Bombeo Mecanico Optimizacion Diagnostico y Operacion

7/30/2019 Bombeo Mecanico Optimizacion Diagnostico y Operacion

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Bombeo MecnicoOptimizacin, Diagnstico y Operacin

Dictado por:

Ing Hctor Partidas


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Programa de Adiestramiento 2003

INTRODUCCION

El bombeo mecnico convencional naci prcticamente a la par con la industriapetrolera cuando el Coronel Drake perfor su pozo en Pennsylvania en 1859.

En aquellos tiempos la perforacin se haca con herramientas de percusin. Lamecha se suspenda mediante una especie de balancn hecho con madera y sedejaba caer, ms o menos en la misma forma a como hoy dia se hincan lospilotes en una construccin.

Cuando el pozo mora, era ms facil usar el balancn de madera que habaquedado en el sitio para operar la bomba de sub-suelo. As naci el bombeomecnico convencional. Aunque hoy da ya no se usan cabillas ni balancines demadera y mucho menos mquinas a vapor, los componentes del mtodo son losmismos.

El balancn, smbolo del mtodo, todava se usa para convertir el movimiento

rotatorio del motor en reciprocante para impulsar la bomba.

Otro componente son las cabillas y el tercero, la bomba misma que todava usaun pistn, el barril y las vlvulas fija y viajera.

La evolucin de estos componentes, tanto en diseo como en materiales, latecnologa electrnica y el avance en las aplicaciones de anlisis y diseo, han

contribuido para que el bombeo mecnico convencional moderno haya dejado deser la Cenicienta de los Mtodos de Produccin reservado slo a los pozos quellegaban al final de su etapa productiva.

Por su larga historia, no es difcil pensar que este mtodo es el ms popular yusado en la industria petrolera a nivel mundial.

En Venezuela, para Diciembre del 2000, de los 15422 pozos activos,aproximadamente 6500 producan por este mtodo.

Ms an, hasta el presente es el nico mtodo capaz de manejar la produccinde los pozos de inyeccin a vapor.


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Ventajas

Gracias al desarrollo de simuladores, hoy en da es muy fcil el anlisis y diseode las instalaciones.

Puede ser usado prcticamente durante toda la vida productiva del pozo.

La capacidad de bombeo puede ser cambiada fcilmente para adaptarse a lasvariaciones del ndice de productividad, IPR.

Puede producir intermitentemente mediante el uso de temporizadores (POCs) ovariadores de frecuencia conectados a una red automatizada.

Los componentes son fcilmente intercambiables

Puede manejar la produccin de pozos con inyeccin a vapor.

Desventajas

Susceptible de presentar bloqueo por excesivo gas libre en la bomba.

En pozos desviados la friccin entre las cabillas y la tubera puede inducir afallas de material.

La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obtrusiva alambiente.

En sitios poblados puede ser peligrosa para las personas.

Cuando no se usan cabillas de fibra de vidrio, la profundidad puede ser unalimitacin.


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HERRAMIENTAS DE OPTIMIZACION

Hardware

o Dinammetro Analgico Digital Digital Inalmbrico

o

Detector de Nivel Dinmico Analgico Digital

o Controlador de Bombeo (POC)

o Variador de Frecuencia

Software

o Anlisis y Diagnstico

o Diseo

EL VALOR DEL DATO

No importa la cantidad de data tomada en el campo sino la Calidad.Gracias a ella podemos recuperar barriles que estaban perdidos.La Optimizacin es la forma ms barata de ganar produccin!

UN OPTIMIZTADOR ANONIMO.


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CONTROLADOR

DE BOMBEO


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PATENTE PARA BALANCIN

2002-HP


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2002-HP


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2002-HP


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GUAYA

GRAMPA

BRIDA

BARRA PULIDA

PRENSA-ESTOPAS

KEROTEST

LINEA DE FLUJO

CABEZAL TBG

CABEZAL CSG

CUELLO B.P

CSG SUP.

CSG PROD.

SARTA DE CABILLAS

SARTA DE TUBERIA

CONECTOR DEL BARRILCONECTOR DE CABILLAS

VALVULA VIAJERABARRIL

PISTON

PESCANTE VALVULA FIJA

CUELLO TBGNIPLE DE EXTENSION

CUELLO TBG

VALVULA FIJANIPLE DE ANCLAJE

CUELLO TBG

BASE DEL BALANCIN

CABEZOTE

VIGA VIAJERA (CAIMAN)LS 2714

BRAZOSPESAS

MANIVELA

MOTOR

PROTECTORDE CORREAS

EJEALTA

EJEBAJA

EJEINTERMEDIO


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2002-HP

INSTALACION CON

UNIDAD CENTRAL

DE POTENCIA


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BATERIA DE POZOS

2002-HP


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CONTROLADOR DE PUMP-OFF

2002-HP


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CAPITULO 1- EL YACIMIENTO

Las acumulaciones de gas y petrleo tienen lugar en celdas formadas portrampas estructurales o estratigrficas.

El yacimiento es la porcin de la trampa que contiene petrleo y/o gas formandoun sistema simple hidrulicamente interconectado. Cuando en esta interconexinco-existen grandes volmenes de rocas conteniendo agua, el sistema recibe elnombre de acufero.

El desplazamiento de los fludos del yacimiento hacia el pozo es gobernado porcuatro grandes mecanismos:

Expansin del fludo Desplazamiento natural o artificial Drenaje gravitacional Expulsin capilar

En muchos yacimientos los cuatro mecanismos pueden estar activossimultneamente aunque normalmente uno o dos de ellos son lospredominantes.

Por ejemplo, un yacimiento volumtrico (sin acufero) puede producirinicialmente por expansin de fludos pero cuando la presin original llega a

valores bastante bajos, el mecanismo predominante puede ser drenajegravitacional ayudado mediante un mtodo de levantamiento artificial.1

Este tipo de yacimiento es uno de los de mayor inters para los ingenieros deoptimizacin por levantamiento artificial y por tanto, es importante que seestudien bien los parmetros que intervienen en su caracterizacin.

Para disear cualquier sistema de levantamiento artificial en forma apropiada, es

necesario saber lo ms exactamente posible las ratas de produccin que elyacimiento puede aportar no slo en el tiempo presente sino tambin en elfuturo.

La falta de informacin en esta rea puede conducir al ingeniero produccin, por


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Cuando se perfora el pozo a su profundidad determinada, se crea unacomunicacin entre la superficie y el yacimiento.

Por otro lado, cuando el pozo se mantiene cerrado durante un tiempo, la presinen el fondo se iguala a la del yacimiento y por tanto, no hay aporte delyacimiento.

Una vez que se crea un diferencial de presin entre el yacimiento y el pozo, losfludos se mueven hacia el rea de menor presin (el fondo del pozo) a ratas quedependen de una serie de factores.

Aunque el factor predominante es el diferencial de presin (drawdown), hayotros que inciden en el proceso tales como propiedades del yacimiento(permeabilidad, porosidad, espesor de arena), propiedades de los fludos(viscosidad, densidad, gas, agua) y efectos de la completacin del pozo(caoneo, dao a la formacin).

INDICE DEL COMPORTAMIENTO DE INFLUJO (IPR)

Para entender el proceso del flujo de fludos desde el yacimiento al pozo, esnecesario estudiar los parmetros que gobiernan la relacin entre el diferencialde presin y la rata de aporte del yacimiento.

En 1856 Henry Darcy formul la ley que lleva su nombre y que establece:

la velocidad de un fludo homogneo a travs de un medio poroso esproporcional al gradiente de presin e inversamente proporcional a la viscosidaddel fludo.

En forma matemtica, v = - k/ * dp/ds [1.1]donde:

v es la velocidad aparente en cm/seg y es igual a q/A,

q es el caudal en cm3/seg yA es el rea aparente o total de la roca en cm2.

La viscosidad se expresa en centipoises y el gradiente de presin dp/ds enatmsferas/cm.


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Por otro lado, la ecuacin asume un patron linear de flujo y un medio porosohomogneo condiciones que son muy difciles de encontrar en la vida real.

Basado en la ley de Darcy se desarroll el concepto del Indice de Productividad,IP bajo las siguientes premisas:

flujo radial en las cercanas del pozo flujo unifsico de fludos distribucin homognea de la permeabilidad en la formacin la formacin esta 100% saturada con los fludos

Usando unidades de campo, la ecuacion queda2:

q = (.00708 kh)/Bln(re/rw) * (Pe Pwf) [1.2]donde:

q es el caudal en btpd, kes en md,

h es el espesor de la arena neta en pies,Bes el factor volumetrico de la formacion en bbl/STB,re es el radio de drenaje en pies yrw el radio del fondo del pozo en pies.

Pe es la presin de la formacin en el borde externo del rea de drenaje delpozo y es el valor que alcanza la presin de fondo (Pwf) cuando el pozo estcerrado.

Comnmente, se usa como sinnimo de la presin esttica Ps.Pwf, como se indic arriba, es la presin en el fondo del pozo cuando se haalcanzado un caudal (q) estabilizado.

En los pozos de bombeo mecnico, la Pwf se denomina Pbhp.

En la Eq. [2] la mayora de los parmetros son comunes para un pozo dado y por

tanto pueden ser agrupados en un coeficiente nico llamado Indice deProductividad (PI) o IPR constante.

La Eq. [2] puede expresarse entonces como:

PI (P P f) [1 3]


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Puede observarse que conociendo la presin esttica (Pe) del yacimiento y un

par de data (Pwf y q), es fcil construir el grfico para determinar la PI.

Si no se tiene un dato confiable de la Pe, es importante correr un build-up paratener una mejor idea de su valor.

PI

Pe

Presin

Caudal, q

AOFP

Esta forma grfica de la Eq. [1.3] solamente puede aplicarse al yacimiento cuyapresin fluyente sea mayor que la presin de burbujeo (Pb), es decir, todo el gas

est en solucin.

Sin embargo, la gran mayora de los pozos en los yacimientos maduros produceen condiciones donde la presin de fondo es menor que la de burbujeo y portanto, existe gas libre en la admisin de la bomba creandose un flujo bi-fsico.


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Vogel considera los casos donde la Pwf es menor que la Pb usando diferentes

propiedades de roca y fludos y diferenciales de presin.

