Proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la
expansión y contracción del fluido lubricante, durante los
arranques y paradas del equipo eléctrico.
Transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba, a
través del acoplamiento de los ejes.
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Existen dos tipos de protectores: el convencional y el de tres cámaras
aislantes. El diseño mecánico y principio de operación de los protectores
difiere de un fabricante a otro.
La diferencia principal está en la forma como el aceite lubricante del
motor es aislado del fluido del pozo. El protector convencional, protege
contra la entrada de fluido alrededor de la flecha. El contacto directo entre el
fluido del pozo y del motor ha sido considerado el único medio de igualar
presiones en el sistema de sellado. El protector de tres cámaras, constituye
realmente tres sistemas de sellos en uno. Cada cámara consiste de un sello
mecánico y de un recipiente de expansión-contracción. Aunque dos de los
tres sellos mecánicos fallen por alguna razón, el motor sumergible queda
protegido.
Motor eléctrico.
Es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para
mantener la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de
las perforaciones.
El motor eléctrico colocado en la parte inferior de aparejo, recibe la
energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño
compacto es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de
revestimiento existente en el pozo y satisfacer requerimientos de potencial
grandes, también soporta una alta torsión momentánea durante el arranque
hasta que alcanza la velocidad de operación, que es aproximadamente
constante para una misma frecuencia, por ejemplo: 3500 revoluciones por
minuto (rpm) a 60 ciclos por segundo (Hz). Normalmente, consiste de una
carcasa de acero al bajo carbón, con láminas de acero y bronce fijas en su
interior alineadas con las secciones del rotor y del cojinete respectivamente.
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Componentes del motor y funciones:
Los principales componentes del motor son: Rotores, estator, cojinete,
eje, zapata, bujes, carcaza, "T" Rings, aceite dieléctrico, bloque aislante,
accesorios, etc.
Rotor: Es uno de los componentes internos del motor y es que
genera los HP del motor. Por ejemplo en un motor de 180 HP y
si el motor consta de 10 rotores, cada uno de ellos está
aportando 18 HP.
Estator: Es el bobinado del motor electrosumergible y viene
encapsulado, está diseñado para trabajar a diferentes
temperaturas y para su aplicación en los pozos BES se debe
tener en cuenta varios factores, tales como la temperatura de
fondo del pozo, la posición de sentado, etc.
Cojinetes del motor: Son componentes internos del motor
electrosumergible y elementos estáticos, cuya función principal
es fijar y centralizar el conjunto de rotores. En toda
configuración del motor, entre rotor y rotor existe un cojinete.
Eje: Es el componente interno del motor electrosumergible que
hace girar el sistema. La configuración del eje es hueco para la
circulación del aceite dieléctrico a lo largo del motor, con la
finalidad de brindar lubricación y enfriamiento. Los ejes son
fabricados de diferentes materiales como el inconel, monel, etc.
Dentro de la optimización que se ha generado en la calidad de
los ejes, existen en el mercado ejes desde estándar hasta ejes
de alta resistencia.
Zapata del motor: Se conoce también como cojinete de empuje
(Thrust bearing) y su función principal es soportar la carga axial
del conjunto de rotores. Se encuentra instalado en la parte
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superior del motor y su configuración puede ser direccional o bi-
direccional.
Bloque aislante: Es el componente del motor superior (upper
tandem) donde va conectado la mufa y el cable de extensión
del motor electrosumergible. La conexión durante la instalación
del equipo BES, es muy delicada debido a que una mala
instalación del cable de extensión o alguna migración de alguna
suciedad o fluido al motor superior puede ocasionar
cortocircuito en el bloque aislante o en la mufa (Pothead).
Aceite dieléctrico: Es un aceite mineral o sintético que provee la
lubricación y enfriamiento de los componentes internos del
motor electrosumergible. Está diseñado para trabajar a
diferentes temperaturas. En toda aplicación del sistema BES
siempre se debe de usar aceite nuevo y abierto en el pozo
cuando se empiece a realizar el servicio a los motores, ya que
un aceite dieléctrico expuesto a las condiciones atmosféricas
existe un proceso de degradación del aceite dieléctrico,
perdiendo sus propiedades dieléctricas y no es apto para la
aplicación en el sistema BES.
Carcaza del motor: Es la coraza del motor electrosumergible en
que vienen alojados sus componentes internos del motor. Es
fabricado de diferentes materiales, tales como acero con bajo
contenido de carbono, acero ferrítico, acero inoxidable, etc. En
toda aplicación del sistema BES se debe tener muy en cuenta
las condiciones en que va a operar el equipo de fondo para
seleccionar el tipo de material de la carcaza del motor, por
ejemplo en pozos de alto corte de agua hay que tener en
cuenta el grado de corrosión, tener en cuenta la corrosión
galvánica, las químicas que se inyectarán, entre otros factores.
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Bujes Se encuentran localizados entre el eje y el cojinete (rotor-
rotor) y el elemento dinámico que gira junto con el rotor. El
material que es fabricado es de menor resistencia que el
cojinete del motor, generalmente es de bronce.
Cable de Potencia.
Es uno de los componentes más importantes y sensibles en sistemas de
levantamiento por BES. Este cable es el encargado de llevar la potencia
eléctrica desde la superficie hasta el motor de subsuelo y también puede
transmitir señales de presión y temperatura de regreso a superficie.
Sistema de Monitoreo.
Los sistemas de monitoreo de fondo pueden ser instalados en la parte
inferior del motor.
Opciones disponibles actualmente:
Presión de fondo.
Temperatura del Motor.
Presencia de agua
Opciones disponibles incluyen:
Flujo de descarga.
Presión de descarga.
Vibración.
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La longitud total del cable debe ser por los menos 100 pies mayor que
la profundidad de asentamiento para así realizar conexiones seguras a cierta
distancia del cabezal del pozo.
Sensor de Fondo.
El sensor de presión es un equipo que se coloca acoplado en la parte
final del motor. Está constituido por circuitos que permitan enviar señales a
superficie registradas mediante un instrumento instalado en controlador,
convirtiendo estas, en señales de presión a la profundidad de operación de la
bomba. Cuando se utiliza un variador de frecuencia, la información del
sensor puede ser alimentada a un controlador, para mantener una presión de
fondo determinada, mediante el cambio de la velocidad de la bomba.
Este sistema está compuesto por una unidad de lectura de superficie,
un dispositivo sensor de presión y/o un instrumento sensor de temperatura
colocado en la tubería de producción. El sensor de fondo está conectado a
la unidad de lectura de superficie, a través de los bobinados del motor y el
cable de potencia. El sensor puede registrar la presión de la parte interna de
la tubería de producción, o la presión de entrada a la bomba, llamada presión
fluyente en el punto de ubicación de la bomba.
El sensor de presión es activado por el nivel del fluido y/o la presión de
gas en el pozo. Se calibra automáticamente cuando se dan cambios de
temperatura, a intervalos específicos. Durante este tiempo las lecturas de
presión y temperatura permanecen inalterables en pantallas, permitiendo la
realización de registros manuales.
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2.2.2 Equipos de superficie.
Son aquellas piezas o componentes que operan instalados en
superficie.
Banco de Transformación Eléctrica.
Es aquel que está constituido por transformadores que cambian el voltaje
primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido para el motor. Este
componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al voltaje requerido en
la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo; algunos están
equipados con interruptores "taps" que les dan mayor flexibilidad de
operación. Se puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de
tres transformadores monofásicos.
Tablero de control.
Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo
de producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control
que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios
para integrarlos al tablero. Este puede ser sumamente sencillo y contener
únicamente un botón de arranque y un fusible de protección por sobre carga;
o bien puede contener fusibles de desconexión por sobrecarga y baja carga,
mecanismos de relojería para restablecimiento automático y operación
intermitente, protectores de represionamiento de líneas, luces indicadores de
la causa de paro, amperímetro, y otros dispositivos para control remoto, los
tipos de tablero existentes son electromecánicos o bien totalmente
transistorizados y compactos.
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Variador de Frecuencia.
Permite arrancar los motores a bajas velocidades, reduciendo los
esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones
eléctricas.
Caja de venteo.
Está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta
el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del
motor, además permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través
del cable, impidiendo que llegue al tablero de control. Se instala por
razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de control,
debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y alcanzar
la instalación eléctrica en el tablero. En la caja de viento o de unión, los
conductores del cable quedan expuestos a la atmósfera evitando esa
posibilidad.
Cabezal de descarga.
El cabezal del pozo debe ser equipado con un cabezal en el tubing tipo
hidratante o empaque cerrado. Los cabezales de superficie pueden ser de
varios tipos diferentes, de los cuales, los más comúnmente utilizados
son: Tipo Hércules, para baja presión y Tipo Roscado, para alta presión.
Los cabezales tipo Hércules, son utilizados en pozos con baja presión en
el espacio anular, y en instalaciones no muy profundas. Estos poseen un
colgador de tubería tipo cuña, y un pasaje para el cable. El cable de potencia
cruza a través de ellos hasta la caja de venteo, y es empacado por un juego
de gomas prensadas.
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Los cabezales roscados se utilizan en operaciones "Costa Afuera", pozos
con alta presión de gas en el espacio anular o para instalaciones a alta
profundidad. En ellos la tubería esta roscada al colgador, y este se
suspende del cabezal.
El colgador cuenta con un orificio roscado, junto al de la tubería de
producción, en el cual se coloca un conector especial (Mini-Mandrel). El
cable de potencia se empalma a una cola de cable, de similares
características, que posee un conector en uno de sus extremos. Este
conector se conecta con el del penetrador del colgador.
En el lado exterior del cabezal, se instala otra cola de cable, de inferior
calidad, que cuenta con un conector en ángulo, que se conecta al penetrador
del colgador. El otro extremo se conecta a la caja de venteo en superficie.
Cable de Superficie.
Es el encargado de suministrar la potencia eléctrica de la fuente de
energía primaria al equipo de fondo.
2.2.3 Accesorios:
Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es
necesario contar con algunos accesorios.
Válvula de contra presión.
Se coloca de una a tres lingadas de tubería por arriba de la bomba. Esta
válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que cuando el
motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita el
giro de la flecha de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.
24
Válvula de drenaje.
