II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
“ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
EN EL POZO LIBERTADOR 123 DEL CAMPO LIBERTADOR
PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL PERÍODO 2010”
TESIS DE GRADO
Previa la obtención del título de:
TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
AUTOR:
JULIO ALBERTO SÁNCHEZ DÁVILA
DIRECTOR:
PATRICIO JARAMILLO, ING.MSC
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor JULIO ALBERTO SÁNCHEZ DÁVILA
Julio Alberto Sánchez Dávila
IV
Quito, DM, Abril del 2011
Sr.Ing.MBA.MSc.
Jorge Viteri Moya DECANO
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
Presente:
De mi consideración:
Me permito informarle que la tesis “ESTUDIO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET EN EL POZO LIBERTADOR 123 DEL CAMPO LIBERTADOR PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL PERÍODO 2010”, realizada por el señor JULIO ALBERTO SÁNCHEZ DÁVILA, previa a la obtención del título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS, ha sido concluida bajo mi dirección y tutoría siguiendo la normativa institucional vigente, por lo que solicito el tramite subsiguiente.
Por la atención a la presente, le anticipo mi agradecimiento.
Atentamente,
VI
AGRADECIMIENTO
Primeramente empezar con agradecer a Dios por mostrarme el camino que seguiré en esta próxima etapa que se avecina en mi vida. De forma muy sincera y con cariño a mi madre Judith B. Dávila O., a mi padre Miguel E. Sánchez C., a mis hermanos, y a mi familia que sin duda al contar con su amor y apoyo incondicional fueron los grandes artífices de este paso que he dado en mi vida.
DEDICATORIA
Dedico esta tesis a mis queridos padres Judith B. Dávila O., y Miguel E. Sánchez C., que oportunamente con dedicación y esmero supieron confiar en mí y darme su apoyo para poder lograr el presente objetivo, a mis hermanos Miguel y Davis S. que siempre los tengo presentes en los aspectos importantes y decisiones de mi vida. Además dedicar este trabajo al resto de mi familia, amigos y demás personas que de una u otra forma incidieron para que culmine esta primera etapa de mi formación profesional.
VIII
ÍNDICE GENERAL
Carátula II
Declaración III
Certificación IV Carta de la empresa V Agradecimiento VI
Dedicatoria VII
Índice general VIII Índice de contenidos IX Índice figuras XVI
Índice tablas XVI
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I 1
1. Introducción 1
1.1.El problema 1
1.1.1 Síntomas 2
1.1.2 Causas 2
1.2.Objetivo General 2
1.3.Objetivos Específicos 2
1.4.Justificación 3
1.5 Idea a defender 3
1.5.Identificación de variables 4
15.1 Variables independientes 4
1.5.2 Variables dependientes 4
1.5.3 Variables intervinientes 4
1.6.Marco referencial CAPÍTULO II 6
2. Descripción del Bombeo Hidráulico. 6
2.1.Sistemas de Operación. 8
2.1.1 Sistema de fluido motriz abierto. 8
2.1.2 Sistema de fluido motriz cerrado. 10
2.2.Tipos de sistemas de subsuelo. 12
2.2.1 Sistema de Bomba Libre 12
2.2.2 Sistema de Bomba Fija 13
2.3.Principales herramientas de completación de fondo 15
2.3.1 Tubería de producción 16
2.3.2 Tubería de revestimiento 16
2.3.3 Cavidad 16
X
2.3.4 Aisladores de zonas (packer) 18
2.3.5 Camisas (sliding sleeve) 18
2.3.6 Válvula de pie (standing valve) 19
2.3.6.1Aplicaciones 20
2.3.7 Separation tool 21
2.3.7.1 Características y ventajas 21
2.3.8 No - go nipple 21
2.3.9 Cabezal del pozo 22
2.3.10 Válvula de control de pozo (4 vías) 25
2.4 Válvulas de control de flujo 28
2.4.1 Lubricador 29