Vogel encontr que para todas las corridas la forma de la curva IPR era la mismay public su ecuacin:

q/qmax = 1- Vo(Pwf/Pe) (1-Vo)(Pwf/Pe)2 [1.4]

siendoVo el llamado Nmero de Vogel y que en la mayora de los casos su valorha sido estimado en 0.2

Fetkovich demostr que los pozos de petrleo que producen por debajo de la Pby los pozos de gas exhiben curvas IPR muy similares y public, para cada par dedata, la ecuacin:

q = J(Pe2

Pwf2)n [1.5], donde:

n = (Logq1 Log q2)/Log(Pe2

Pwf2)2 Log(Pe

2-Pwf

2)1 [1.6]

n = inverso de la tangente m, y J es la interseccin del eje X

Este modelo se usa mucho cuando hay pruebas mltiples isocronales. Si se tieneuna sola prueba, se usa n = 1.

Wiggins ha propuesto un modelo tri-fsico a partir de Vogel donde, aparte delpetrleo y gas, toma en cuenta el agua.

Wiggins asigna valores del nmero de Vogel para el petrleo y agua de 0.52 y.72 respectivamente.

Entre los ltimos tres modelos mencionados, el ms usado es el de Vogel por susimplicidad.

Al igual que con la PI solamente necesita un set de datos para obtener la curva.


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Prueba 1 q = 290 btpd y Pwf = 730 lpc; %BSW = 10Prueba 2 q = 350 btpd y Pwf = 500 lpc; %BSW = 10

Para evitar una alta RGP se desea producir el pozo a Pwf no menor de 400 lpc.Usando los 4 modelos de IPR, cual seria su recomendacin?

PRESION OPTIMA DE FLUJO DE FONDO

El valor de este parmetro es quizas, el ms importante cuando se va a disearla instalacin para un pozo. Es obvio que mientras ms bajo sea, la produccinser mayor.

Pero esto no necesariamente indica que sea la mejor forma de producir elyacimiento y muchas veces caemos en el error de ver solamente un lado de lasituacin que es la produccin.

Lo ideal para un yacimiento es que se le haga una caracterizacin de la RGP vs.

Pwf y tener una referencia de los valores lmites para obtener la mejor eficienciadel equipo.

En el grfico se observa que existe un punto en este yacimiento por debajo delcual, la RGP aumenta considerablemente lo cual incidir negativamente en laeficiencia volumtrica de la bomba de sub-suelo.

Cul Pwf escogera usted para este yacimiento?


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NIVEL ESTATICO (NE)

El NE es la altura de la columna de fludos que balancea la presin delyacimiento en un pozo que produce por levantamiento artificial, es decir, un pozodonde el yacimiento no tiene suficiente energa para vencer las presines desdeel fondo hasta el separador de la estacin.

Cuando un pozo se interviene, hay una excelente oportunidad para capturar elNE no perturbado del pozo y poder calcular la presin pseudo-esttica.

Conociendo el gradiente de los fludos del pozo es fcil calcular esta presinluego de capturar el NE.

Se ha discutido mucho sobre cundo es el mejor momento para tomar el NE enun pozo intervenido. Es obvio que es ms representativo tomarlo antes demanipular la tubera.

Sin embargo, si se circula el pozo antes de manipular las cabillas o la tubera,segn sea el caso, el NE deja de ser realstico y se transforma en un nivelpseudo-esttico que no puede ser usado para los clculos.

Tambin se ha asomado la posibilidad de que se podra calcular el NE midiendo

los barriles que toma para llenarse antes de circular6.

El problema es que es difcil saber si la formacin est tomando o no mientras sellena o se circula y mucho menos calcular cuntos barriles se fueron alyacimiento.

De esto se desprende que una forma de detectar el NE es desasentar la bomba(o sacar el pistn del barril en las bombas T) antes de llenar para circular ydarle 1 hora al pozo para que se estabilize.

Por supuesto que todo esto hay que hacerlo despus de haber desahogado elpozo (anotando previamente la presin en ambos cabezales) y tener listas todaslas conexiones de seguridad.

Luego, sin circular, sacar las cabillas con la bomba (o el pistn) y anotar en qu


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La desventaja es que habra que replantear los procedimientos que obligan acircular todos los pozos, creando as una discrecionalidad que posiblemente no

sea aceptada.

Si esto no puede hacerse, entonces quedan dos alternativas:

1. Detectar el NE con el swabo antes de bajar la bomba o el pistn.Esta operacin aadira una hora aproximadamente al tiempo de taladro perola importancia de la informacin puede hacer que valga la pena.

2. Tomar el NE con el Echometer antes de la entrada del taladro.Esta alternativa es, posiblemente, la ms factible de aplicar.


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NIVEL DINAMICO (ND)

El Nivel Dinmico (ND) es la altura de los fludos en el anular del pozo una vezque la rata de produccin se ha estabilizado.

Se pueden distinguir tres escenarios en los pozos productores:

SUMERGENCIA (.La FOP esFOP)La FOP esFOP)

La FOP es l

A

GAS

GAS p

etrleo

+A

GUA+G

AS

B C

petrleo

+G

AS

petrleo+G

AS

GAS

GAS

GAS

GAS

petrleo

petrleo

petrleo

+A

GUA+G

AS

petrleo

+A

GUA+

GAS


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SUMERGENCIA (FOP)

La FOP es la altura de la columna de fludos en el anular cuya base es laprofundidad de la bomba (PID) y el tope es el ND.

La sumergencia es uno de los parmetros especialmente importante cuando seestudia o disea una instalacin.

La FOP es funcin de la PIP, la presin del cabezal del casing (CHP) y el

gradiente de los fludos en el anular, generalmente aceptado como el gradientedel crudo limpio.

Cuando existe un fludo bifsico en el anular, se debe tratar de reducirlo al valorde la fraccin de petrleo.

La PIP es funcin de la Pbhp, del gradiente de los fludos por debajo de la bomba

y la PID.

A menos que sea imposible por limitaciones del equipo de superficie disponible,la PID deber ser fijada a una profundidad no menor de 100 del tope delcolgador, si es el caso, o al menos 100 por encima del tope de las perforaciones.

Es aceptado generalmente que se use, para el fludo por debajo de la bombahasta las perforaciones, el gradiente ponderado del fludo (petrleo + agua)obtenido en la superficie.

En estas condiciones, la PIP depender slo de la Pbhp y ya se ha establecidoque este valor debe ser tomado de los estudios integrados en concordancia conel personal de yacimientos para asegurarse de la produccin eficiente delyacimiento.

Cuando se establece de esta manera el valor de la Pbhp, se fijan tambien losvalores del caudal y la PIP y no hay nada que pueda cambiarlos excepto si esconveniente para las operaciones.

Si las premisas precedentes son vlidas, surge la pregunta:E i t i ti d b b ?


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Por tanto, partiendo de las premisas expuestas, se necesita de una metodologapara determinar la PIP y por tanto la Pbhp en un pozo que ha estado ya

produciendo estabilizadamente.

Es decir, una de las tareas ms importantes del Optimizador es la de validar losdatos de diseo una vez que el pozo se estabiliza.

En la mayora de los pozos produciendo por bombeo mecnico, existe unacolumna bifsica petrleo-gas en el anular con cierta cantidad de gas producidopor este espacio.

Desde hace mucho tiempo se ha tratado de calcular la Pbhp sin tener querecurrir a los build-ups por su costo y produccin diferida.

Como se ha expuesto antes, la FOP es funcin de la PIP, el gradiente de losfludos del anular y el CHP.

Estando los dos primeros prcticamente determinados, quedara entonces que laFOP puede ser cambiada solamente por el valor del CHP.

En un pozo estabilizado, C.P Walker (1937) demostr que la Phbp esindependiente del CHP y patent un mtodo para calcular la Pbhp utilizandoregistros snicos.

McCoy, et al7

en 1997 concluy que el mtodo modificado de Walker de obtenerPbhp por extrapolacin de las presiones en el tope de una columna de gas ylquido previamente comprimida aumentando el CHP arrojaba resultadossatisfactorios en muchas intalaciones de pozos por bombeo mecnico.

GAS LIBRE EN LA ADMISION DE LA BOMBA

La eficiencia volumtrica (Veff) de las bombas en los pozos petroleros, seanreciprocantes, de cavidad progresiva o electrosumergibles es afectada por lacantidad de gas que deban manejar.

En principio, las bombas no estn hechas para manejar gas aunque puedenaceptarlo en mayor o menor cantidad dependiendo de la tecnologa que se use


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Una de las razones de peso para la estimacin de la Veff era la dificultad que

exista para hacer un clculo que pudiera servir como punto de partida parahacer el seguimiento de los cambios que se generan en el pozo durante su vidaproductora.

Muchos autores han escrito artculos sobre el particular, pero en 1985, Schmidt y

Doty8 publicaron un trabajo que ha ayudado mucho para el clculo del gas libre

en la admisin de la bomba y en el cual se basa esta seccin.

Es importante sealar que no entraremos en los clculos de Veff debido altiempo limitado del Taller, sino que revisaremos la idea de los autores.

Hay varios trabajos posteriores de distinguidos autores pero recomendamos uno

en especial que vale la pena leer9.

Un aspecto colateral de la Veff es la decisin de si se usa un ancla de gas y de

nuevo, la respuesta se basa, generalmente, en la tradicin, ms que laexperiencia.

BIBLIOGRAFIA:

1. Craft and Hawkins, Applied Petroleum Reservoir Engineering, Cap 1, byPrentice-Hall, Inc, 1959

2. Gbor Tackcs, Modern Sucker Rod Pumping, Cap 23. Vogel, J.V; Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells,SPE 1476, 19684. Fetkovich, M.J; The Isochronal Testing of Oil Wells, SPE 4529, 19735. Wiggins, M; Generalized IPR for 3-Phase Flow, SPE 25458, 19936. H. Partidas; Guias para la toma del Nivel Estatico, Reporte Interno dePDVSA, Dic. 2002

7. McCoy, Podio, Rowlan y Garrett; Acoustic Foam Depresin Tests, 19978. Z. Schmidt and D.R. Doty; System Analysis for Sucker Rod Pumping, SPE15426, 19859. A.F. Harun, M.G. Prado, J.C. Serrano and D.R. Doty; A Simple Model toPredict Natural Gas Separation Efficiency in Pumped Well, SPE 81826, 2002.

THP


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PE

TROLEO+A

GUA+G

AS

GAS

GAS

THP

CHP

PDPPIP

CHP = THP (AMBOS CONECTADOS)

PRO

FUNIDAD

Grad

ienteTubing

Gradien

teAnu

lar

PE

TROLE

O

+

GA

S

PE

TROLE

O

+

GA

S ND?