Al utilizar válvula de retención debe utilizarse una válvula de drenaje una
junta por encima de está, como factor de seguridad para cuando se requiera
circular el pozo del anular a la tubería de producción.
Se coloca de una a tres lingadas por arriba de la válvula de contra
presión. Su función es establecer comunicación entre el espacio anular y la
tubería de producción, con el propósito de que ésta se vacíe cuando se
extrae el aparejo del pozo. Para operarla, se deja caer una barra de acero
desde la superficie por la tubería de producción; la barra rompe un perno y
deja abierto un orificio de comunicación con el espacio anular.
Controlador de velocidad variable.
Este dispositivo puede ser considerado como equipo accesorio u
opcional, únicamente bajo ciertas circunstancias que impone el mismo pozo.
Eventualmente la información disponible para efectuar un diseño no es del
todo confiable y como consecuencia se obtiene una instalación que no opera
adecuadamente; anteriormente la alternativa sería rediseñar e instalar un
nuevo aparejo, debido a que el sistema de bombeo eléctrico trabaja a
velocidad constante para un mismo ciclaje.
En otros casos, algunos pozos son dinámicos en cuánto a parámetros de
presión de fondo, producción, relación gas-aceite y otros para los cuales no
es recomendable la operación de un aparejo con velocidad constante. Lo
anteriormente expuesto limita la aplicación del sistema a pozos estables
donde el número de etapas de la bomba, sus dimensiones y velocidad
podrían ser constantes.
El controlador de velocidad variable permite alterar la frecuencia del
voltaje que alimenta al motor y por lo tanto modificar su velocidad. El rango
25
de ajuste de la frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su amplio rango
de velocidades y por lo tanto de gastos que es posible manejar. Una alta
frecuencia incrementa la velocidad y el gasto; una baja frecuencia, los
disminuye.
Centralizadores.
Se utilizan para centrar el motor, la bomba y el cable durante la
instalación. Se utilizan en pozos ligeramente desviados, para mantener el
motor centrado y así permitir un enfriamiento adecuado. También evitan que
el cable se dañe por roce con el revestidor, a medida que es bajado en el
pozo. Al utilizar centralizadores se debe tener cuidado de que estos no giren
o muevan hacia arriba o hacia abajo la tubería de producción.
Bandas de Cable.
También se denominan flejes, se utilizan para fijar el cable de potencia a
la tubería de producción durante la instalación, y el cable de extensión del
motor al equipo. Las bandas se fabrican de tres materiales distintos:
Bandas de acero negro, se utilizan en pozos donde no exista
corrosión.
Bandas de acero inoxidable, se usan en pozos moderadamente
corrosivos.
Bandas de monel, se usan en ambientes corrosivos.
Por su parte, otros accesorios pueden ser los sensores de presión y
de temperatura de fondo, cajas protectores para transporte del equipo, etc.
Cabe destacar, que la integración de todos los componentes descritos
es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el
26
sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquido deseado,
manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo.
2.3 Ventajas del sistema BES.
Los costos de levantamiento para grandes volúmenes son bajos.
Es usado en pozos verticales y desviados.
Pueden manejar tasas de producción alrededor de 200 – 90000 BPD.
Este tipo de instalaciones no impacta fuertemente en las zonas
urbanas.
Bajo mantenimiento.
Se facilita el monitoreo de presiones y temperaturas de fondo del
hoyo, a través del uso de sensores.
El equipo de superficie requiere poco espacio.
Puede ser manejado en pozos con grandes cortes de agua y baja
relación gas- líquido.
Puede operar a velocidades de bombeo variable.
Aplicable costa afuera.
2.4 desventajas del sistema BES.
Es imprescindible la corriente eléctrica, se requiere de altos voltajes.
Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas.
Los cables dificultan el corrido de la tubería de producción.
No es recomendable usar cuando hay alta producción de sólidos.
27
No es funcional a altas profundidades debido al costo del cable, a
posibles problemas operacionales y a los requerimientos de alta
potencia de superficie.
Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar ya que
impide el levantamiento.
Las bombas están afectadas por: temperatura de fondo y producción
de arena.
Su diseño es complejo.
Susceptible a la producción de agua, gas y arena.
El cable eléctrico es sensible a la temperatura y manejo. Es altamente
costoso.
2.5 Factores más relevantes que afectan a este tipo de
instalaciones.
Configuración del equipo de subsuelo: tanto el diámetro del revestidor
como el de la tubería limitan el tamaño de la bomba.
Tipo de fluido del pozo y sus características: es una consideración
imprescindible, puesto quela alta viscosidad del fluido es un factor
limitante, y en algunos casos, en reservorios no consolidados, los
fluidos producidos son acompañados por granos de arena y en otros,
se forman incrustaciones al ingresar a la instalación, dañando de este
modo sus partes.
Tipo de completación: generalmente este tipo de instalaciones es
diseñado en función de pozos verticales. Las condiciones mecánicas
del pozo pueden ser otro factor limitante por lo que es necesario
conocer las características de la completación.
28
Viscosidad de los fluidos: la viscosidad afecta a este tipo de bombas,
bajando la capacidad de levantamiento, reduciendo la eficiencia y
aumentando el consumo d energía del motor.
Temperatura: este sistema presenta limitaciones para operar a
temperaturas mayores a 350ºF.
Corte de agua: al igual que la mayoría de los sistemas de
levantamiento artificial, éste se ha diseñado para fluidos
incompresibles, y como sabemos el petróleo sí es compresible, más
aun cuando está acompañado de gas.
Cabe destacar, que actualmente el sistema BES presenta un significativo
índice de interrupciones, que pueden variar de 1 falla hasta 7 fallas, que
pueden durar en tiempo de 2 días a 1 año, producto de fallas debidas a
diversas causas, como diseño inadecuado, falla de materiales , fallas en los
procesos de fabricación, ensamblaje o instalación defectuoso,
imprevisiones en las instalaciones o en las condiciones de servicio,
mantenimiento deficiente, malas prácticas de operación, con la consecuente
disminución de la confiabilidad de los equipos.
Adicional a esto, la falta en cada uno de los componentes del sistema
BES, evita la posibilidad de interrumpir oportunamente su proceso de
gestación. En muchos casos, las faltas del sistema son tratadas
superficialmente y no se resuelven efectivamente, ya que las actividades de
identificación y control de las causas raíces de dichas fallas no son
analizadas, o son realizadas en forma inapropiada.
De igual forma, la ausencia de una normativa completa y detallada de los
procedimientos adecuados para el manejo, instalación, operación,
recuperación y desmantelamiento del sistema, dificulta aún más estos
procesos.
29
2.6 DISEÑO DE BES.
A continuación se detallan los pasos básicos a seguir para calcular y
analizar las variables de diseño de una instalación de bombeo
electrosumergible (ESP):
1. Datos de producción de pozo e instalación actual.
2. Caudal máximo de extracción (potencial de producción).
3. Carga dinámica total (TDH o Total Dynamic Head).
4. Selección de bomba.
5. Dimensiones de la bomba (cálculo de número de etapas).
6. Selección del motor (cálculo de potencia).
7. Determinación del cable de potencia.
8. Cálculo de voltaje y potencia en superficie para seleccionar tablero y
transformador.
(*) Se tomará como ejemplo los datos de un pozo de la Cuenca del Golfo
San Jorge, Patagonia Argentina
1- Datos del pozo
a) Caudal bruto actual = 80 m3/d f) Presión de boca de pozo = 10 kg/cm2
b) % agua = 95 g) Punzado/s = 1750-1755 mbbdp
c) ρ fluido(agua) = 1.01 gr/cm3 h) Ø casing = 5 ½ “ 15.5 #
d) Nivel dinámico = 700 mbbdp i) Ø tubing = 27/8” 6.5 #
e) Nivel estático = 440 mbbdp Mbbdp= metros bajo boca de pozo
30
2-Caudal máximo de extracción (Índice de productividad).
Se determinará el caudal máximo que extraeremos del pozo,
considerando un nivel dinámico por sobre el punzado de 200 m (*) aplicando
el concepto el índice de productividad (IP)*
(*) Se considera un fluido monofásico. Para mayor información recurrir al
adjunto. “Índice de productividad”
El caudal teórico a extraer será: 340 m3/d @ ND= 1550 mbbdp
3-Carga dinámica total (TDH o Total Dynamic Head)
El cálculo del TDH permitirá determinar el Nº de etapas requeridas en
la bomba. Este valor representa la diferencia de presión a la que va a estar
sometida la bomba expresado en altura de columna de líquido.
El mismo está dado por los siguientes términos:
31
a) Pcf: Pérdida de carga por fricción en los tubings
b) Pbdp: Presión de boca de pozo
c) P.Nivel: Presión debido a la columna de líquido a elevar
TDH= Pbdp + Pcf + Nd [m o ft]
a)- Pcf (Pérdida de carga por fricción en los tubings)
Para calcular la pérdida de carga por fricción, debido al flujo por el
interior de los tbgs se puede usar la Ecuación de Hazen Williams, la cual es
aplicable para agua a 20ºC.
Para un tubing Ø 27/8” de ID= 2.441 pulg la pérdida de carga es:
Esto significa que la pérdida de carga por fricción en el interior de los
tubings es igual a 40.5 ft (pies) de columna de líquido por cada 1000 ft de
tubings(o 4.047 m/ 100 m de tbgs).
32
b)- Pbdp (Presión de boca de pozo, en m de columna de líquido)
c)- P.Nivel (Presión debido a la columna de líquido a elevar)
P.Nivel = 1550 m
TDH= 70 m + 100 m + 1550 m = 1720 m
Representación gráfica de la ecuación de Hazen Williams para distintos
diámetros de tubings
4- Selección de bomba
33
La selección de la bomba está basada en el caudal que podrá aportar
el pozo para una determinada carga dinámica y según las restricciones del
tamaño del casing.
La opción más económica normalmente se da eligiendo equipos de
series grande (diámetros grandes) las cuales serán restringidas por el Ø del
casing
La bomba seleccionada deberá ser aquella en que el caudal teórico a
extraer se encuentre entre los límites óptimos de trabajo de la misma y cerca
de la máxima eficiencia. En caso de tener dos o más bombas cerca de la
máxima eficiencia, la selección final se basará en:
a) Comparación de precios
b) Potencia requerida (de la cual depende el consumo y el precio del motor)
Para este caso seleccionaremos una bomba Serie 400(O.D 4 pulg) para
casing de 51/2” de O.D.