2.4.2 Líneas 30
2.4.2.1Tubería de alta presión 30
2.4.2.2 Tubería de baja presión 29
2.4.3 Válvula de paso 29
2.4.3.1Válvulas Mariposa 30
2.4.3.2Válvulas de Tipo Block 30
2.4.4 Turbina de Caudal 30
2.4.5 Cuenta Barriles 31
2.5 Principales equipos de superficie 31
2.5.1 Válvula Check 31
2.5.2 Válvula para control de oleaje 31
2.5.3 Válvula de Seguridad 33
2.5.4 Válvula Estranguladora 33
2.5.5 Separador Vertical 33
2.5.6 Separador Horizontal – Trifásico 34
2.5.7 Desarenador Ciclónico 36
2.5.8 Motor y Reductor de velocidad 37
2.5.9 Bomba de fluido motriz 37
2.5.10 Sistema del “By pass” (Válvula de desvío) 38
2.6 Instrumentos 41
2.7 Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico 42
2.7.1 Ventajas del Bombeo Hidráulico 42
2.7.2 Desventajas del Bombeo Hidráulico 43
CAPÍTULO III 44
3. Bombeo hidráulico Tipo Jet – generalidades 44
3.1.Funcionamiento de la Bomba Jet 45
3.2.Tipos de Bombas Jet 48
3.2.1 Bomba Jet Claw - directa 49
3.2.2 Bomba Jet Claw - reversa 50
3.2.3 Bomba Jet Claw - smart 51
3.3 Diferencias entre Bomba Jet convencional y Bomba Jet reversa 52
3.3.1 Bomba Jet Claw Reversa 53
3.3.2 Bomba jet claw Convencional 53
3.4 Comparación de la Bomba Jet con la Bomba Tipo Pistón 54
3.5 Principales elementos constitutivos de la Bomba Jet 55
3.5.1 Nozzle – (Boquilla) 56
35.2 Throat – (Garganta) 56
3.5.3 Espaciador 56
3.5.4 Difusor 56
3.6 Parámetros para la selección de una Bomba Hidráulica Tipo Jet 57
3.6.1 Eficiencia 57
3.6.2 Sedimento básico y agua (BSW) 57
3.6.3 Gravedad específica del crudo (grados API) 58
3.6.4 Relación gas / petróleo (GOR) 58
3.7 Características mecánicas 58
3.7.1 Presión de inyección (Cabezal del pozo) 58
3.7.2 Tubería de revestimiento (casing) 59
3.7.3 Empacadura 59
XII
3.7.5 Tubería de producción (Tubing) 60
3.8 Comportamiento de entrada de fluidos 60
3.8.1 Presión de operación 61
3.8.2 API del fluido motriz 62
3.8.3 Profundidad de la bomba 63
3.8.4 Profundidad vertical verdadera –TVD 63
3.8.5 Profundidad medida–MD 63
3.9 Nomenclatura y formulación (funcionamiento – Bomba Jet) 64
3.9.1 Nomenclatura 64
3.9.2 Relaciones de continuidad 64
3.9.3 Pérdidas de presión 65
3.9.4 Presión de descarga 66
3.9.5 Energía de succión 67
3.9.6 Relaciones de levantamiento 67
3.9.7 Relación de eficiencia 68
3.9.8 Relaciones de masas 68
3.9.9 Relaciones de comportamiento 69
3.9.10 Coeficientes de fricción 69
3.9.11 Rendimiento 70
3.9.12 Relación de efectividad 70
3.9.13 Relación de boquilla y garganta 71
3.9.14 Efecto de cavitación 72
3.9.14.1 Ejemplos de cavitación 73
3.9.15 Relación entre presión y velocidad de inyección de fluido motriz 74
3.10 Selección de la Bomba Jet 76
3.11 Ventajas y desventajas de utilizar Bombas Jet. 79
3.11.1 Ventajas. 79
CAPÍTULO IV 81
4. Análisis y evaluación del Bombeo Hidráulico – Tipo Jet en la producción del pozo Libertador 123. 81
4.1 Análisis del pozo. 81
4.2Bomba utilizada - Jet Claw directa (Sertecpet) 84
4.2.1 Características 85
4.3 Equipos principales usados en la completación del pozo 85
4.3.1 Sliding sleeve (type “l” EUE - 2 7/8) 85
4.3.2 Seatting nipple (type “r” EUE - 2 7/8) 87
4.3.3 Packer (Empacadura) 89
4.4 Equipos en la superficie – Unidad de de bombeo (MTU) Sertecpet 91
4.4.1 Características 91
4.4.2 Partes 91
4.4.2.1 Motor caterpillar 92
4.4.2.2 Bomba Quíntuplex National Oilwell® 300q-5h 93
4.4.2.3 Separador horizontal trifásico D=60”; Ls-s=12’ 93
4.4.2.4 Manifold 93
4.5Problemas frecuentes presentes en la operaciones con Bombeo Hidráulico – Tipo Jet en el pozo Libertador 123 94