PDP

ND

En un pozo estabilizado, laPbhp es independiente delvalor del CHP.(C.P. Walker, 1936)

THP


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PE

TROLEO

+

AGUA+

GAS

GAS

GAS

CHP

PDPPIP

PRO

FUNIDAD

Grad

ienteTubing

Gradien

teAnular

PETR O

LEO

PETR

O

LEO

ND

PDP

THP CHP

Metodo Modificado deWalker.McCoy, et al (1987)

THPTHP CHP


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PE

TROLEO

+

AGUA+

GAS

GAS

GAS

CHP

PDPPIP

PRO

FUNIDAD

Grad

ienteTubing

GradienteAnu

lar

NDPDP

THP CHP


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2002-HP


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2002-HP

THPTHP = CHP (CONECTADOS)


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PE

TROLEO+A

GUA+

GAS

GAS

GAS

CHP

PDPPIP

PRO

FUNIDAD

Grad

ienteTubing

Gradien

teAnular

NDPDP

PIP =

Pbhp =

THP = CHP (CONECTADOS)



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PE

TROLEO

+

AGUA+

GAS

GAS

GAS

CHP

PDPPIP

PRO

FUNIDAD

Grad

ienteTubing

PETR O

LEO

PETR

O

LEO

ND

PDP

PIP =

Pbhp =


Gradien

teAnular



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PE

TROLEO

+

AGUA+

GAS

GAS

GAS

CHP

PDPPIP


PRO

FUNIDAD

Grad

ienteTubing

Gradien

teAnu

lar

PE

TROLE

O

+

GA

S

PE

TROLE

O

+

GA

S ND?

PDP

ND

PIP =

Pbhp =

THP = CHP = 0


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GA

S

GA

S

CHP

THP CHP 0

PRO

FUNIDAD Gradiente

Salmuera

NE NE =


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2002-HP

GRAFICO ADIMENSIONAL DE VOGEL


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GRAFICO ADIMENSIONAL DE VOGEL

2002-HP



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CAPITULO 2- EQUIPO DE SUB-SUELO

BOMBAS DE SUB-SUELO

Todas las bombas usadas hoy dia en el bombeo mecnico convencional son dedesplazamiento positivo y movimiento reciprocante.

Se cree que ya los chinos la usaban hace unos dos mil aos para sacar el aguade los pozos artesianos.

Aunque ha habido cambios sustanciales en los materiales, tcnicas detratamiento para metales y en algunas partes del diseo, el principio operativoprcticamente no ha variado.

Una bomba de sub-suelo consta de 5 partes principales:

barril o cmara (fijo o movible)

pistn o mbolo (movible o fijo)vlvula viajera contenida en el pistnvlvula fija contenida en el sistema de anclajesistema de anclaje inferior o superior

TIPOS DE BOMBA API

Bsicamente el API ha dividido las bombas de sub-suelo en:

Bombas de tubera (T) yBombas de cabillas o insertadas (R)

Bombas de Tubera (T):

En este tipo de bomba, el barril y el sistema de anclaje forman parte de la sarta

de produccin.

El pistn es luego bajado con la sarta de cabillas y puede o no llevar la vlvulafija dependiendo de la prctica que se tenga en el campo.



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g

En los ltimos tiempos se ha venido implementando la prctica de colocar la VFen la zapata para evitar la operacin descrita.

Esto ocasiona que cuando se baja la tubera se debe tener cuidado de manteneruna velocidad baja para evitar el efecto pistoneo y ocasionar dao a laformacin.

La mayor desventaja de esta bomba es que hay que hacer un viaje para sacar latubera cuando se necesita cambiarla.

Por otra parte, debido al arreglo del pescante de la VF, el espaciado (volmenmnimo entre la nariz del pistn y la VF) debe ser mayor a lo normal, lo que lahace menos eficiente en los pozos con interferencia por gas.

Bombas de Cabillas o Insertadas (R):

Estas bombas se corren como un todo con las cabillas y se asientan en el anclaje

previamente colocado en la tubera de produccin.

Debido a esta caractersticas son ms adaptables a las condiciones operacionalesque las de tubera en las cuales slo es posible usar anclaje inferior y el barrilsiempre es estacionario.

Las bombas tipo R pueden ser de barril estacionario o movible.

As mismo, pueden tener anclaje inferior o superior.

En base a estas alternativas, existen tres tipos de ensamblajes, cada uno de loscuales tiene una aplicacin especfica:

Barril estacionario y anclaje inferior (RWB, RHB) Barril estacionario y anclaje superior (RWA, RHA)

Barril viajero y anclaje inferior. (RWT, RHT)Otro tipo de divisin de las bombas se refiere al espesor del barril:

H para los barriles gruesos (aprox. de 3/16 a ) y se usai l t f did d 7000 d fl d



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Muchas de las empresas fabricantes han publicado guas para la escogencia delas bombas dependiendo de las condiciones de trabajo y del ambiente donde vana operar.Otras publican graficos para profundidades maximas de trabajo dependiendo delespesor de la pared del barril (RW, RH).

DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA (PD)

Basado en el 100% de eficiencia volumtrica, el desplazamiento de la bomba secalcula en base a la carrera del pistn:

PD = .1166 * Sp * N * Dp2 [2.1] donde:

Sp = carrera del pistn, pulg (calculado estticamente o determinadodinmicamente por el software de anlisis)N = velocidad de bombeo, SPMPd = dimetro del pistn, pulg

Clculo de la carrera del pistn (Sp)

Sp = S St Sr + Sot [2.2]

St = PID* Fo / (Awt * 2.5*106) [2.3]

Sr = Fo *(Li/Ai)/ (2.5*106

) [2.4]

Sot =PID2

* M *(1.4*10-6) [2.5]

Donde:S= Carrera Barra Pulida, pulgSp= Carrera neta del pistn, pulg

St= Alargamiento del tbg, pulgSr= Alargamiento hidrulico de las cabillas, pulgSot = Alargamiento dinmico de las cabillas, pulg

Awt= Area de la pared del tbg, pulg2

Li= Long. de cada seccin de cabillas, pies

2



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TOLERANCIA ENTRE EL PISTON Y EL BARRIL (FIT)

La eficiencia volumtrica de la bomba es afectada en buena parte por latolerancia entre el pistn y el barril, llamada normalmente fit y expresada enmilsimas de pulgadas con el signo () antepuesto.

El dimetro real del pistn es el ID del barril menos el fit pero normalmente esteltimo es despreciado en los clculos.

La escogencia del fit para un pistn depende de varios factores pero los msimportantes son:

viscosidad del crudo longitud del pistn friccin esperada en la bomba temperatura en la admisin de la bomba

Al tomar en cuenta las superficies metal-metal entre pistn y barril, se debedejar un espacio entre ambos para asegurar una adecuada lubricacin.

Por otra parte, mientras ms largo sea el pistn, mayor ser el fit que senecesita.

Generalmente no se recomiendan pistones con longitudes mayores a los 6 pies.

Sobre los 100F se debe aumentar el FIT en .001/100F

PERDIDAS POR ESCURRIMIENTO ENTRE PISTON Y BARRIL

En el estricto sentido de la palabra, el escurrimiento no es exactamente unaprdida, sino ms bien un recurso tomado de la produccin para la lubricacin

del pistn y el barril.

La rata de escurrimiento (SR) est intimamente ligada al fit del pistn y su valoroscila entre 0.5% y 2% del desplazamiento.

U l d l 0 5% di i di b l b i i t l i t



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Un clculo muy aproximado de la SR en bpd viene dada por:

SR = ((PDP-PIP) * Dp * FIT3

* FR) / ( * Lp * 1.2*10-5), [2.7]

donde:

PDP = presin de descarga de la bomba, lpcPIP = presin de admisin de la bomba, lpc

Dp = Dimetro del pistn, pulgFIT = tolerancia del pistn, milsimas de pulg

FR = llenado de la bomba, fraccin

= viscosidad absoluta, centipoisesLp = longitud del pistn, pies

PROBLEMA 1:

Se tiene un pozo con una bomba 30-275-THBF-30-2-0-20 a 3500. La sarta detubera es de 4-1/2 y la de cabillas es de1540 de 1 + 1960 de 7/8. La

viscosidad corregida del crudo es 514 cp y el llenado de la bomba es 85%.El balancn tiene una carrera de 120 con 6 SPM y la relacin R/P es .28La PDP es 1578 lpc y la PIP es 331 lpc.El peso de la sarta de cabillas es 8,831 lbs y el rea transversal de la pared de la

tubera es 3.6 pulg2.

Determine si la rata de escurrimiento es apropiada.En caso negativo, que accin (es) recomendara?

ESPACIADO DEL PISTON (SE)

El espaciado que se le da a la bomba de sub-suelo antes de arrancar el pozotiene como objeto neutralizar el efecto de elongacin del tren de cabillas. Esteefecto tiene dos causas principales: la carga esttica y la dinmica.

De las dos, la nica que puede ser cuantificada y corregida antes de arrancar elpozo es la elongacin por carga esttica.

El de carga dinmica puede ser simulado con los programas de diseo.



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Es obvio que Fo no puede actuar sino hasta que el pozo se arranque. Sinembargo, podemos simularlo en el pozo LLENANDO el tubing.

En pozos con niple perforado se deber llenar tubing y casing.

Tanto Fo como Wrf son fcilmente calculables.

Cuando la bomba R es armada en el taller se le deja un espaciado entre 1 y 2para evitar el contacto entre la nariz del pistn y la jaula de la vlvula fija.

Esto hace que se pueda tocar fondo sin temor a causar dao a los componentes.

A continuacin se detalla un instructivo para el espaciado de las bombas de sub-suelo el cual se activa una vez que se comienza a bajar la bomba tipo R o elpistn de la tipo T.

PROCEDIMIENTO PARA ESPACIADO DE LAS BOMBAS

Bajar lentamente hasta tocar fondo. Mantener el tubing lleno con el fludo detrabajo (FDC).

Si es una bomba R, anclarla de acuerdo a los pesos calculados.

Si es el conjunto pistn-VF de una T, maniobrar y soltar la VF.

Si la VF ha sido previamente colocada, ir al paso siguiente.