El modelo es DX-3000 que cumple con las consideraciones antes
mencionadas. (Ver curva adjunta a continuación)
DX: (Serie 400 OD: 4”)
3000: 3000 BPD @ 50 Hz
En la curva de performance de la bomba se pueden observar tres
curvas características correspondientes al comportamiento de 1(una) etapa
de la bomba modelo DX-3000:
a. BHP: potencia consumida por la etapa (rojo)
b. Head capacity: Capacidad de elevación (azul)
34
c. Eficiencia energética (verde)
A partir de esto podemos determinar la capacidad de elevación (en m
de columna de líquido) de la etapa. Como en cualquier curva característica
de bombas centrífugas se puede observar como varía el caudal en función
de la altura de elevación (es decir respecto a la contrapresión que actúa
sobre la etapa).
Para un caudal de 340 m3/d: Epe (elevación por etapa) = 4.4 m/etapa. Ver
figura 1.
Siguiendo el mismo procedimiento podemos determinar la potencia
consumida por una etapa:
Hp/etapa = 0.36 Hp/etapa
5-Dimensiones de la bomba (cálculo de número de etapas)
Una vez calculada la capacidad de elevación de una etapa y sabiendo
que la bomba deberá vencer una presión (TDH) equivalente a 1700 m de
columna de líquido, podemos determinar el Nº de etapas que necesitaremos:
35
Figura 1
Por catálogo podríamos usar 4 cuerpos de bomba de 96 etapas,
dando un total de 384 etapas
6-Selección del motor (cálculo de potencia)
Existe una gran variedad de motores en el mercado, y si bien la
selección básica se realiza a través de la potencia requerida, intervienen en
36
la misma el rango de voltaje, la frecuencia, la profundidad (temperatura),
aplicaciones especiales para ambiente corrosivo, etc.
La potencia requerida por el motor se calcula determinando la
potencia que consume cada etapa (por curva) y multiplicándola por el Nº de
etapas.
Seleccionaremos dos motores Serie 456 de 50Hz con las siguientes
características:
7-Determinación del cable de potencia
La selección del mismo se realiza teniendo en cuenta la corriente
máxima consumida y que la caída de voltaje sea inferior a aproximadamente
10 volt/100 m. Para una corriente de 44.5 amp podríamos elegir un cable #4
37
Figura 2
8 -
Seleccionar tablero y transformador
Para determinar el voltaje total necesario debemos considerar además
la caída de voltaje en el cable.
Por tabla tenemos que para 45 amp, la caída de voltaje es de 21
volt/1000 ft de cable, es decir 7 volt/100 m.
Si consideramos que el equipo será instalado en 1700 m de
profundidad:
Volt en cable = 1700 m x 7[volt/m]/ 100 m = 119 Volt
El voltaje requerido en superficie es:
Volt total= 2x1042 Volt + 119 Volt = 2203 Volt
KVA = (Volts x Amp x 1.732)/1000
38
KVA= (2203 Volt x 45 Amp x 1.732)/1000
KVA = 171 KVA
Podríamos usar un transformador de 180 KVA
a)- Pbdp= 10 kg/cm2
b)- P.Fricción = long. Tubing * factor de pérdida de carga
39
3. Bombeo Mecánico Convencional.
3.1 Descripción.
Su principal característica es la de utilizar una unidad de bombeo para
transmitir movimiento a la bomba de subsuelo a través de una sarta de
cabillas, mediante la energía suministrada por un motor.
El bombeo mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi
continua del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el
movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el
pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción, a cierta profundidad
del fondo del pozo. Este método consiste fundamentalmente en una bomba
de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a
través de una sarta de varillas. La energía proviene de un motor eléctrico o
de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un
sistema de engranajes y correas.
Para que ocurra la acción del bombeo, el pistón realiza un movimiento
reciprocante dentro del barril, la tubería confina la sarta de cabilla de succión
que acciona a su vez la bomba en el subsuelo; posee válvulas fijas y viajera,
son válvulas de no retorno, de bola y asiento de modo que solo permite el
flujo en una sola dirección hacia el cabezal.
El volumen encerrado entre estas dos válvulas constituye la cámara de
bombeo. Cuando el balancín esta en el punto muerto de inferior, las válvulas
fijas y viajeras se encuentran cerradas. Al comenzar la carrera ascendente,
la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permiten la apertura de
la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el inferior de la bomba.
40
Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula
viajera y permanece cerrada durante la carrera ascendente fluido continua
liberando la válvula hasta que el pistón llega al punto muerto del pistón .La
válvula fija cierra y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve
hacia abajo y produce un punto de compresión cuando la presión interna es
superior a la que existe en la válvula viajera, esta se abre y el fluido es
trasferido al pistón hasta llegar al punto muerto inferior, donde se repite el
ciclo de bombeo. No obstante hay que tener presente que la tubería deba ser
capaz de soportar la presión debido a la columna de flujo sobre la bomba.
Es el método de levantamiento artificial más común y antiguo del mundo
es el bombeo mecánico. Debido a su simplicidad y robustez, es posible su
aplicación en casi todos los tipos de pozos que requieren levantamiento. Sin
embargo, existen límites físicos para la aplicación en cuanto a profundidad y
caudales a levantar.
El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el
ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque
también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se
recomienda en pozos desviados y tampoco es recomendable cuando la
producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que
afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.
3.2 Funcionamiento de la bomba.
Para entender cómo trabaja la bomba hay que darle un vistazo a la
acción de las válvulas, asumiendo que la bomba está llena con líquido
41
incompresible tal como petróleo muerto o agua. La figura 3 muestra cómo se
comportan las válvulas viajeras y fijas durante el ciclo de bombeo.
Figura 3 comportamiento de las válvulas.
Carrera Ascendente: En la carrera ascendente, cuando el pistón
comienza a moverse hacia arriba, la válvula viajera cierra y levanta las
cargas del fluido. Esto genera un vació en el barril de la bomba que causa la
apertura de la válvula fija permitiendo que el fluido proveniente del
yacimiento llene la bomba.
Carrera Descendente: En la carrera descendente, cuando el pistón
comienza a moverse hacia abajo, la válvula fija se cierra y el fluido en el
barril de la bomba empuja la válvula viajera abriendo esta. El pistón viaja a
través del fluido que se ha desplazado hacia la bomba durante la carrera
ascendente. Luego el ciclo se repite.
Para un caso ideal de bomba llena y fluido incompresible, en la carrera
ascendente la válvula viajera cierra, la fija abre y el fluido comienza a ser
42
bombeado a través de la tubería hasta la superficie. En la carrera
descendente, la válvula viajera abre y la fija cierra. Sin la acción de las
válvulas, la producción no sería posible. Si la válvula fija no abre, el fluido no
entraría a la bomba. Si la válvula viajera no abre entonces el fluido no
entraría a la tubería.
3.3 Equipos.
3.3.1 Equipos de subsuelo.
La Bomba.
Las bombas de subsuelo son uno de los componentes claves del sistema
de bombeo mecánico. El tamaño del pistón de la bomba determina la tasa de
producción, cargas en las cabillas, y cargas en todos los componentes del
sistema. En adición a las cargas en las cabillas y la unidad de bombeo, la
vida de la bomba afecta la rentabilidad del pozo. Si los componentes de la
bomba se desgastan, la eficiencia de todo el sistema se reduce. La selección
de la bomba adecuada incrementa la eficiencia del sistema y extiende la vida
del equipo. Usualmente, una bomba grande y velocidades de bombeo bajas
pueden incrementar la eficiencia del sistema.
La bomba está compuesta básicamente por los siguientes
componentes:
a) El cilindro o barril: la parte dentro de la cual se mueve en su
recorrido de ascenso y descenso. Su largura se predetermina por
la carrera máxima del pistón y su dureza deberá resistir la acción
43
abrasiva del pistón. En la figura 4 se muestra una figura sobre el
barril.
Figura 4 barril o cilindro.
b) El émbolo o pistón: la parte móvil que succiona y desplaza el
líquido. En él se encuentra la válvula viajera que controla la
entrada de fluidos de la bomba al interior del pistón. En la figura 5
se muestra unos ejemplos de pistones.
Figura 5 distintos tipos de pintones.
44
c) La válvula viajera: dispositivo ubicado dentro del pistón, está
conformado por una esfera de acero y su respectivo asiento.
Permite la entrada de fluidos al pistón en su carrera de descenso y
hace un sello hermético en su carrera de ascenso. En la figura 6 se
muestran las bolas y asientos de válvulas.
d) La válvula fija: dispositivo similar a la válvula viajera ubicado en la
base del barril. Permite la entrada de fluidos a la bomba en la
carrera de ascenso del pistón y hace un sello hermético en la
carrera de descenso. En la figura 6 se muestran las bolas y
asientos de válvulas.
Figura 6 bolas y asientos utilizados en las válvulas fijas y viajeras.
45
En la figura número 7 se muestra un esquema de los principales
elementos de una Bomba de Bombeo Mecánico con sus respectivas
posiciones.
Figura 7 Principales Elementos de una Bomba de Bombeo
Mecánico.
Las cabillas.
Las cabillas de succión conectan el pistón de la bomba con la unidad de
bombeo en la superficie. Tienen como función transferir energía, soportar
cargas y accionar el pistón de la bomba. Existen distintos tipos y, entre las
más conocidas, se tienen: las cabillas convencionales, las continuas y las de
fibra de vidrio no son usadas en Venezuela y las podemos observar en la
figura número 8. Las cabillas de mayor uso son las convencionales que se
fabrican en longitudes de 25 a 30 pies y que pueden ser instaladas en
46
combinación de dos y tres diámetros distintos dependiendo de: la
profundidad de la bomba, el tamaño de la tubería de producción, la tasa de
producción y las características de los fluidos a ser bombeados, las mismas
se pueden observar en la figura 9.
Figura 8 Cabillas de Fibra de Vidrio
Figura 9 cabillas convencionales.
Ancla de tubería.