Con el tubing lleno, tocar suavemente sin perder peso, marcar y anotar elpeso en el MD. (Debe estar indicando aproximadamente el peso de la sarta en elfludo)

Espaciar de acuerdo a las instrucciones en el programa de Optimizacin.

En trminos generales, este espaciamiento se realiza para neutralizar las cargasdinmicas y est en el orden de 3 por cada 1000 de cabillas excepto en lasunidades de carrera extra-larga.



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TIPOS DE PISTONES

Metal-metal (lisos o acanalados)Usados en pozos profundos-ms eficientesEmpaque blando

Tipo copa para profundidad < 3000Tipo anillo para profundidad hasta 7000Combinacin Copa y Anillo

La longitud se calcula normalmente entre 6 y 12 por cada 1000.

Sin embargo, en pozos con crudos altamente viscosos, se debe tener en cuentaque mientras mayor sea la longitud del pistn, mayor ser la friccin generadaen la bomba y por tanto, las posibilidades de flotacin de la sarta de cabillas sonmayores.

BOLAS Y ASIENTOS

Pozos normalesAcero inoxidableFludos abrasivos

Bolas y asientos de cermica o CarbideAbrasin severa

Bolas de cermica en asientos de carbide

Doble bolas y asientos

LONGITUD DEL BARRIL

La longitud del barril debe ser calculada sumando la carrera mxima delbalancn, la longitud del pistn, el espaciado de la bomba y la longitud de las

jaulas de las vlvulas fija y viajera normalmente tomada como 12.

BOMBAS Y ACCESORIOS ESPECIALES (NO API)

Existe una gran variedad de bombas y accesorios para manejar situacionesespeciales de produccin.



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Cuando existen condiciones severas de interferencia de gas hay en el mercadodiversos tipos de accesorios tales como el Loc-No.

El golpe de fludos puede originarse por baja sumergencia pero tambin porinterferencia por gas.

En estos casos se han usado por mucho tiempo las bombas con vlvulasanulares. Ha habido mucha discusin sobre la conveniencia o no de usar lavlvula anular cuando se bombean crudos muy viscosos, pero en muchos

campos se siguen usando.

Ultimamente se ha venido usando un tipo de bomba de doble etapa con la barrahueca para manejar altos RGL sin el problema de la vlvula anular. Segun susfabricantes, la bomba puede ser capaz de manejar todo el gas en lasinstalaciones con niple perforado muy comunes en el Oriente de Venezuela.

Las principales caractersticas de la bomba son: una segunda vlvula viajera(reemplaza a la vlvula anular), la barra es hueca con orificios inferiores y unacmara sobre el pistn.

El resto de las partes es igual al de una bomba R con anclaje inferior.

Al inicio de la carrera ascendente la VV inferior est cerrada y soporta la cargade fludos. La VF se abre y los fludos del pozo entran al barril. A medida que

progresa la carrera ascendente, el pistn desplaza los fludos de la cmara y losobliga a pasar por los orificios de la barra hueca hacia la VV superior.

Durante este proceso la mezcla gas-lquido es comprimida debido a que elvolmen de la cmara es mucho mayor que el de la barra hueca. Este aumentode presin impide que el gas se libere y abre la VV superior mantenindola ashasta el final de la carrera ascendente.

Al comienzo de la carrera descendente, el volmen de la cmara aumentagenerando una cada de presin lo cual facilita que la VV inferior se abra y la VVsuperior se mantenga cerrada. La VF se cierra y el pistn desplaza los fludos delbarril hacia la cmara y la barra hueca.



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ESTADISTICAS PARA ANALISIS DE TIEMPO ENTRE FALLAS (TEF)

Es importante mantener estadsticas validadas sobre el comportamiento de las

bombas en el campo para tener mejores herramientas en la toma de decisionessobre las mejores alternativas para producir un determinado campo.

Estas estadsticas deben incluir parmetros operacionales tales comovelocidades, carreras, profundidades, caudal de produccin y tipo de tratamientotrmico de los materiales.

TRATAMIENTOS TERMICOS

INDUCCION:(DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 55)INDUCCION:Son susceptibles al stress.El material queda con tensiones residuales.Quedan endurecidos en ID y OD, lo cual disminuye su resistencia a la corrosin.Generalmente no son reutilizables.

CARBURIZACION:(DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 58)CARBURIZACION:Quedan endurecidos en ID y OD, lo cual lo hace menos resistente a la corrosin.La dureza no es uniforme a lo largo de su longitud.

NITRURACION:(DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 58)NITRURACION:Produce componentes duros de material sin tratamientos trmicos adicionales.La dureza decrece a menos de 45 HRC a 0.005 del ID.

CARBONITRURACION:(DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 63)CARBONITRURACION:La dureza OD es de 23 HRC, lo cual lo hace dctil para resistir los impactos.Se recomiendan en ambientes abrasivos ya que son muy resistentes a laabrasin.El endurecimiento es uniforme en ID.Son resistentes a la corrosin y al desgaste.

Son reutilizables.

CROMADO: (DUREZA PROMEDIO HRC EN ID = 67)CROMADO:Buena resistencia a la abrasin.El cromo es atacado con fluidos de PH < 7, como son: cidos, ambientes

i l d t d d di i t d i i



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LA SARTA DE CABILLAS (VARILLAS)

La sarta de cabillas es una parte vital del sistema de bombeo mecnico ya que es

la que conecta los componentes de fondo con los de superficie.

Aunque se ha includo en el equipo de fondo, realmente forma parte de ambos.

El comportamiento de la sarta de cabillas tiene un impacto directo en laeficiencia del sistema y sus fallas ocasionan la total paralizacin del sistema debombeo.

Por tanto, es indispensable un diseo apropiado de la sarta para asegurar lacontinuidad de la operacin y evitar prdidas de produccin y aumento decostos.

La sarta se construye conectando las cabillas individuales una por una hasta laprofundidad deseada de la bomba.

Aunque en los comienzos de la industria se usaban cabillas de madera, aprincipios del siglo pasado aparecieron las cabillas slidas de acero con extremosforjados para maquinar las roscas hembras o machos.

A travs del tiempo se han introducido innovaciones tales como el tratamientotrmico para resistir mejor la corrosin, nuevos diseos de los pines y elmoldeado a presin de las roscas en lugar de cortarlas.

Tambin se han comercializado las cabillas contnuas y huecas as como tambienlas de fibra de vidrio.

Dos problemas graves de las cabillas de acero son su peso y su debilidad frentea los ataques por fludos corrosivos.

Las cabillas se fabrican en dos longitudes: 25 y 30 mientras que los dimetrosvan desde 1/2 hasta 1-1/8 con incrementos de 1/8.

Cada pieza se termina con roscas machos en los extremos (pin) y luego se lecoloca a uno de ellos un cuello (caja) para ser conectados luego cuando se bajanl



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FUERZAS QUE ACTUAN SOBRE LAS CABILLAS

Es muy importante para el Optimizador entender cmo actuan las fuerzas en la

conexin de cada cabilla.

Las cargas durante el ciclo de bombeo son siempre de tensin causadas por elpeso de la sarta durante la carrera descendente y por el mismo peso ms el dela carga de fludos en la carrera ascendente.

Estas cargas tensionales adicionales tienen diferentes efectos en los esfuerzos a

los cuales estn sometidos tanto el pin como el cuello o caja.

Los esfuerzos en el pin son aditivos, es decir, siempre tienen el mismo sentidomientras que la parte superior del cuello est en compresin debido al torque deajuste.

Por tanto, es de esperarse que el torque apropiado durante las conexiones debeoriginar esfuerzos de compresin mayores que los mximos esfuerzostensionales esperados.

En las secciones inferiores del cuello la compresin va cediendo gradualmentehasta que alcanza el punto neutro y por debajo del cual, aparecen los esfuerzostensionales.

Estos son producto solamente de las cargas de fludos y alcanzan su mximo

valor en la seccion media del cuello.

De todo esto se desprende que el torque aplicado durante la bajada en el pozoes de suma importancia.

Sin embargo, en muchos casos, el torque de ajuste que se da en el pozo esdirectamente proporcional a la fuerza fsica del ajustador.

El torque apropiado tiene un papel muy importante en la prevencin de fallas enlas conexiones.

El torque se aplica generalmente usando llaves hidrulicas o neumticas pero losl d t d i fl j l i l d f l



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La mayor parte del torque es absorbido por la friccin entre las roscas macho yhembra de la conexin y en el rea de contacto entre el pin y el cuello.

Esto da como resultado que aproximadamente un 10% de la lectura del torqueen la llave es la que produce realmente el esfuerzo de pre-compresin necesarios

en el cuello1.

Esta es la razn por la cual el API recomienda el mtodo del desplazamientocircunferencial para una exacta determinacin de los niveles de esfuerzos en lasconexiones.

CABILLAS DE FIBRA DE VIDRIO

Las cabillas de acero tienen dos grandes desventajas: su gran peso y sususceptibilidad al ataque de fludos corrosivos.

Esto ocasion la bsqueda de materiales que pudieran adaptarse a las exigenciasmodernas del bombeo mecnico.

Las cabillas de fibra de vidrio fueron introducidas al mercado en 1977 aunquetodava no se usan en Venezuela.

La cabilla de fibra de vidrio consiste en un cuerpo plstico y dos conexiones deacero soldadas al cuerpo con una resina epxica.El cuerpo est compuesto por 1.5 millones de fibras de vidrio de 15 micrones deespesor que se mantienen juntas mediante una resina trmica.

Las cabillas de fibra de vidrio pueden tener entre 110,000 y 180,000 lpc deresistencia a la tensin (758 y 1241 Mpa) y comparadas con las de acero, sonaproximadamente un 25% ms resistentes aunque su peso es 1/3 de las deacero.

El mdulo de elasticidad vara entre 6.3 y 7.2x106 lpc (4.34 y 4.96x104 Mpa)

comparado con 30.5x106 lpc (21x104 Mpa) de las cabillas de acero.

Cuando estn sometidas a una fuerza axial pueden estirarse hasta cuatro veces



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Es importante notar que las cabillas de fibra de vidrio tienen una severalimitacin de temperatura y por otra parte, no soportan esfuerzos decompresin.

En cambio tiene numerosas ventajas, especialmente en lo que respecta a laproduccin debido a que, al usarse como sarta inferior, su alta capacidad dealargamiento genera una carrera en el pistn de la bomba generalmente mayorque la de la barra pulida en la superficie.

Por otro lado, las cargas y torques sern menores con la consiguiente reduccinde costos en la unidad de superficie y motor elctrico.

CABILLAS CONTINUAS (COROD)

Como se ha visto, la sarta con cabillas convencionales tiene una serie deproblemas relacionados principalmente con las conexiones las cuales sonprcticamente su punto dbil.

El uso de una sarta contnua (Corod) elimina en gran parte este problema yaumenta la vida til de las cabillas.

Las cabillas continuas estn hechas del mismo material que las cabillasconvencionales y pueden ser de corte elptico o redondo variando en tamaosdesde 11/16 a 20/16 con incrementos de 1/16.

Otras ventajas de las cabillas contnuas es que son algo ms livianas que las

convencionales y tienden a reducir la friccin con la tuberia de produccin.

La mayor desventaja, si obviamos el precio, es la necesidad de equiposespeciales para transporte y corrida en el pozo as como tambin deprocedimientos especiales de soldadura.

Las cabillas contnuas redondas se usan muy regularmente con las bombas decavidad progresiva porque eliminan la posibilidad del desenroscado que sucedecuando la bomba se para y el freno del motoreductor falla.

Las cabillas redondas vienen en carretos de 6,560 para las #6, de 8,520 paralas #4 y de 9840 para las #3.


SEGREGADORES O ANCLAS DE GAS


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SEGREGADORES O ANCLAS DE GAS

En la mayora de los pozos de levantamiento artificial, la presin fluyente est

por debajo de la de burbujeo (Pb) lo cual indica la presencia de gas libre acondiciones de presin y temperatura.

Las bombas, al contrario de los compresores, no estn diseadas para bombearel gas libre que normalmente existe a condiciones de admisin.

La eficiencia volumtrica puede ser afectada en forma muy significativa llegando,

en casos extremos, al llamado bloqueo por gas o gas lock.

El gas lock resulta cuando la vlvula viajera no abre en la carrera descendentedebido a que la presin en la cmara es mucho menor que la de descarga debidoal gas presente.

El parmetro ms importante para controlar la presencia de gas libre es lapresin de admisin (PIP) y resulta obvio pensar que mientras mayor sea la PIP,

menor ser la cantidad de gas libre2.

Si se pudiera colocar la bomba a una profundidad tal que la PIP fuera igual omayor que la Pb se podran entonces obtener eficiencias volumtricas bastantealtas ya que todo el gas presente en el crudo estara en solucin.

Sin embargo, esto no es muy fcil de lograr y se debe entonces optar por buscar

una forma de manejar el gas libre presente.

Los segregadores o anclas de gas pueden separar ambas fases por mtodosgravitacionales o centrfugos.

Estos ltimos se usan principalmente en los pozos con bombeo electrosumergibledebido a la alta velocidad rotacional.

En el bombeo mecnico convencional se usan exclusivamente los segregadoresgravitacionales por las caractersticas del sistema.

La fuerza de gravedad se usa para separar el gas del lquido.


En la mayora de la literatura sobre el diseo de las anclas de gas se ha tomado


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En la mayora de la literatura sobre el diseo de las anclas de gas se ha tomadocomo velocidad terminal de las burbujas de gas un valor de .5 pies por segundopara crudos de gravedad API > 30.

De acuerdo a pruebas realizadas por Campbell y Brimhall3, en un crudo con

gravedad API de 11 la velocidad terminal puede tener un valor de unos 0.25pies por segundo con tamaos de burbujas de unos .004 pies de radio.Usando estos valores el diseo se puede aproximar ms a la gran mayora de lospozos por bombeo con crudos medianos, pesados y extra pesados.

El xito del diseo depende en gran parte de que la velocidad con la cual elliquido baja sea menor que la velocidad terminal de las burbujas de gas.

La velocidad descendente del lquido va a depender de la rata de produccin ydel rea de paso ( rea quieta) del ancla de gas.

En trminos de eficiencia de separacin el arreglo ms eficiente usa al casingcomo segregador y puede o no llevar un tubo ranurado para permitir la entradadel lquido al rea quieta.

Este arreglo es llamado Ancla Natural y requiere que la bomba sea colocada pordebajo de las perforaciones del casing.

Luego del ancla natural, de nuevo en trminos de eficiencia, se encuentra elancla tipo obturador el cual tambin utiliza el espacio anular casing-tubera comoagente de separacin.

Un obturador especial se instala sobre las perforaciones con un tubo chimeneacomo nica comunicacin entre las zonas inferior y superior del obturador.

La boca del tubo chimenea debe quedar por encima del nivel dinmico en elanular. Este requerimiento complica el diseo y colocacin del ancla debido a la

incertidumbre que muchas veces se tiene sobre este valor.

Por otra parte, la succin de la bomba debe estar a la mayor profundidad posibledonde la presencia de burbujas de gas es menor.


Entre los arreglos menos eficientes se encuentra el ancla de gas tipo Poorman y


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Entre los arreglos menos eficientes se encuentra el ancla de gas tipo Poorman ysu variante la Gilbert o de copas siendo esta ltima ampliamente usada por susimplicidad.

Este tipo de ancla consiste de un tubo (tubo de barro) con perforaciones en laparte superior y con un tapn en la parte inferior.

Del anclaje de la bomba cuelga un tubo de menor dimetro (tubo de succin)que puede o no tener un tapn en parte inferior.De esta forma se crea un espacio anular (rea quieta) entre el tubo de barro y el

de succin.

Cuando el tubo de succin est taponado, se perforan huecos en la parte inferiorprxima al tapn para permitir al lquido pasar del rea quieta directamente a lasuccin de la bomba.

Las dimensiones del tubo de succin son de gran importancia para unaseparacin eficiente.

Desde hace mucho tiempo se han usado tubos de succin hechos con tubera deproduccin que ha sido desechada.

El dimetro usado por excelencia es 2-3/8 (ID= 1.992)

La longitud del tubo de succin se ha establecido desde hace mucho tiempo en

unos 20 pero este valor ha sido revisado en los ltimos tiempos especialmentepara crudos viscosos debido a que puede generar prdidas apreciables porfriccin con la sub-siguiente liberacin de gas adicional entrando a la bomba.

Se ha desarrollado un ancla de gas experimental especialmente diseada para

pozos con crudos medianos, pesados y extrapesados4.

El diseo toma en cuenta la variacin de la velocidad terminal de las burbujasdebido a la gravedad API, la mnima longitud del tubo de succin y orificiosovalados.

El cuerpo de 42 est cubierto por una malla especial para evitar la entrada de


DISEO DE UN ANCLA TIPO POORMAN


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DISEO DE UN ANCLA TIPO POORMAN

A continuacin se presenta el mtodo de Campbell y Brimhall3

ligeramente

modificado tomando el cuenta los factores volumtricos del crudo y agua acondiciones de admisin y adecuando los tamaos del tubo de succin paracrudos pesados.

1. Calcular el rea quieta mnima terica:

AMAt = .00935 * (qoBo+qwBw)/ (.0359*API.8065

) [2.9]

donde:

qo y qw son los caudales de petrleo y agua, bpdBo y Bwson los factores volumtricos del petrleo y agua,API es la gravedad API del petrleo

El dimetro del tubo de succin (Dip) depende del caudal:

Hasta 100 bbpd, usar dimetro de 1.66 OD Entre 100 y 200 bbpd, usar dimetro de 1.90 OD Mayor de 200 bbpd, usar dimetro de 2.375 OD

2. Calcular el rea ranurada del tubo de barro:

Af = 4*AMAt [2.10]

3. Calcular el nmero de ranuras de x 4:

NRan = 0.5 * Af [2.11]

4. Calcular el rea del tubo de barro:

TuB = AreaODip + AMAt [2.12]

Con esta rea se busca en la tabla de tuberas estndar la que sea igual oinmediatamente mayor (TuBf).


6 Calcular el volmen del rea quieta
http://c/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Prog%20Paralelo%20Oriente%202003/Hector%20Partidas/Text/BMCSHOPShop_EngsCAP%202TBG-SPECS.ppthttp://c/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Prog%20Paralelo%20Oriente%202003/Hector%20Partidas/Text/BMCSHOPShop_EngsCAP%202TBG-SPECS.ppt


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6. Calcular el volmen del rea quieta

Vaq= 1.6 * Dp2 * Sp* FR [2.14]

7. Calcular la longitud del tubo de succin

LDip = Vaq/(12*AMAf) [2.15]

La eficiencia del ancla es difcil de establecer y la mejor forma es probando elpozo y midiendo el gas en la estacin alternando cierres no mayores de 15

minutos del anular.

La diferencia entre el gas medido con el anular abierto y cerrado puede dar unaidea de cunto gas maneja la bomba y la eficiencia del ancla.

Es necesario recalcar que el sistema de medicion debe ser totalmente confiable.

Problema 2:

Una prueba al pozo del problema 1 result con 437 bbpd, 10% ASA y unagravedad de 11API.El Boes 1.046 y el Bwes 1.017.El casing del pozo es 7; 23#/pi con un ID = 5.921.

Se desea determinar la posibilidad de instalar un ancla de gas tipo Poorman.

El tubo de succin no llevar tapn inferior y el taller de tornos ha comunicadoque tiene fresas para ranuras de .

Necesitan urgente el nmero de ranuras para el tubo de barro y la longitud deltubo de succin.