Es un asiento especial que puede ser no empacante (anclaje mecánico) y
sirve para anclar la tubería al revestidor de producción, reduciendo la
contracción y el alargamiento de la tubería ocasionada por la carrera de
47
ascenso y descenso del pistón. En la figura 10 se muestra una típica ancla
de tubería.
Figura 10 ancla de tubería.
Ancla de gas.
Es un tubo perforado en su parte superior que se coloca debajo de la
bomba. Su función principal es la separación del gas que viene asociado con
el crudo. El ancla de gas trabaja forzando el fluido a moverse hacia abajo
antes de entrar a la bomba, la mayor parte del gas se separa y fluye hacia
arriba entre el anular revestidor-tubería. En pozos con problemas de
interferencia de gas la entrada de la bomba debe moverse por debajo de las
perforaciones. Esto permitirá la separación del gas que fluirá hacia arriba
antes que entrar dentro de la bomba. En la figura 11 se muestra el lugar en el
cual asienta el ancla de gas y como funciona.
48
Figura 11 funcionamiento del ancla de gas.
Anclaje o zapata.
El sistema de anclaje de las bombas de subsuelo, a la tubería de
producción, se denomina zapata, la cual es un niple de asentamiento que se
ajusta al anillo de fricción o bronce de la bomba, formando un sello hermético
entre el fluido retenido y el pozo. La figura 12 muestra los tipos de ancla o
zapata.
Figura 12 tipos de anclaje.
49
Tubería de producción.
Son el conjunto de tuberías que conectadas entre sí permiten el flujo
de los fluidos desde la descarga de la bomba hasta superficie, estas pueden
ser EUE y “Hydril”, las cuales son utilizadas para realizar las operaciones
inherentes a la completación de pozos que producen bajo el método artificial
por bombeo mecánico. La diferencia principal entre ambas, lo constituye el
cuello o sistema de conexión entre tubo y tubo. La sarta de tubería “Hydril”
mantiene un diámetro externo uniforme en toda su extensión; mientras que,
en la EUE, los diámetros de los cuellos son mayores que el cuerpo de la
tubería.
Accesorios.
Estos equipos se llaman accesorios debido a que su uso en la
completación para bombeo mecánico es opcional y depende de las
condiciones propias del pozo la elección o no de ellos. La Figura 13 muestra
los equipos de subsuelo más comúnmente usado en pozos con bombeo por
cabillas. El sistema de separación de gas incluye el niple perforado, el ancla
de gas y tubo de barro, y el tapón al final del tubo de barro (Bull plug). El Bull
plug y el niple perforado aseguran que ninguna basura (sucio, swab rubber.
etc.) entren en la bomba. El tubo de barro está conectado al niple perforado
es la cámara que permite que el gas se separe desde el líquido antes de
entrar a la bomba. El niple perforado es donde el fluido entra a la bomba.
50
Figura 13 Equipos de subsuelo accesorios más utilizados.
3.3.2 Equipos de superficie.
La unidad de superficie transmite la energía desde la superficie hasta el
fondo del pozo, donde se encuentra ubicada la bomba de subsuelo, con el fin
de elevar los fluidos hasta la superficie.
Motor.
Es el encargado de suministrar la energía necesaria a la unidad de
bombeo para levantar los fluidos del pozo. Los motores pueden ser de
combustión interna o eléctricos.
Los motores de combustión interna pueden ser de baja o
alta velocidad; los de baja velocidad operan entre 200 y 600 rpm y poseen un
cilindro, los de alta velocidad funcionan entre 800 y 1400 rpm.
En la actualidad el tipo de motor más utilizado en la industria petrolera
Venezolana es el motor eléctrico, este posee también una velocidad
constante (baja velocidad ) y una potencia que varía entre 5 y 100 hp, el
51
motor de velocidad variable (alta velocidad) su potencia varía entre los 10 y
200 hp este ultimo utilizado para alto deslizamiento. En la figura 14 se
muestra un típico motor eléctrico.
Figura 14 motor eléctrico utilizado para BMC.
Unidad de bombeo o balancín.
Su función principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado
con el propósito de accionar la sarta de cabillas y consecuentemente a la
bomba de subsuelo.
El diseño de la unidad de balancín presenta tres aspectos esenciales:
a) Sistema reductor de velocidades: La función de la caja de engranaje
es convertir torque bajos y altas rpm de la unidad motriz en altos
torque y bajas rpm necesarias para operar la unidad de bombeo. Una
reducción típica de una caja de engranaje es 30:1. Esto significa que
52
la caja de engranaje reduce los rpm a la entrada 30 veces mientras
intensifica el torque de entrada 30 veces. Son de doble reducción. Con
manivelas gemelas y engranajes con dientes en V con razón de
reducción según normas API. En la figura 16 se muestra el sistema
reductor de velocidades.
53
Figura 16 sistema reductor de velocidades.
b) Sistema de articulación: éste tiene por objeto trasladar el
movimiento rotatorio primario a movimiento reciprocante, lo cual se
lleva a cabo a través de la manivela-biela-viga balancín. La
Manivela es la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de
engranaje o transmisión a la biela del balancín, que está unida a
ellos por pínes se están sujetas al eje de baja velocidad de la caja
de engranajes y cada una de ellas tienen un número igual de
orificios, los cuales representan una determinada carrera del
balancín, en ellos se colocan los pines de sujeción de las bielas.
El cambio de pines de un hueco a otro se llama cambio de tiro. En
la figura 17 se muestra el sistema de articulación.
Figura 17 Conjunto Biela- Manivela.
c) Sistema de contrapeso: Son estructuras de metal que dan el peso
necesario para balancear la carga en la viga viajera. Los contrapesos
ayudan a reducir el torque que la caja debe suministrar. En la carrera
ascendente, las contrapesas proporcionan energía a la caja de
engranaje (Al caer). En la carrera descendente estos almacenan
54
energía (subiendo). La condición operacional ideal es igualar el torque
en la carrera ascendente y descendente usando la cantidad correcta
del momento de contrabalanceo. En la figura 18 se muestra la
posición que toma el contrapeso cuando la unidad esta Balanceada.
Figura 18 posición cuando la unidad esta balanceada.
Barra Pulida.
Es la unión directa entre la sarta de varillas de succión y el equipo
superficial, pasa a través de las conexiones verticales del árbol. Está
fabricada en acero aleado al manganeso, níquel y molibdeno.
Superficialmente, la varilla pulida tiene acabado espejo con el propósito de
no dañar los sellos del estopero fijo al árbol de válvulas en el movimiento
ascendente y descendente de la Unidad de Bombeo Mecánico además en
ella es en donde se colocan los equipos necesarios para realizar las
mediciones para las cartas dinagraficas. La cual podemos observar en la
figura 19.
55
Figura 19 barras pulida.
Prensa Estopa.
Mecanismo de seguridad que se localiza en la parte superior del árbol de
válvulas para pozos con sistema de bombeo mecánico y cuya función
principal es la de contener los fluidos para que no se manifiesten a su
exterior por medio de un conjunto de sellos construidos con materiales
resistentes al rozamiento, los cuales se van a ajustar al diámetro de la varilla
pulida de 1 ½”, cuando ésta tenga un movimiento ascendente o descendente
proporcionado por la Unidad de Bombeo Mecánico; debido a este
movimiento, los sellos sufren desgaste por lo que es necesario sustituirlos
periódicamente y solamente se pueden cambiar con la Unidad de Bombeo
Mecánico inoperante. En la actualidad se han diseñado prensa estopas
provistos de un mecanismo de preventor con la finalidad de mejorar su
función dentro de los mecanismos de seguridad en el árbol de bombeo
mecánico. Podemos observarla en la figura 20.
56
Figura 20 Prensa estopas y barra pulida
Preventores.
Son mecanismos de seguridad que han sido diseñados para impedir, en
caso necesario, el paso de fluidos al exterior. Sólo se pueden accionar
cuando la Unidad de Bombeo Mecánico no está operando, debido a que en
su interior tiene unos sellos de hule llamados “Rams”, que aprietan a la
varilla pulida para sellar y evitan el paso del hidrocarburo. En la figura 21 se
muestra un preventor.
Figura 21 Preventor.
57
Guaya.
Alambre de acero compacto que sirve de sostén al sistema de
levantamiento (elevador y sarta de cabillas). En la figura 22 se muestra la
disposición de la guaya con respecto a los otros equipos.
Elevador.
Es aquel que sujeta la sarta de cabillas con el sistema de guayas
conectado al cabezote. En la figura 22 se muestra la ubicación del elevador
con respecto a los otros equipos.
Espaciador.
Es el espacio que existe desde la parte inferior del elevador y una placa de
referencia en donde se ubica el equipo dinagrafico. En la figura 22 se
muestra cual es el espaciador y los demás equipos.
58
Figura 22 guaya, elevador y espaciador.
Grapa.
Es la que sostiene la sarta evitando que se caiga dentro del pozo. La figura
23 muestra la típica grapa.
Figura 23 grapas.
3.4 Ventajas.
Costos bajos de implementación.
Fácil de operar y de hacer mantenimiento.
Puede bombear el pozo a una muy baja presión de entrada para
obtener la máxima producción.
59
Usualmente es la más eficiente forma de levantamiento artificial.
Se puede fácilmente intercambiar de unidades de superficie.
Puede levantar petróleos de alta viscosidad y temperatura.
Puede ser monitoreada remotamente con un sistema de control de
supervisión de bomba.
Puede utilizar gas o electricidad como fuente de poder.
Con la ayuda de simuladores, es muy fácil el análisis y diseño de las
instalaciones.
Puede ser usado prácticamente durante toda la vida productiva del
pozo.
La capacidad de bombeo puede ser cambiada fácilmente
para adaptarse a las variaciones del índice de productividad.
Puede producir intermitentemente mediante el uso de temporizadores
o variadores de frecuencia conectados a una red automatizada.
Los componentes son fácilmente intercambiables.
Puede ser utilizado en la producción de pozos con inyección de vapor.
Instalación simple y rápida.
Relativamente bajo mantenimiento, larga vida y bajos costos para
reparación de bombas.
3.5 Desventajas.
Susceptible de presentar bloqueo por excesivo gas libre en la bomba.
En pozos desviados la fricción entre las varillas y la tubería puede
producir fallas en el material.