BIBLIOGRAFIA:

1.- Takcs, Gbor; Modern Sucker Rod Pumping, Seccion 32 Z S h idt d D R D t S t A l i f S k R d P i SPE

TIPOS DE ANCLAJES


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CLASIFICACION API PARA BOMBAS DE SUB-SUELO


57/253

RWT

RHT

TWE

THETLE

RWB

RHB

RWA

RHA

3 TUBOS

NO API

TW

THTL

2002-HP

NOMENCLATURA API


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2525--175 R H T M 30175 R H T M 30--55--44--1010

DimDim.. TuberaTubera

DimDim.. PistnPistn

TipoTipo dede bombabomba

AnclajeAnclaje

BarrilBarrilAsientoAsiento

LongitudLongitud dede

extensionesextensiones (ft)(ft)

LongitudLongitud (ft)(ft)LongitudLongitud

PistnPistn (ft)(ft)

Fit del Pistn

2002-HP

DATA DE CABILLAS API


59/253

Incl Torque (1) 30' Rod 25' RodAPI cuello D Nueva Usadas Std Slim Fld Displ Fld Displ

Nom Diam. Peso/ft Area Er Area Flot. 1/64" 1/64" OD Cpl OD Cpl Bls/1000' Bls/1000'

1/2" 0.500 0.726 0.196 1.990E-06 0.213 14 105/8" 0.625 1.135 0.307 1.270E-06 0.334 17 14 1-1/2" 0.39 0.40

3/4" 0.750 1.634 0.442 8.830E-07 0.480 20 24 1-5/8" 0.57 0.57

7/8" 0.875 2.224 0.601 6.490E-07 0.654 23 32 1-13/16" 1-5/8" (2) 0.77 0.781" 1.000 2.904 0.785 4.970E-07 0.853 30 26 2-3/16" 2" (3) 1.01 1.02

1-1/8" 1.125 3.676 0.994 3.930E-07 1.080 39 35 2-3/8" 1.28 1.30

1-1/4" 1.250 4.538 1.227 3.180E-07 1.334 (2) para 2-3/8" tbg

(1) +/- 10% (3) para 2-7/8" tbg

2002-HP

CONJUNTO BIELA-MANIVELA


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2002-HP

ESQUEMA TIPICO DE BOMBA DE SUB-SUELO


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PistnPistn

Vlvula viajeraVlvula viajera

Vlvula fijaVlvula fija

BarrilBarril

AnclajeAnclaje2002-HP

CORRIDA DE CABILLAS COROD


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2002-HP

ESPECIFICACIONES DE CABILLAS CONTINUAS COROD

COROD # TAM GRADO TORQUE PESO/LB


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COROD # TAM. GRADO TORQUE PESO/LB

8 18/16 D - 3.387 17/16 D - 3.01

6 16/16 DE - 2.67

5 15/16 DE - 2.35

4 14/16 DS - 2.04

3 13/16 DSE - 1.76

2 12/16 D - 1.50

6R 16/16 D, DE 955 2.67

6R 16/16 SE 1,300 2.67

4R 14/16 D, DE 640 2.044R 14/16 SE 640 2.04

3R 13/16 D 500 1.76

D ACERO AL CARBONO; Ta = 115,000 lpc

DE Cr-Mo; Ta = 115,000 lpc

SE ALEACION ESPECIAL; Ta = 130,000 lpc

R REDONDO

2002-HP


64/253

2002-HP


65/253

2002-HP

ANCLA DE GAS AGAPITO


66/253

6

42

2 x 1.25

ANCLA DE GAS DE COPAS (GILBERT)


67/253

ANCLA DE GAS TIPO POORMAN


68/253

TUBO DE

BARRO

TUBO DESUCCION

ANCLAJE

TUBERIA DE

PRODUCCION

VALVULA

FIJA

NIPLE DE

ASIENTO

NIPLE

PERFORADO

ZONA QUIETA

ANCLA DE GAS TIPO OBTURADOR


69/253

CABILLAS

TUBERIA

CHIMENEA

BOMBA

CASING

OBTURADOR

NIVEL DE FLUIDO

ANCLA DE GAS TIPO OBTURADOR MODIFICADA


70/253

PROCESO DE SEPARACION DE GAS


71/253

GAS + LIQUIDO

TUBING

NIVEL DINAMICO

REGION III

REGION II

REGION I

GAS

CASING

AREA DEINTERES

FASEGASEOSA

FASELIQUIDA

BOMBA

ADMISION

FUENTE: BIN LIU, MODELING DOWNHOLE NATURAL SEPARATION USING BUBBLE TRACKING METHOD, TESIS 20022002-HP

GUIA PARA LAS BOMBAS API

CONDICIONES PID =PID=PID=


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2002-HP

HOYO DESVIADO RWA, RWB, TL RWA, RWB, TL RHA, RWB, TL RHB, TH

Qt > 1000 BPD TL, TH TL, TH TL, TH TL, TH

BAJA SUMERGENCIA RWA RWA, RWB RHA, RWB RHBPOCA ARENA RWA, RWT, TL RWA, RWT, TL RHA, RWT, TL RHB, RHT, TH

MUCHA ARENA RWA, RWT, TL RWA, RWT, TL RHA, RWT, TL RHB, RHT

CORROSION MEDIA RWA, RWB, RWT, TL RWA, RWB, RWT, TL RHA, RWB, RWT, TL RHB, RHT, THCORROSION H2S RWA, RWB, RWT, TL RWA, RWB, RTW, TL RWB, RWT, TL RHB, RHT

CORROSION C02 RWA, RWB, RWT, TL RWA, RWB, RTW, TL RHA, RWB, RWT, TL RHB, RHT, TH

ARENA Y CORROSION RWA, RWB, RWT, TL RWA, RWB, RTW, TL RHA, RWB, RWT, L RHBAR Y CORR SEVERAS RWA, RWT RWA, RWT, TL RHA, RWB, RWT, TL RHB

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BOMBAS HF CON

LOC-NO PLUNGER

BOMBAS HF CONBOMBAS HF CON

LOCLOC--NO PLUNGERNO PLUNGER


73/253

La vlvula viajera en el pistn Loc-No est conectada

directamente a la sarta de cabillaS y la superficie pulidadel pistn sube y baja libremente.

Abre mecnicamente al iniciarse la carrera descendentedel balancn lo cual permite que el gas y fludo paserpidamente a travs del pistn.

En la carrera ascendente el tapn hace sello con elasiento en el extremo del pistn y levanta el fludo.

Las superficies de sello del tapn y asiento son de unmaterial muy duro compuesto de: Stellite, Cromo,Tungsten y Cobalto. Muy resistentes al desgaste y a lacorrosin .

El xito de este diseo para manejarEl xito de este diseo para manejar interferenciasinterferencias porporgas y vapor, es debido a que la vlvula viajera abregas y vapor, es debido a que la vlvula viajera abremecnicamente y no por diferencial de presin como lasmecnicamente y no por diferencial de presin como lasbolas y asientos.bolas y asientos.

Cuello

Tuerca

Cabilla

Camisa

Tapon

2002-HP

PROCEDIMIENTO API PARA

APRETAR LAS CABILLAS

CON LA LLAVE DE TORQUE


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MARCAS

HECHAS

LUEGO DE

APRETARA MANO

DESPLAZAMIENTO

CIRCUNFERENCIAL

CON LA LLAVE DE

TORQUE

2002-HP
http://c/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Prog%20Paralelo%20Oriente%202003/Hector%20Partidas/Figures/CAP%202/API-RODS-DATA.ppthttp://c/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Prog%20Paralelo%20Oriente%202003/Hector%20Partidas/Figures/CAP%202/API-RODS-DATA.ppthttp://c/Documents%20and%20Settings/Administrador/Escritorio/Prog%20Paralelo%20Oriente%202003/Hector%20Partidas/Figures/CAP%202/API-RODS-DATA.ppt


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2002-HP


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2002-HP


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PATENTE

PARA

COROD

BOMBA PAMPABOMBA PAMPA.

El diseo es invertido al de la bomba


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CONVENCIONALCONVENCIONAL

PAMPAPAMPA

12 Barril 3

2 Pistn 12

convencional, el pistn es largo y el barril es corto.

Los extremos del pistn permanecen fuera delbarril en la carrera ascendente y descendente.

Tiene dos vlvulas viajeras, la del tope evita quepartculas o sedimentos entren a la bomba cuandoel pozo esta parado.

Especial para el manejo de pozos productores de

arena.

Evita falla de pistn trancado.

Tipos: Insertable 1-3/4 hasta 2-3/4

Tubera 1-3/4 hasta 4-3/4

2002-HP


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COMPRESION TENSION

COMPRESION

EN EL CUELLO

TENSION

EN EL PIN

MAXIMA TENSION

EN EL CUELLO

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BOMBA DE DOS ETAPAS Y BARRA HUECA


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VALVULA VIAJERA

SUPERIOR

BARRA HUECA

CAMARA

HUECOS

BARRIL

PISTON

VALVULA VIAJERA

INFERIOR

VALVULA FIJA

ESPECIFICACIONES DE BOMBAS DE SUB-SUELO


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BOMBAS API

Bomba R Bomba T Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL Max PL

Tubing ID Drift OD OD RWB RWA RLB RWT RLT RH TW TL TLE

1.900 1.610 1.516 1.250

2.375 1.995 1.901 1.760 1.750 1.000 1.500 1.250 1.500 1.250 1.250 1.780 1.750 1.750

2.875 2.441 2.347 2.260 2.250 2.000 1.750 2.000 1.750 1.750 2.250 2.250 2.250

3.500 2.992 2.867 2.760 2.750 2.500 2.250 2.500 2.250 2.250 2.750 2.750 2.750

4.500 3.958 3.833 3.750 3.760 2.750 2.750 2.750 3.750 3.750 3.750

BOMBAS API

Standard W Ancl W Ancl RHB RHB RWB RWB TH TH THO THO

Piston PL Area VF SV Area M F Espesor MPID Espesor MPID Espesor MPID Espesor MPID

1.060 0.882 0.500 0.196 1,000 0.125 11,000

1.250 1.227 0.578 0.262 1,000 0.188 13,350

1.500 1.767 0.656 0.338 600 1,200 0.188 11,5701.750 2.405 0.844 0.559 1,200 2,500 0.250 11,970 0.250 9,600

2.000 3.142 0.937 0.690 1,200 2,500 0.156 7,785 0.125 6,400 0.250 7,870

2.250 3.976 1.062 0.886 1,500 3,000 0.250 10,485 0.125 5,240 0.250 6,660

2.500 4.909 1.312 1.352 1,500 3,000

2.750 5.940 1.312 1.352 1,800 4,000 0.250 6,660

3.250 8.296 1.688 2.238 4,000 0.250 5,770

3.500 9.621 4,000

3.750 11.045 5,000 0.250 5,090

4.750 17.721 5,000 0.250 4,120

2002-HP


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2002-HP

CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS


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CAMPO A CAMPO B

Pres Act (Lpc) 1200 950

Porosidad (%) 30 30

Permeabilidad (D) 1-10 1-15

Espesor (Pies) 40 80

Gravedad (API) 7-16 8-10Viscosidad (cp) 50-2000 500-3500

Temperatura ( F) 135 135

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RHB, RHA

RWB, RWA


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1- BUJE DE LA BARRA

RWA


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2- BARRA

3- JAULA SUP. DEL PISTON

4- PISTON

5- JAULA INF. DEL PISTON

6- BOLA Y ASIENTO, VV

7- NARIZ DEL PISTON

8- GUIA DE LA BARRA

9- BUJE DEL ANCLAJE

10- BARRIL

11- JAULA DEL BARRIL

12- BOLA Y ASIENTO, VF

13- ASIENTO DEL BUJE

14- MANDRIL

ESPECIFICACIONES DE TUBERIAS DE PRODUCCION


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Cabillas Sinker Bar

EU Tbg Area de Espesor OD Cap. Min Max Max

Nom OD Peso/pie pared, Aw Pared ID Drift OD Area ID Area Cuello Bls/1000' Slim Cpl Max Diam.

3/4" 1.050 1.20 0.333 0.113 0.824 0.730 0.866 0.533 1.660 0.6603/4" 1.050 1.50 0.433 0.154 0.742 0.668 0.866 0.432 1.660 0.535

1" 1.315 1.80 0.494 0.133 1.049 0.955 1.358 0.864 1.900 1.069 1/2"

1-3/8" 1.660 2.40 0.669 0.140 1.380 1.286 2.164 1.496 2.200 1.850 5/8"

1-1/2" 1.900 2.90 0.799 0.145 1.610 1.516 2.835 2.036 2.500 2.518 5/8" 3/4"

2" 2.375 4.70 1.304 0.190 1.995 1.901 4.430 3.126 3.063 3.866 5/8" 3/4" 7/8" 1-1/2"

2-1/2" 2.875 6.50 1.812 0.217 2.441 2.347 6.492 4.680 3.668 5.788 3/4" 7/8" 1" 1-3/4"

3" 3.500 9.30 2.590 0.254 2.992 2.867 9.621 7.031 4.500 8.696 3/4" 1-1/8" 1-3/4"

3-1/2" 4.000 11.00 3.077 0.262 3.476 3.351 12.566 9.490 5.000 11.736 7/8" 2"

4" 4.500 12.75 3.600 0.271 3.958 3.833 15.904 12.304 5.563 15.217 7/8"

2002-HP


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CAPITULO 3 EQUIPO DE SUPERFICIE

UNIDAD DE BOMBEO

La unidad de bombeo llamada balancn caballito pumpa pumping jack y


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La unidad de bombeo llamada balancn, caballito, pumpa, pumping jack yltimamente AIB (Aparato Individual de Bombeo) convierte el movimientorotacional del motor (elctrico o de combustin interna) en movimiento recprocovertical requerido por la barra pulida.

Los primeros balancines se usaron aprovechando que el mecanismo de palancasempleado para perforar el pozo usualmente se dejaba en el sitio.

Unos tres meses antes del reventn del Barrosos 2, pozo descubridor del campocostanero Bolvar en Cabimas, ya se haba registrado la patente No. 1,428,866por J. R. Suman el 12 de Septiembre de 1922.

En 1925 W. C. Trout introdujo el primer balancn con contrapesas aunque yaanteriormente se haba tratado de aliviar al motor de la carga de las cabillas.

En los siguientes aos, estos diseos fueron mejorando y adecundose a lascrecientes necesidades de la industria y surgieron distintos arreglos de acuerdo alas condiciones operacionales prevalecientes pero todos se basaban en el mismoprincipio de palancas.

Asi, en el campo Cabimas (campo Costanero Bolivar) se conoci la llamadaCatalina que permita operar varios pozos con una sola central de fuerza.

Los balancines son estructuras muy fuertes y que aguantan muy bien las durascondiciones de trabajo. Toda la estructura debe ser colocada sobre una base deacero o concreto que asegure su estabilidad y alineamiento.

DESCRIPCION DE COMPONENTES

La Torre es el componente ms fuerte ya que debe soportar las cargas mayores.Puede tener tres o cuatro patas.

En el tope de la Torre est la Silla o pivote del Caimn o viga viajera. El Caimnd b t l f d fl i t l


Si no hay una buena alineacin longitudinal, la guaya se puede ir rompiendopoco a poco con el roce de la pestaa del Cabezote y ocasionar un accidente yque el pozo se pare.

Si la desalineacin es muy severa el prensa-estopas y la barra pulida se daarn


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Si la desalineacin es muy severa, el prensa-estopas y la barra pulida se daarny ocasionarn derrames.

La mejor forma de chequear la alineacin longitudinal es colocndose a unos 20metros detras del balancn y observar si el centro del Caimn est centralizadocon la barra pulida.

En el extremo del Caimn del lado del pozo est el Cabezote que a travs de laGuaya y Brida mueven la barra pulida.

El Cabezote es curvado en su parte delantera para asegurar que solamentetoque la barra pulida cuando est horizontal.

Al igual que el Caimn, el Cabezote es la referencia para la alineacin vertical del

balancn.

Esta alineacin controla la distancia entre el balancn y el cabezal del pozo.

Se debe poner especial atencin a este punto porque si no hay una buenaalineacin vertical, el Cabezote puede inducir un doblamiento en la barra pulida.

En el extremo opuesto del Caimn est la barra ecualizadora o Equalizador lacual est unida al Caimn por la Pelota que es un conjunto de cojinetes quetransmite el movimiento oscilatorio.

En algunos modelos no existe la Pelota sino que el movimiento oscilatorio seefecta con doble conjunto de cojinetes en ambos extremos del Ecualizadorconectados a los Brazos.

Los brazos conectan al Ecualizador con la manivela mediante los Pines quetransforman el movimiento rotatorio de la Manivela en oscilatorio en el Caimn.

La Manivela, a su vez, est conectada al Eje de Baja de la Caja de Engranajes la


En la Manivela estn las Pesas o Contrapesas las cuales van montadas sobrerieles para facilitar su desplazamiento para efectos del balanceo de la unidad.

Las Cajas de Engranajes pueden ser de Simple o Doble reduccin, siendo estasltimas las de mayor uso La lubricacin es por salpicadura y cuando la velocidad


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ltimas las de mayor uso. La lubricacin es por salpicadura y cuando la velocidades menor de 5 SPM es recomendable instalar un set de lubricacin forzada.

El balancn es un mecanismo que requiere poco mantenimiento para el trabajoque realiza y como todo aparato de grandes dimensiones, hay que moversealrededor de l con mucho cuidado y no confiar en los frenos ni en el suiche delpanel.

TIPOS DE UNIDADES

Las unidades de bombeo han sido divididas por el grupo de palanca al cualpertenecen en:

Convencionales o Clase I

Geometra avanzada o Clase III

Los Convencionales (Clase I) tienen el pivote entre la carga del pozo y lageneracin de torque y halan a la barra pulida.

Por su parte, los de Geometra avanzada (Clase III) tienen la generacin detorque entre el pivote y la carga del pozo y empujan a la barra pulida.

El modelo convencional es el ms antiguo y usado en la industria cuyos orgenesse basan en los aparatos usados para perforar los pozos.

La rotacin de la manivela puede ser en ambas direcciones.

Los modelos de geometra avanzada tienen dos variantes: el de balanceoneumtico y el Unitorque.

El de balanceo neumtico usa la presin dentro de un cilindro para generar elcontrapeso requerido por la carga del pozo.

S l t li i l t ti l d t j d


Requieren un mayor mantenimiento pero eliminan el peligro de manipular piezasmuy pesadas al balancearlos.

La rotacin de la manivela puede ser en ambas direcciones.


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El Mark II o Unitorque se introdujo a principio de los aos 60 con surevolucionario diseo que requera menos energa que uno convencional paralevantar la misma carga de fludos.

Las contrapesas estn colocadas en una manivela de doble brazos separados yopuestos a la manivela de los pines con un ngulo de desfase que oscila entre 19

y 28.

Este desfasamiento hace que el torque de las pesas se atrase respecto al de lacarga de fludos al comienzo de la carrera ascendente y que se adelante alcomienzo de la descendente.

El Mark II, debido al desfase angular, es ms rpido en la carrera descendente loque se traduce en mayor aceleracin y menores cargas mnimas en la barrapulida.

En crudos viscosos, esta caracterstica debe ser tomada en cuenta para evitarvelocidades que puedan generar flotacin de la sarta de cabillas.

Por otra parte, el hecho de tener una manivela de dos brazos crea unasituacin de riesgo para el personal que est trabajando con el

balancn en movimiento.

En el resto de los balancines las pesas y manivela estn en un solo brazo, lo cualhace que el personal se descuide una vez que el conjunto manivela-pesas pasacerca de l porque sabe que tardar un ciclo completo en volver a pasar por all.

La manivela del Mark II tiene dos brazos opuestos (el que tiene las pesas es ms

largo que el los pines) y por tanto pasa dos veces por el mismo sitio en unsolo ciclo.

Esta situacin debe ser tomada muy en cuenta especialmente por los operadorest di l ti t i i l i


Aunque la manivela tiene tambin un ngulo de desfase entre -9 y -12, ambosestn en el mismo brazo.

La manivela del Torqmaster gira slo en sentido horario.


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La descripcin de los modelos se basa en un cdigo que el API ha implementadopara su mejor reconocimiento.

En el campo, la identificacin se realiza con el observador colocado al costado dela unidad con el cabezal del pozo a su derecha.En esta posicin se reportara lo siguiente:

Clase: A, C, M, TM, R Rotacin: sentido horario o antihorario Nmero de Identificacin de las Manivelas Nmero de Identificacin y Posicion de las Pesas

Hay dos formas de reportar la posicin de las pesas de acuerdo a la marca de launidad:

Midiendo desde el extremo de la pesa hasta la punta de la manivela en losbalancines:

Ampscot, Lufkin, Legrand, Thomassen, SEM, Darco

Reportando la posicin de la flecha de la pesa en los balancines:

American, Parkersburgh

UNIDADES DE CARRERA EXTRA-LARGA

La unidad cuya carrera mxima sea superior a 216 se denomina de carreraextra-larga y por lo general su velocidad est limitada a no ms de 5 SPM.

En este grupo hay dos unidades con distintos mecanismos de contrapesas:Rotaflex y DynaPump.

ROTAFLEX


Es parecido a cuando alguien intenta levantar un peso: mientras ms cerca estdel peso, menos esfuerzo ser requerido para levantarlo.

El Rotaflex cumple casi a la perfeccin con la situacion ideal para bombeomecnico: carrera larga y baja velocidad. Esta combinacin asegura un mejor


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g y j g jllenado de la bomba y cargas parsitas muy bajas (aceleracin, friccin mecnicay viscosa) y por eso, la carta de superficie de una instalacion con Rotaflex es casiparecida a la ideal.