60
La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio para su
instalación y no es acorde al medio ambiente.
En sitios poblados puede representar un peligro para las personas.
Cuando no se usan varillas de fibra de vidrio la profundidad puede ser
una limitante.
3.6 Criterios de aplicación.
Debido a su simplicidad y robustez, es posible su aplicación en casi
todos los tipos de pozos que requieren levantamiento.
Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPPD).
Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.
No se puede utilizar en pozos desviados.
No debe existir presencia de arenas.
Solo se utiliza en pozos unidireccionales.
Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 °F.
No es recomendable cuando la relación gas – líquido sea muy alta, ya
que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.
Este método es capaz de manejar la producción de los pozos de
inyección a vapor.
3.7 Diseño.
Es un procedimiento analítico mediante cálculos, gráficos y/o sistemas
computarizados para determinar el conjunto de elementos necesarios en el
levantamiento artificial de pozos accionados por cabilla. La función de este
61
procedimiento es seleccionar adecuadamente los equipos que conforman el
sistema de bombeo mecánico a fin de obtener una operación eficiente y
segura con máximo rendimiento al menor costo posible.
Paso 1: se debe seleccionar el tamaño de la bomba, el diámetro óptimo del
pistón, bajo condiciones normales. Esto va a depender de la profundidad de
asentamiento de la bomba y el caudal de producción (Ver Tabla 1). Nota:
Todas las tablas y gráficas los colocaré al final de este post para que puedan
ser descargados.
Paso 2: La combinación de la velocidad de bombeo (N) y la longitud de la
carrera o embolada (S), se selecciona de acuerdo a las especificaciones del
pistón. Se asume una eficiencia volumétrica del 80%. (Ver gráfico 1).
Paso 3: Se debe considerar una sarta de cabillas (se debe determinar el
porcentaje de distribución si se usa más de dos diámetros de cabilla) y el
diámetro de pistón, se determina un aproximado de la carga máxima para el
sistema en estudio. (Ver gráfico 2).
Paso 4: Chequear el valor de factor de impulso para la combinación
velocidad de bombeo (N) y longitud de carrera (S) establecidos en el Paso 2
(Ver Tabla 2).
Paso 5: Cálculo de la carga máxima en la barra pulida. Para este propósito
será necesario obtener cierta data tabulada de acuerdo a los datos
establecidos en los pasos previos. Primero se determinará el peso de las
cabillas por pie y la carga del fluido por pie. (Ver Tabla 3). Ahora se calcula el
peso de las cabillas en el aire (Wr), la carga dinámica en las cabillas (CD) y
la carga del fluido (CF) a la profundidad objetivo.
62
Wr = peso cabillas (lb/ft) x Prof. (ft)
CD = F.I. x Wr (lb) -----> Donde F.I. (Factor de Impulso)
CF = peso fluido (lb/ft) x Prof. (ft)
Carga máxima barra pulida = CD + CF
Paso 6: Cálculo de la carga mínima de operación (CM), el contrabalanceo
ideal y torque máximo.
CM = Disminución de la carga debido a la aceleración (DC) – fuerza de
flotación (FF)
DC = Wr x (1-C) -----> Donde C = (N^2 x S)/70500
FF = Wr x (62,5/490) -----> Valor constante
Para el contrabalanceo ideal se debe proporcionar suficiente efecto de
contrabalanceo para darle suficiente valor de carga, el cual va a ser el
promedio entre el máximo (carga máx. barra pulida) y el mínimo recién
calculado.
Entonces,
Contrabalanceo ideal = promedio de carga (entre máx. y min) – la carga
mínima.
Torque máx. = Contrabalanceo ideal x Punto medio de la longitud de carrera
(S/2).
Paso 7: Estimación de poder del motor eléctrico. Conocida la profundidad de
operación, °API del crudo y el caudal requerido de producción, se obtiene
una constante que es multiplicada por el caudal de producción (Ver gráfico
3). Este valor obtenido son los HP necesarios justos para levantar el caudal
requerido. Lo que se recomienda es que este valor obtenido se incremente
de 2 a 2,5 veces para tener un factor de seguridad.
63
Paso 8: Cálculo de desplazamiento de la bomba. El valor obtenido de P sería
el valor de caudal de producción si la bomba trabaja al 100% de eficiencia. El
diseño de la bomba debe tener al menos el 80% de eficiencia. En crudos
pesados debe tener un máximo de 18 strokes/minutos (promedio 15° API).
P = C S N
P = Desplazamiento de la bomba
C = Constante de la bomba, depende del diámetro del pistón
N = Velocidad de bombeo (SPM)
Paso 9: Profundidad de asentamiento de la bomba (Método Shell, Ver Tabla
3). Esto dependerá enormemente de la configuración mecánica del pozo. Si
este método no cumple, por lo general se asienta a 60 o 90 pies por encima
del colgador. Otras bibliografías hacen referencia que se asienta 300 pies por
debajo del nivel de fluido.
A continuación se anexaran las tablas y gráficos necesarios para
realizar el diseño del Bombeo Mecánico.
64
65
66
67
4. Bombeo de Cavidades Progresivas.
4.1 Descripción.
El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de
levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy
viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es
relativamente sencillo.
Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento
en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en
forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un
estator de elastómero vulcanizado.
La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira
excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas
entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la
bomba hasta su descarga.
El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de
producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de
este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso
de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo,
68
y lo suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los
acoples de la extensión del rotor.
El rotor va roscado en las varillas por medio del Niple espaciador o
intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la
superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que
forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor
gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde
el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo
por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están
hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de desplazamiento
positivo.
La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de
rotación, que está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de
frenado. Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en
funcionamiento al a bomba de cavidades progresivas.
Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema
de anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo
contrario, no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la
torsión máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños
innecesarios y mala operación del sistema.
El Niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado
al sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción
permanentemente con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba
tantas veces como sea necesario.
69
4.2 Equipos.
4.2.1 Equipos de subsuelo.
Tubería De Producción.
Es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con el
cabezal y la línea de flujo. En caso de haber instalado un ancla de torsión, la
columna se arma con torsión óptimo API, correspondiente a su diámetro. Si
existiera arena, aún con ancla de torsión, se debe ajustar con la torsión
máxima API, de este modo en caso de quedar el ancla atrapada, existen más
posibilidades de librarla, lo que se realiza girando la columna hacia la
izquierda. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar también con el máximo
API, para prevenir el desenrosque de la tubería de producción.
El Estator
El Estator es un cilindro de acero (o Tubo) revestido internamente con
un Elastómero sintético (polímero de alto peso molecular) moldeado en
forma de dos hélices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un
proceso y especial.
El Estator se baja al pozo con la tubería de producción (bombas tipo
Tubular o de Tubería) o con la sarta de cabillas (bombas tipo Insertables). La
figura 24 muestra un corte longitudinal de un Estator.
70
Figura 24 Corte longitudinal de un estator.
Un Estator se obtiene por inyección de un Elastómero a alta
temperatura y a alta presión entre la camisa de acero y un núcleo. Este
núcleo, negativo del perfil interno del Estator, es similar a un Rotor de dos
lóbulos. Antes de la inyección del Elastómero, se recubre con un adhesivo la
superficie interna de la camisa de acero (tubo). Luego del vulcanizado el
Elastómero, se enfría y se contrae, lo que permite extraer el núcleo. La
magnitud de la contracción depende del tipo de Elastómero. Los Estatores
fabricados con el mismo Elastómero y el mismo núcleo, son todos idénticos.
El Elastómero.
El elastómero constituye el elemento más delicado de la Bomba de
Cavidades Progresivas y de su adecuada selección depende en una gran
medida el éxito o fracaso de esta aplicación.
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 resiliencia o memoria, y es la
71
que hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator
la cual determina la hermeticidad entre cavidades contiguas y en
consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo).
Los Elastómeros deben presentar resistencia química para manejar
los fluidos producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los
esfuerzos y la abrasión. Los Elastómeros más utilizados en la aplicación
BCP, poseen base Nitrílica (convencionales), Hidrogenación Catalítica
(Elastómeros Hidrogenados) o Fluoelastómeros.
Características deseables en los Elastómeros.
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 Mpascal
Elongación a la ruptura: Mayor al 500%
Resistencia a la fatiga: Mayor a 55.000 ciclos
Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm.
El Hinchamiento origina una excesiva interferencia y como
consecuencia, un torque excesivo en las cabillas y calentamiento (y posible
destrucción) del Elastómero. Se debe destacar que un hinchamiento del 3 al
5 % puede ser manejado con rotores de menor diámetro y que algunos
72
fabricantes inclusive garantizan algunos de sus materiales para
hinchamientos mayores, no obstante se debe tener presente que estos
elastómeros pudieran ser utilizados siempre y cuando las propiedades
mecánicas de los mismos no se vean afectadas más allá de los límites
permisibles.
El Endurecimiento afecta negativamente a la resiliencia y como
consecuencia la eficiencia de la bomba. El Reblandecimiento deteriora la
hermeticidad entre las cavidades y por ende la eficiencia de la bomba. Cada
Fabricante posee sus propios desarrollos y por lo general utilizan
nomenclaturas propias, no obstante, las bases son Nitrílos, bases
Hidrogenadas o Fluoelastómeros. Esta diversidad permite manejar la mayor
parte de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo y agua.
El Rotor.
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). Un Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un
torno especial. Luego de ser mecanizado se recubre con una capa de un
material duro. Generalmente se trata de un recubrimiento con un proceso
electro químico de cromado. Mientras que los Estatores de un mismo modelo
de bomba, fabricados con el mismo Elastómero, son todos idénticos, los
rotores se mecanizan con varios diámetros y se recubren de varios
espesores de cromado. Las variaciones de estos dos parámetros diámetro y
73
espesor, son los que permiten un ajuste fino de la interferencia. La figura 25
se muestra una sección de Rotor.
Figura 25 Corte transversal de un Rotor y diseño.
El Niple de Paro.
El Niple de Paro es un tubo de pequeña longitud (corto) el cual se
instala bajo el Estator (bombas tubulares) y cuya funciones principales son:
Servir de punto tope al rotor cuando se realiza el Espaciamiento
del mismo.
74
Brindar un espacio libre al rotor de manera de permitir la libre
elongación de la sarta de cabillas durante la operación del
sistema.
Impedir que el rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo
en caso de producirse rotura o desconexión de estas últimas.
Servir de punto de conexión para accesorios tales como
Anclas de Gas o Anti-torque, Filtros de Arena, etc.
La Figura 26 muestra los de Niples de Paro distribuidos por dos
diferentes conocidas empresas.
Figura 26 Niples de Paro.
75
4.2.2 Otros equipos de subsuelo.
Adicionalmente a los equipos mencionados, se cuenta con otros
aditamentos algunos de los cuales son de uso obligatorio bajo ciertas
condiciones. Entre estos equipos se encuentran:
Niple de Maniobra.
Su utilización es obligatoria. El movimiento excéntrico de la cabeza del
rotor junto con el acople de unión a la primera cabilla, describe un circulo de
diámetro mayor que su propio diámetro. El diámetro que permitiría este
movimiento es de D+2E, donde:
“D” es el mayor de los dos diámetros, el de la cabeza del rotor o
el diámetro externo del acople.
“E” es la excentricidad de la bomba (dato suministrado por el
fabricante o distribuidor).
Empacadura.
Es un equipo que se activa mecánica o hidráulicamente y que una vez
instalada cierra u obtura completamente el espacio anular entre la tubería de
producción y el revestidor. Este equipo se utiliza en completaciones donde la
producción se lleve hasta la superficie por el espacio anular. No se
recomienda su utilización en pozos con alto contenido de gas libre a nivel de
la bomba y cuya completación considere el manejo de los fluidos por la
tubería de producción.
76
Ancla de Tubería.
Es un dispositivo que fija la tubería de producción al revestidor,
limitando el movimiento axial y rotativo de la sarta. A diferencia de una
empacadura, no realiza un sello en el espacio anular, permitiendo el libre
paso de fluidos a través del anclaje mecánico.
Ancla de Torque.
Al girar la sarta de cabillas hacia la derecha (vista desde arriba) la
fricción entre el rotor y el estator hace que la tubería también tienda a girar
hacia la derecha, en el sentido de su desenrosque. Este efecto puede
originar la desconexión de la tubería, la utilización de un ancla de torque
evita este riesgo. Este equipo se conecta debajo del niple de paro, se fija al
revestidor por medio de cuñas verticales. Al arrancar la bomba el torque
generado hace que las cuñas se aferren al revestidor impidiendo el giro del
Estator (Ver Figura 27).
Anclas de Gas.
La eficiencia volumétrica de las BCP, al igual que la de otros tipos de
bombas, es afectada de manera significativa por la presencia de gas libre en
su interior. Anclas de gas es el nombre que comúnmente se emplea para
referirse a los separadores estáticos gas-líquido de fondo de pozo,
generalmente la separación gas – líquido ocurre fuera del ancla desviándose
el gas al espacio anular entre el revestidor y la tubería de producción y el
líquido es enviado a la bomba, sin embargo, las anclas de gas no son 100%
eficientes por lo que una porción del mismo es arrastrado a su interior y de
77
allí a la bomba, adicionalmente dentro del ancla del ancla, por los
diferenciales de presión que allí se originan, ocurren separaciones
adicionales de gas el cual también es conducido a la bomba; algunos
diseños consideran el desalojo de este gas al espacio anular revestidor-
eductor (ver Figura 27).
Centralizadores de Cabillas.
Los centralizadores de cabillas se suelen colocar sólo en aquellos
pozos con desviaciones o inclinaciones muy pronunciadas. Hasta ahora no
existe un acuerdo validado respecto a los criterios para la ubicación de estos
dispositivos, sin embargo el programa del C-FER ofrece una rutina para
estimar la colocación más adecuada de los mismos en la sarta de cabillas.
La Figura 27 ilustra algunos centralizadores de cabillas.
Niples de Drenaje.
Generalmente se utiliza un niple de drenaje para desalojar el crudo de
la tubería de producción en aquellos casos cuando no es posible sacar el
rotor de la bomba, por ejemplo cuando falla la sarta de cabillas y no se puede
“pescar” la misma. Es importante no tener crudo en la tubería al momento de
sacar la sarta, ya que de otra manera se corre el riesgo de originar derrames
de crudo indeseados en la superficie contaminando así el medio ambiente.
La mayoría de los niples de drenaje se activan aplicando presión interna a la
tubería de producción. En el caso de crudos extrapesados, se ha
subestimado, en algunos casos, la presión de descarga de la bomba,
78
originando que el sistema de drenaje se active durante la operación, con lo
cual es necesario recuperar la tubería.
Niples “X”.
Con el fin de detectar agujeros o uniones defectuosas en la sarta de
tubería, se acostumbra realizar una prueba de presión durante la operación
de bajada de la misma. Para realizar esta prueba se puede instalar un niple
de asiento X, sobre el estator de la bomba, en el cual se asienta una válvula
fija con pescante, la cual es fácil de recuperar luego de la prueba.
Si el pozo presenta problemas de corrosión y la tubería es re-utilizada,
es recomendable asentar la válvula en el niple X e ir probando a medida que
se bajan los tubulares, por ejemplo, cada 10 tubos; de esa manera es más
fácil detectar y corregir la existencia de algún tubo defectuoso.
Figura 27 Accesorios de Subsuelo.
79
Sarta De Varillas.
Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de cuplas
formando la mencionada sarta, se introduce en el pozo y de esta forma se
hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad progresiva. La sarta
está situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos
utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de producción,
utilizándose diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas, de
manera, de no raspar con el tubing. Ver figura 28
Figura 28 Sartas de cabillas.
4.2.3 Equipos de superficie.
Los accionamientos de superficie para los sistemas de bombeo por
cavidades progresivas han evolucionado desde pequeñas unidades de
velocidad fija hasta sofisticados sistemas protegidos mecánica y
eléctricamente y con capacidades de supervisión y control a distancia.
Las unidades de velocidad fija se caracterizan por ser necesario el
cambio de poleas y correas para variar la velocidad obteniendo cambios
discretos en esta variable con los inconvenientes de contar con un número
80
limitado de combinaciones, no obtener las “revoluciones exactas” requeridas
según el diseño y además requerir de inventarios de poleas, correas y demás
accesorios.
En este tipo de sistemas, la relación de transmisión total viene dada
por la relación de transmisión de la caja reductora en sí, multiplicada por la
relación de transmisión del conjunto correa poleas que acopla el motor a la
caja. En este caso la velocidad se varía cambiando la polea del motor, y de
este modo la relación de transmisión.
La ventaja de este equipo consiste en que al utilizar poleas / correas
dentadas se elimina el deslizamiento y son equipos integrados. Las
desventajas radican básicamente en que la operación de cambio de
velocidad del sistema es más lenta y requiere un trabajo previo de
preparación de la pieza (polea); también es necesario parar la marcha del
equipo para realizar la operación y no se obtienen las velocidades exactas de
diseño (a menos que se instalen en conjunto con un variador de frecuencia).
El hecho de que la operación de cambio de velocidad requiera el cambio de
piezas impidió en el pasado la automatización de este equipo.
La mayor experiencia estos equipos se cuenta en el Oriente del país.
En la Figura 29 se muestra uno de los más sencillos sistemas de este tipo.
81
Figura 29 Equipo de superficie de poleas y correas.
Motovariadores Mecánicos.
En este sistema el acople entre motor y caja reductora no es directo;
en este caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad”
formado por correas y poleas de diámetro variable, el cual cumple con la
función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la parada
del equipo ni el cambio de componentes. Esta operación se realiza girando el
volante que gobierna la polea motriz, al mover el volante se varía el diámetro
de la polea separando los discos cónicos que la componen cambiando de
esta forma la relación de transmisión.
Los equipos donde se instalan los motovariadores tienen la posibilidad
de ser ajustados en un rango de velocidades desde 50 R.P.M. hasta 400
R.P.M.
82
Motorreductores.
Generalmente en la práctica el rango de operación de las BCP es de
40 a 350 R.P.M. Al girar los motores eléctricos a una velocidad nominal y fija
de aproximadamente 1800 R.P.M. (motores de 4 polos), es necesario contar
con una caja reductora de una relación de transmisión adecuada para llevar
la velocidad angular del motor a velocidades más cercanas a la requerida por
la bomba, además de ser el elemento que suministrará el torque exigido por
el sistema.
En cuanto al cambio de velocidad de operación de la bomba (R.P.M.),
la optimización de la producción y la declinación en la vida productiva de un
pozo, hacen que se requiera de ajustes de esta variable; por lo tanto, y al
ofrecer el motorreductor una velocidad constante, es necesario contar con un
sistema que permita variar las R.P.M. de la bomba, para realizar esta tarea
se utilizan los variadores de frecuencia. Ver figura 30.
Figura 30 Evolución de los equipos de superficie.
83
Variadores de Frecuencia.
Estos equipos son utilizados en conjunto con los motorreductores y
con los equipos de polea-correa en los cuales la velocidad es constante (a
menos que se cambie la caja reductora o la relación de poleas) 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. Al variar la frecuencia, varia la velocidad de
rotación ya que ambas son proporcionales, finalmente al variar la velocidad
de operación, varía la producción.
En los últimos años PDVSA ha trabajado en conjunto con los
fabricantes / distribuidores de estos equipos de manera de mejorar la
confiabilidad de los mismos. Muchos de estos variadores fueron adaptados
de otras aplicaciones al sistema de bombeo por cavidades progresivas, sin
embargo, algunos de ellos fueron diseñados desde el comienzo para este
trabajo.
Por lo general, casi todos (quizás todos) los equipos tienen en común
las siguientes protecciones eléctricas:
Sobrecarga (sobrecorriente), subcarga, sobrevoltaje y bajo voltaje.
Cortocircuito entre fase y fase, fase a neutro, las fases y tierra, en las salidas
del variador y de las fuentes internas y en las salidas/entradas analógicas y
digitales. Fallo o pérdida de fase, falla interna. Sobre temperatura del motor
y/o del variador. Sobre torque por rotor del motor bloqueado o atascamiento
de los equipos de subsuelo.