Los fabricantes aseguran que los requerimientos de torque del Rotaflex puedeser hasta un 80% ms bajo que los de una unidad Convencional.

En una simulacin se obtuvo lo siguiente:

Datos del pozo:Bomba: 25-225-TH-F-30-4-0-10 anclada a 5147.Se desea una produccin de 500 bbpd y se usaron las siguientes unidades amodo de comparacin:

Rotaflex 901SL, Cdigo API R-228-360-288 @ 3.5 SPM Lufkin Mark II, Cdigo API M-1280-427-216 @ 5.0 SPM

Q Torque kw-h/d HP(bbpd) (pulg-lbs)

Rotaflex 487 187 787 60Mark II 493 1,187 988 75

Otra ventaja del Rotaflex es la facilidad para balancearlo ya que esta operacinconsiste simplemente en quitar o agregar bloques a la caja de contrapesas.

El principio de contrapeso opera muy similar al usado en los ascensores oelevadores.

De nuevo, hay que tomar todas las medidas de seguridad porque se trata demanipular objetos muy pesados.

El mantenimiento es muy bajo por ser una unidad con menos partes movibles.


DYNAPUMP

El Dynapump tambin puede ser catalogado como Clase I con la diferencia que

el sistema operativo es hidrulico.


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El DynaPump est constituido de dos componentes bsicos:

La Unidad Motriz y La Unidad de Bombeo.

La Unidad Motriz es el centro de control, el cual provee la capacidad de convertirla energa elctrica en energa hidrulica y de controlar la carrera de la bombapor medio de computadoras, segn sea necesario, para proveer una ptimaeficiencia de bombeo.

La Unidad de Bombeo es un elevador de carrera larga, activado hidrulicamente,que se conecta a la barra pulida.

Est compuesta de un cilindro hidrulico de tres cmaras, de diseo patentado,una base estructural para servicio pesado, dos contenedores grandes que tienengas nitrgeno bajo presin y un mecanismo de elevacin, compuesto por poleasy cables, que duplican la longitud de la carrera de la barra pulida as como suvelocidad, con relacin al cilindro.

Un sistema accionado por gas nitrgeno, est conectado a una de las cmaras

de subida del cilindro y acta como un mecanismo de contrapeso paracontrarrestar el peso de las varillas y una porcin de la carga del fluido.

El contrapeso se puede ajustar mediante el simple ajuste de la presin del gasen los cilindros de almacenamiento. La direccin y la velocidad de la bomba secontrola entonces enviando fluido hidrulico, bien a la cmara superior comoinferior del cilindro.

Dado que la unidad est controlada por computadores, los lmites de velocidad yde carrera se pueden establecer independientemente, permitiendo por lo tanto,carreras rpidas hacia arriba y carreras ms lentas hacia abajo o viceversa.


DESBALANCE ESTRUCTURAL (SU)

Las unidades de bombeo poseen un desbalance estructural que incide en los

clculos que se hagan para determinar el torque generado por la carga de


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fludos.

Normalmente este valor es publicado por los fabricantes.

El SU es la fuerza a ejercer en la barra pulida para llevar el Caimn a la posicinhorizontal.

Esta fuerza se determina desconectando los brazos de los pines y la guaya de labarra pulida.

Si el Cabezote se mueve hacia abajo esto significa que es ms pesado del ladodel pozo y la fuerza a ejercer tendr un signo negativo porque el sentido eshacia arriba.

Todos los Mark II tienen un SU negativo.

Si el Cabezote se mueve hacia arriba significa que es ms pesado del ladoopuesto al pozo y la fuerza a ejercer ser positiva porque el sentido es haciaabajo.

Las unidades Convencionales y los Torqmaster pueden tener un SU negativo,

positivo o cero.

En las unidades de balanceo neumtico, el SU no tiene signo sino que refleja lapresin en el cilindro necesaria para mantener al Caimn horizontal

CINEMATICA DE LAS UNIDADES DE BOMBEO

Las potencia que necesita el balancn durante el ciclo de bombeo es muyirregular: durante la carrera ascendente necesita la mayor potencia mientras queen la descendente la necesidad de potencia es prcticamente cero.

S d b t l t i l l l t i


Uno de los primeros modelos usado fu introducido por Mills1

con el concepto deque el movimiento de la barra pulida era armnico simple y que se podamodelar como un punto que se mueve en la proyeccin vertical de lacircunferencia.


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Para los efectos de este Taller se usar este modelo.

Posteriormente Gray2

introdujo el concepto de las cuatro palancas para calcularla cinemtica exacta.

Takacs3

hace una excelente derivacin de las frmulas usadas.

COMPORTAMIENTO DE LAS UNIDADES

Para este Taller se muestra una comparacin entre los modelos ms usados:Convencional y Mark II.

Se escogi una unidad 320-256-120 para cada uno de los modelos obtenindose

las siguientes grficas:

Velocidad de la BP vs. ngulo de la manivela Velocidad de la BP vs. PRP PRP vs. ngulo de la manivela

Las diferencias observadas explican las ventajas de la geometra avanzada sobrela convencional, al menos, en estos parmetros de anlisis y diseo.

MOTORES

Aunque al principio se usaron motores a vapor, muy pronto se extendi el uso demotores elctricos y de combustin interna.

MOTORES ELECTRICOS

La mayora de las instalaciones de bombeo mecnico hoy dia son movidas pormotores elctricos debido a su bajo costo relativo, facilidad para cambiarlos ypara automatizarlos.


Asi se tiene que durante la carrera ascendente se le impone al motor una cargamxima, mientras que en la descendente el motor puede actuar prcticamentecomo un generador.

Una variable muy importante en la seleccin del motor es el Factor Cclico de


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Una variable muy importante en la seleccin del motor es el Factor Cclico deCarga (CLF) que indica la variacin en las cargas a las cuales est sujeta elmotor.

Matemticamente el CLF puede ser expresado como:

CLF = I2

/ I prom. [3.1] donde:

I = lectura de corriente instantneaI prom = promedio de las lecturas de la corriente

Un valor de 1 significa que el motor est trabajando bajo una carga constante.

Lufkin ha publicado valores de CLF para motores Nema D de 1.375 en unidadesConvencionales y Neumticas y de 1.1 en unidades Mark II.

Los motores de induccin desarrollan un campo magntico rotatorio en el estatorque gira a la velocidad iscrona del motor (1200 rpm).

Este campo magntico induce otro en el rotor del motor y la resultante entreambos campos produce el torque que hace girar al eje del motor.

Cuando el motor est bajo carga su velocidad es generalmente menor que laiscrona.

Esta diferencia de velocidades se conoce como Deslizamiento del motor (Nsl) yse expresa como % de la velocidad iscrona.

Nsl = (Ns Nn)/Ns * 100 [3.2] donde:

Ns = velocidad iscrona, rpmNn = velocidad a carga total (nominal), rpm


El porcentaje de variacin de velocidad viene dado por:

Nvar = (Nmax Nmin)/Nmax * 100 [3.3] donde:

Nmax = velocidad mxima, rpmNmin = velocidad mnima rpm


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Nmin = velocidad mnima, rpm

Un motor de bajo deslizamiento tiene un bajo rango de variacin de velocidad yconsumir bastante corriente cuando aumente la carga porque tiende amantener su velocidad.

Por otra parte, un motor de alto deslizamiento tiene un rango alto de variacinde velocidad y por tanto, no consume tanta corriente cuando aumente la cargaporque puede reducir la velocidad.

Esto se traduce en menores cargas y torques requeridos con el consiguienteahorro en energa.

NEMA ha clasificado los motores como B, C y D:

NEMA B: deslizamiento < 3% y torque de arranque max 175% NEMA C: deslizamiento < 5% y torque de arranque max 250% NEMA D: deslizamiento entre 5-8% y torque de arranque mximo de 275%.

El NEMA D es el motor ms utilizado en la industria.

Durham y Lockerd4 hacen las siguientes recomendaciones:

La mejor eficiencia es cuando el motor opera entre 40-50% de su capacidad deplaca. La lectura del ampermetro no debe exceder de 1.75 veces el valor nominal dela corriente del motor El HP del motor debe ser 2.5 veces el HP en la barra pulida.

MOTORES DE COMBUSTION INTERNA

Los motores de Combustin Interna (CI) normalmente usan el gas del mismo


Los motores CI se clasifican en dos grandes categoras:

Baja velocidad con rangos entre 200 y 800 rpm Alta velocidad con rangos entre 750 y 2000 rpm

Los motores de baja velocidad pueden ser de 2 o 3 ciclos con uno o ms


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Los motores de baja velocidad pueden ser de 2 o 3 ciclos con uno o mscilindros siendo el de 2 ciclos monocilndrico el ms usado.

Los motores de alta velocidad son generalmente de 4 ciclos y usan diesel enlugar de gas.

Debido a la mayor velocidad, los torques son menores que los desarrollados porlos de baja velocidad.

COMPONENTES DE SUPERFICIE

Los componentes principales del cabezal del pozo son:

La Barra Pulida El Prensa-Estopas Vlvula Preventora del Prensa-Estopas (Ratigan)

La Barra Pulida es una pieza slida de acero que se mueve dentro de la tubera yes la que soporta la mayor carga del sistema de all que su correcta seleccin esmuy importante para el Optimizador.

Su superficie es pulida para lograr un perfecto sello con las gomas del prensa-estopas y cuando se deteriora debe ser cambiada o usar una camisa especialpara ella.

El Prensa-estopas va instalado sobre la T de bombeo o sobre la BOP del Prensa-estopas (Ratigan) cuando sta es usada.

La misin del Prensa-estopas es impedir que los fludos del pozo se derramen enla superficie por el movimiento de la Barra Pulida.

El sellado entre el Prensa-estopas y la Barra Pulida se realiza apretando la partei l h l d t f d t t


Ultimamente se han diseado Prensa-estopas especiales para recoger el crudoque pueda salir y almacenarlo en un envase.

Otros diseos, como el Auto-Pax se ajustan automticamente lo cual ayuda aprevenir los derrames.


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prevenir los derrames.

La Vlvula Preventora para la Barra Pulida, tambin llamada Ratigan (es la marcams utilizada) sirve, como su nombre lo indica, para prevenir cualquier situacinfuera de control en caso de pa

Bombeo Mecanico Optimizacion Diagnostico y Operacion

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