84
Poseen pantallas de cristal líquido (LCD) con iluminación nocturna con
panel (o consola) desmontable. En estas pantallas se pueden leer las
siguientes variables de operación:
Frecuencia de salida (Hz), velocidad de la bomba en R.P.M o SPM
(para aplicaciones de bombeo mecánico), referencia de velocidad en RPM o
SPM. Corriente de salida (Amp), tensión en el bus de corriente continúa en
Voltios, potencia activa en HP o Kw, torque en Nw-mts o lbs-pie, tensión a la
entrada y a la salida del variador (Voltios). Ver figura 31.
Figura 31 Variadores de Frecuencia.
Equipos integrados de polea y correa.
Estos equipos son utilizados principalmente en el Oriente del país el
fabricante ofrece principalmente cuatro modelos, de equipos de impulsión de
poleas y correas para los pozos instalados con BCP, estos son accionados
por motores eléctricos, a gas, o por sistemas hidráulicos.
85
Estos cabezales tienen capacidades desde 5,6 hasta 18 Toneladas de
carga axial y desde 40 hasta 300 Hp de potencia. En la Figura 32 se
muestran estos cabezales.
Figura 32 Equipos Integrados de polea y correas.
Rodamientos del cabezal.
Los dos rodamientos inferiores, el axial y el radial, están ubicados en
el cárter del cabezal en un baño de aceite lubricante.
La vida útil (L10) de los rodamientos es el tiempo esperado para que
exista un 10% de probabilidad de falla del rodamiento. Por lo tanto, se trata
de una noción estadística. La vida útil se expresa en horas con la fórmula
siguiente:
86
Dónde:
C = Carga axial máxima del rodamiento, indicado por el fabricante.
P = Carga axial del rodamiento para el trabajo considerado.
n = velocidad de rotación para este trabajo.
Freno de retroceso.
En la zona inferior del cárter, y externa a él, se encuentra montada
una bomba hidráulica accionada por el eje de impulsión a través de
engranajes. Cuando el cabezal está operativo esta bomba provee el aceite
necesario para la lubricación del rodamiento radial superior. En una situación
de giro inverso (debido a un corte de energía eléctrica, por ejemplo) la misma
provee la presión requerida para accionar el freno de retroceso.
Prensa-estopas.
Finalmente, el cabezal cuenta con una caja de prensa-estopas cuya
función es la de aislar el cabezal de los fluidos del pozo, en él gira la barra
pulida. Contiene un juego de siete empaquetaduras mecánicas (cabulina)
preformadas hechas de aramida, teflón o gráfito. Esta combinación resistente
a los fluidos abrasivos, optimiza la vida del sello. Un anillo de ajuste sobre las
empaquetaduras ciñe estas a la barra pulida y por lo tanto se utiliza para
reducir las fugas por el prensa-estopas. Las posibles fugas son drenadas por
una manguera hasta un envase.
87
4.3 Ventajas.
Los sistemas BCP tienen algunas características únicas que los hacen
ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de
sus cualidades más importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se
obtienen eficiencias entre 50 y 60 %. Otras ventajas adicionales de los
sistemas BCP son:
Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000)
centipoises.
La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las
unidades convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño,
debido a la simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal
de accionamiento.
Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala
ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades
convencionales de bombeo eficiente. El sistema de accionamiento
es también eficiente a causa de que la varillas de bombeo no se
levantan y bajan, solo giran.
Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa
puede ser transportada con una camioneta.
Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material
del estator y al mecanismo de bombeo.
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.
88
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. Este rango se
puede obtener sin cambio de equipo.
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 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.
Simple instalación y operación.
La simplicidad del equipo permite mejorar el bombeo de una gran
variedad de fluidos
Puede ser regulada la tasa de bombeo según las exigencias del
pozo, mediante la variación de la rotación en el cabezal accionado,
esto se efectúa con simples cambios de polea o mediante un
vareador de rotación.
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.
4.4 Desventajas.
Los sistemas BCP también tienen algunas desventajas en comparación
con los otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a
89
las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como
la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos,
especialmente con el contenido de componentes aromáticos. A continuación
se presentan varias de las desventajas de los sistemas BCP:
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).
4.5 Aplicaciones.
El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primera
opción a considerar en la explotación de pozos productores de petróleo por
su relativa baja inversión inicial; bajos costos de transporte, instalación,
operación y mantenimiento; bajo impacto visual, muy bajos niveles de ruido y
mínimos requerimientos de espacio físico tanto en el pozo como en almacén.
Las posibilidades de las bombas de ser utilizadas en pozos de crudos
90
medianos y pesados; de bajas a medianas tasas de producción;
instalaciones relativamente profundas; en la producción de crudos arenosos,
parafínico y muy viscosos; pozos verticales, inclinados, altamente desviados
y horizontales y pozos con alto contenido de agua, las constituyen en una
alternativa técnicamente apropiada para la evaluación del potencial de pozos
o como optimización y reducción de costos.
Al sustituir grandes equipos de Bombeo Mecánico, se reduce el
impacto ambiental (ruidos, derrames, etc.), gastos asociados a consumo
energético, optimización (cambios de velocidad de operación), diagnóstico y
optimización, adicionalmente, en pozos de crudos viscosos se eliminan los
problemas de flotabilidad de cabillas (seno). De igual forma, como alternativa
a pozos de gas lift, permite liberar capacidad de compresión y gas (sobre
todo en pozos con altas producciones de agua) y optimizar la utilización de
este último.
91
4.5 Diseño.
A continuación se detallan los pasos a seguir para calcular y analizar
las variables de diseño de una instalación de bombeo con PCPump (Bomba
de Cavidades Progresivas). Es una guía simple y simplificada debido a las
condiciones planteadas, las cuales podrían volverse más complejas según el
tipo de fluido, caudales, profundidad y tipo de pozo a ser producido. Los
pasos son los siguientes:
1. Datos del pozo
2. Datos de la Bomba
3. Calculo teórico del caudal
4. Cálculo de presión sobre la bomba
5. Calculo de la potencia consumida
6. Cálculo de torques
7. Cálculo de esfuerzos axiales
1- Debido a la presión sobre la bomba
2- Debido al peso de las varilla
8. Cálculo de las tensiones combinadas
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9. Cálculo de estiramiento de la sarta de varillas
(Para este ejemplo, los cálculos fueron realizados habiendo elegido
previamente un modelo de bomba, teniendo en cuenta los requerimientos de
caudal)
1- Datos del pozo
Casing: 7”
Tubing: 3 ½” 7.4#
Varilla: 1” x 25’ grado D
Caudal requerido: 225 [m3/d]
Profundidad de instalación: 900 [m bbdp]
Nivel dinámico: 750 [m]
% de agua: 98
Densidad del petróleo: 0.86
Densidad del agua: 1.01
Presión en boca de pozo: 10 [kg/cm2]
2- Datos de la Bomba
Marca: GEREMIA
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Modelo: 20-40-2100
- 2000 PSI presión máxima
- 40 serie 4” de OD
- 2100 barriles/día @ 500 rpm
Geometría: Single lobular
Elastómero: NBRA (base nitrílica)
E: excentricidad del rotor
Pr: Paso del rotor
Pe: paso del estator = 2 * Pr
D-d = 2 * E
Dimensiones de diseño de la bomba
D: 60 mm
d: 40 mm
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E: 10 mm
Pe: 300 mm
Pr: 150 mm
Ensayo en banco de test
Si bien por catálogo, se puede obtener la constante volumétrica de la
bomba, se plantea el ejercicio para determinar la constante volumétrica de la
bomba según sus dimensiones, las cuales podrían ser suministradas por el
fabricante.
La sección de cada cavidad generada es:
A = 4 * d * E
A = 4* 4 [cm] * 1[cm]
95
A = 16 [cm2]
La mínima longitud requerida por la bomba para crear un efecto de
acción de bombeo es UN PASO (un paso de estator), esta es entonces una
bomba de un etapa. Cada longitud adicional de paso da por resultado una
etapa más.
El desplazamiento de la bomba, es el volumen producido por cada
vuelta del rotor (es función del área y de la long de la etapa)
V = A * Pe
V = 16 [cm2] * 30 [cm]
V = 480 [cm3] = 0.00048 [m3]
En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a
la velocidad de rotación N.
Q = V . N = V . RPM = 1/min
Q = 0.00048 [m3] * 1/min * 60 min/ h * 24 h/ día
Q = 0.6912 [m3/d /RPM] (cte volumétrica C)
4- Cálculo de presión sobre la bomba (TDH)
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La presión total sobre la impulsión de la bomba está dada por los
siguientes términos:
a)- Pbdp: presión de boca de pozo
b)- P.fricción: perdida de carga por fricción entre tubing y varilla
c)- P. Nivel: presión debido a la columna de líquido a elevar
a)- Pbdp= 10 kg/cm2
b)- P.Fricción = long. Tubing * factor de pérdida de carga
De la tabla 1(Friction loss factor) para un caudal de 220 m3/d y varilla de 1”
dentro de tbg de 31/2”:
Factor= 0.000107 [kg/cm2 / m / cp]
Si consideramos que para una viscosidad ≈ 1:
P.Fricción = 900 [m] * 0.000107 [kg/cm2 / m / cp] * 1 [cp]
P.Fricción = 0.09 Kg/ cm2 | 0 (*)
(*) Para fluidos con alto % de agua, la pérdida de carga entre tubing y varillas
es despreciable. Esta situación se ve favorecida a su vez por el diámetro del
97
tubing.
c) - P.Nivel = columna de líquido (nivel dinámico) en [kg/cm2]
Presión total [kg/cm2]= 10 + 75 = 85 Kg / cm2
5- Cálculo de potencia consumida
Potencia Hidráulica [HHp] = Caudal [m3/d] * Presión [kg/cm2] * 0.0014
Potencial consumida [Hp] = HHp / ɳ
Donde ɳ es el rendimiento energético = [potencia teórica]/[potencia
suministrada]
Para el caso de bombas PCP se considera un rendimiento ≈ 0.6-0.7.
98
En este caso en particular consideramos un ɳ = 0.6
HHp = 225 [m3/d] * 85[kg/cm2] * 0.0014
HHp =26.7
Hp = 26.7 / 0.6 ≈ 45 Hp
6- Cálculo de torque
Al transmitir la rotación al rotor desde superficie a través de las varillas
de bombeo, la potencia necesaria para elevar el fluido me genera un torque
resistivo el cual tiene la siguiente expresión:
Torque = K * Hp / RPM (Ecu.1)
La componente total de torque medida en boca de pozo tiene las
siguientes componentes:
Torque total: Torque Hidráulico + Torque fricción + Torque resistivo
Para nuestro caso solo consideraremos el torque hidráulico debido a
su incidencia. Si bien el torque por fricción posee un valor relativamente bajo,
99
el mismo se puede incrementar al producir fluidos con arena o si el
elastómero del estator comienza a endurecerse o hincharse.
Debemos calcular a cuantas RPM deberá girar el rotor (las varillas)
para poder calcular el torque requerido en superficie.
En el punto 3 se calculó el caudal teórico de la bomba, es decir
cuando volumen desplaza por día, por RPM:
C= 0.6912 [m3/d/RPM] C : cte volumétrica
Q [m3/d] = C * RPM * efic = eficiencia volumétrica
Para estimar la eficiencia volumétrica de la bomba analizaremos la
curva de test a 300 RPM que se aproxima al caudal que queremos producir.
Se puede observar que a la presión de 85 [kg/cm2] (la cual fue
calculada como contrapresión a la salida de la bomba), el caudal a 300 RPM
es de 180 [m3/d]. Por otro lado el caudal a 300 RPM y 0 [kg/cm2] es de ≈ 200
[m3/d].
Si consideramos este último como caudal al 100% de eficiencia
volumétrica, podríamos estimar la eficiencia en las condiciones reales de
operación:
efic [%] = 180 / 200 = 90 % (*)
Para determinar las RPM de operación estimadas:
RPM = Q[m3/d] / C / % efic/100
RPM ≈ 225 [m3/d] / 0.6912 [m3/dia/RPM] / 0.9
100
RPM ≈ 360
(*) consideramos que la eficiencia volumétrica a 360 RPM es igual que a 300
RPM. En la práctica se puede observar, analizando las curvas de test, que la
eficiencia volumétrica aumenta a medida que se incrementan las RPM
(manteniendo la presión constante)
Volviendo a la (ecu.1)
Torque = K * Hp / RPM K= 5252 para torque [lb*ft]
Torque [lb*ft]= 5252 * 45 [Hp] / 360
Torque = 656 [lb* ft] o 885 [N*m]
7- Cálculo de esfuerzos axiales
La carga axial que soportan las varillas de bombeo consta de dos
componentes principales.
a)- debido al peso de la varillas
b)- debido al efecto de la presión sobre la impulsión de la bomba.
a)- Debido al peso de varillas (F1)
Peso aproximado de varilla 1” ≈ 4.322 Kg/m
101
F1 = Longitud[m] * 4.322 Kg/m
F1 = 900 [m] * 4.322 [kg/m]
F1 ≈ 3890 [Kg]
b)- Debido a la presión sobre la bomba (presión diferencial) (F2)
Para calcular la carga axial debido a la presión sobre la bomba se debe
considerar el efecto de la presión sobre la proyección efectiva del rotor de la
bomba(*)
F2 = Presión total * Área efectiva
(*) llamamos proyección efectiva del rotor a la superficie proyectada del rotor,
menos la sección de la varilla de bombeo.
Área efectiva= Área proyectada del rotor – área de la varilla de bombeo
Por el catálogo de GEREMIA- Weatherford, el área efectiva para la bomba
14-40-2100 y varillas de 1” de diámetros:
área efectiva= 18,14 cm2
F2 = 85 [kg/cm2] * 18.14 [cm2]
F2 ≈ 1540 [kg]
F = 1540 + 3890 [kg]
F = 5430 [Kg]
102
8- Cálculo de tensiones combinadas
Para calcular las tensiones combinadas se debe tener conocimiento
de los componentes:
a) axial (tensión a la tracción) : σ
b) tangencial(tensión a la torsión) T
definiciones:
σ: tensión a la tracción = F /área de la barra
T: tensión a la torsión = M.Torsor / Wt
M.Torsor= Torque calculado = 656 [lbxft] = 90 [kgxm]
Wt: Módulo resistente polar = Jp / radio de barra
Jp: Momento de inercia polar = π*d^4/ 32 (para una barra cilíndrica maciza)
103
σ= 5430 [kg]/ 5.06 [cm2] = 1073 [kg/cm2]
Jp= 4.08 [cm4]
Wt= 3.21 [cm3]
T= 90 [kgxm]*100/ 3.21 [cm3]
T= 2803 [kg/cm2]
Tensión combinada ≈ 5700 [kg/cm2]
S = σ adm / σ calculado
σ adm varilla grado “D” = 6300 [Kg / cm2](tensión de escurrimiento)
9-Cálculo de estiramiento de las varillas
Una vez bajada la instalación de varillas de bombeo con el rotor se
debe ajustar la medida de dicha sarta para que el rotor trabaje dentro del
estator durante su operación.
104
Antes de la puesta en marcha, la columna de fluido entre el espacio
anular tubing-casing es igual a la columna de líquido que se encuentra en el
espacio anular varilla-tubing (fig 1). De esta forma no existe presión
diferencial en la bomba, por lo tanto las varillas de bombeo no se encuentran
sometidas a un estiramiento debido a la presión sobre el rotor.
Cuando la bomba comienza a producir, aumenta la columna de líquido
en el interior del tubing y se produce el descenso del nivel de fluido en el
anular casing-tubing (fig 2) hasta llegar a una condición de equilibrio dada
por el índice de potencial del reservorio. Este aumento en la carga axial en
las varillas me produce un estiramiento en la sarta de varillas de bombeo el
cual está regido por la Ley de Hooke.
Esta distancia, junto a la longitud del niple de paro se deberán tener en
cuenta ya que permite realizar el ajuste de medida en condiciones estáticas,
las cuales se modificarán y adaptaran en condiciones dinámicas.
105
CONCLUSIONES
Al culminar este trabajo, nosotros como equipo hemos podido llegar a las
siguientes conclusiones:
En el flujo en tuberías verticales el crudo viaja a través de la tubería
de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción causada
por el contacto con las paredes internas de la tubería, hasta que llega
al cabezal del pozo, cuando se trata de un crudo pesado el yacimiento
no tiene la energía necesaria para llevar los fluidos hasta superficie
por lo tanto hay que aplicar algún método de producción
especialmente diseñados para dicho crudo, cuando hablamos de flujo
en tuberías horizontales ocurre cuando sale del pozo, donde si hay un
106
reductor ocurre un cambio en la presión, luego de esto el crudo viaja a
través de las líneas de flujo hasta que llega a los múltiples de
producción después viaja al separador donde se le extrae una gran
parte del gas.
Con respecto a el método de bombeo electrosumergible, que consiste
en la utilización de una bomba de múltiples etapas con la finalidad de
desplazar grandes volúmenes de crudo económicamente y con una
alta eficiencia, este método es recomendable que se utilice en
yacimientos con un alto índice de productividad con la finalidad de no
secar el pozo, pozos profundos, baja presión de fondo y relación gas-
liquido, y debe presentarse una alta relación agua-petróleo. Este
método posee la desventaja que el cable es muy costoso además es
sensible a las temperaturas.
Al hacer referencia al bombeo mecánico, nos hace referencia al
método de producción más antiguo y más utilizado del mundo, tanto
así que se estima que alrededor del 80-90% del petróleo producido en
el mundo se realiza por este método, esto es debido a las múltiples
características que ofrece este método y al fácil mantenimiento e
instalación, además la robustez que ofrece permite que con una sola
unidad sea posible producir el pozo toda su vida, este método
funciona gracias a que la bomba de subsuelo posee un par de
válvulas las cuales permiten el proceso de llenado y descarga, en la
actualidad este es uno de los pocos métodos que permite la
producción de crudos de yacimientos sometidos a procesos de
inyección térmicos. Algunas desventajas que posee es que no puede
trabajar a grandes profundidades debido a que el peso de las varillas
ameritarían la utilización de unidades de superficie de bombeo muy
107
grandes, además la presencia de gas libre disminuye
significativamente la eficiencia de la bomba.
En cuanto al bombeo por cavidades progresivas BCP este método se
basa en una bomba de desplazamiento positivo la cual está formada
por un rotor metálico y un estator cuyo material generalmente es
elastómero, el funcionamiento de esta bomba se debe a que a medida
que el rotor se mueve dentro del estator se generan cavidades
idénticas y progresivas que se desplazan desde la succión hasta la
descarga de la bomba, actualmente se usa para producir crudos
viscosos debido a las propiedades de los elementos de esta bomba tal
es el caso que los pozos que se producen en la Faja Petrolífera del
Orinoco están completados con este método, este método presenta
una característica de que el crudo producido actúa como un
lubricante entre el rotor y el estator, un elemento muy sensible de esta
bomba es el elastómero el cual en presencia de gas libre y presencia
de crudos aromáticos tiende a cambiar sus propiedades, debido a
esto, este método ha experimentado un salto tecnológico como lo son
las bombas BCP metal-metal cuyo rotor y estator como su nombre lo
indica es metal, esta variante ha hecho que la BCP pueda ser utilizada
en pozos donde se produce crudo en caliente.
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BIBLIOGRAFIA
Para la realización del pasado trabajo hemos utilizado las siguientes páginas
web como material bibliográfico:
www.oilproduction.net/files/PCPump-handbook-2008V1.pdf (Información
revisada el 15/11/2013).
www.slideshare.net/willian-alexander/bombeo-por-cavidades-progresivas-
9043966 (Información revisada el 15/11/2013).
oilproduction.net/bombeoElectrosumergible.htm (Información revisada el
15/11/2013).
www.ing.unp.edu.ar/asignaturas/reservorios/practicas%20de%20Ingenieria
%20de%20Yacimientos%20Petroliferos%20-%20jose%20S.Rivera.pdf
(Información revisada el 15/11/2013).
109
www.Buenastareas.com/ensayos/Flujo-De-Fluidos-y-Mla-en/4487932.html
(Información revisada el 16/11/2013).
www.portaldelpetroleo.com/2012/07/bombeo-electrosumergible-diseño.html
(Información revisada el 16/11/2013).
www.slb.com/media/files/resources/oilfield_review/spanish02/win02/
p32_55.pdf (Información revisada el 17/11/2013).
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