4.5.1 Análisis de la reducción de la taza de producción - presión constante (Bomba Jet) 96
4.5.1.1 Situación: Reducción de la taza de producción 96
4.5.1.2 Análisis de la empresa fabricante. 96
4.5.1.3 Análisis del autor. 97
4.5.2 Análisis de problemas en la Unidad de Bombeo (MTU) – Sertecpet 97
4.5.2.1 Situación: Apagado del sistema; fuga de fluido motriz en Bomba Quíntuplex. 97
4.5.2.2 Análisis de la empresa fabricante 98
XIV
4.5.3 Análisis de problemas en la Unidad de Bombeo (MTU) – Sertecpet - cambio de asientos y bolas por caída de presión en la inyección. 99
4.5.3.1 Situación: Cambio de Asientos y Bolas (Quíntuplex). 99 4.5.3.2 Análisis de la empresa fabricante. 99 4.5.3.3 Análisis del autor. 99 4.5.4 Análisis del incremento en el fluido motriz / sin incremento de la
velocidad de circulación. 100 4.5.4.1Situación: No hay buena circulación del fluido Inyectado 100 4.5.4.2 Análisis de la empresa fabricante. 100 4.5.4.3 Análisis del autor. 100 4.5.5 Análisis del incremento de presión de Operación - Bomba Jet –
produce. 100
4.5.5.1Situación: Incremento en la presión de Operación. 100 4.5.5.2 Análisis de la empresa fabricante. 101 4.5.5.3 Análisis del autor. 101 4.5.6 Análisis del incremento en la presión de Operación 101 4.5.6.1 Situación: Bomba Jet no opera. 101 4.5.6.2 Análisis de la empresa fabricante. 101 4.5.6.3 Análisis del autor. 102 4.5.7 Análisis de la reducción súbita de la presión de Operación - Bomba Jet
no opera 102
CAPÍTULO V 105
5.1 Conclusiones. 105
5.2 Recomendaciones 106
Anexos 108
Bibliografía 122
XVI
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Pág.
Fig. Nº 1 Esquema del Bombeo Hidráulico 7
Fig. Nº 2 Sistema de fluido motriz abierto 9
Fig. Nº 3 Sistema de fluido motriz cerrado 11
Fig. Nº4 Secuencia de la Bomba Libre 13
Fig. Nº 5 Tipos de sistemas de Bomba Fija. 14
Fig. Nº 6 Conjunto de fondo 15
Fig. Nº 7 Cavidad 17
Fig. Nº 8 Sliding Sleeve 19
Fig. Nº 9 Standing Valve 20
Fig. Nº 10 Elementos de control de superficie 22
Fig. Nº 11 Cabezal de pozo tipo Árbol de Navidad 23
Fig. Nº 12 Partes del cabezal del pozo 24
Fig. Nº 13 Posiciones de la Válvula de 4 vías 26
Fig. Nº 14 Válvula de 4 vías 27
Fig. Nº 15 Válvula reguladora de Flujo (vrf) 28
Fig. Nº 16 Instalación de lubricador 29
Fig. Nº 17 Partes del Separador Vertical 34
Fig. Nº 18 Partes del Separador Horizontal 35
Fig. Nº 19 Pates de la Bota de gas 40
Fig. Nº 20 Equipos de superficie del Bombeo Hidráulico –Jet 41
Fig. Nº 21 Componentes de fondo – Bomba Jet 45
Fig. Nº 22 Funcionamiento de la Bomba Jet 47
Fig. Nº 23 Principio físico de la Bomba Jet 48
Fig. Nº 24 Elementos - Bomba Jet Claw directa 49
Fig. Nº 25 Elementos - Bomba Jet Claw Reversa 50
Fig. Nº 26 Corte transversal – Bomba Jet Claw® Smart 51
Fig. Nº 28 Principales elementos constitutivos Bomba Jet 55
Fig. Nº 29 Nodos de interés en el sistema 65
Fig. Nº 30 Curvas de Comportamiento – Coeficiente de fricción. 70
Fig. Nº 31 Relación de efectividad 71
Fig. Nº 32 Localización de los tipos de Cavitación – Bombas Jet 74
Fig. Nº 33 Relación: Presión – Velocidad de inyección del fluido 76
Fig. Nº 34 Selección de la Presión de inyección del fluido motriz 76
Fig. Nº 35 Calculo de la Pwf. y selección de la Bomba Jet. 79
Fig. Nº 36 Índice de productividad del pozo Libertador 123 83
Fig. Nº 37 Completación Actual de fondo del pozo Libertador 123 84
Fig. Nº 38 Bomba Jet Claw – Especificaciones técnicas 85
Fig. Nº 39 Camisa - Sliding Sleeves 87
Fig. Nº 40 Empacadura “ETI-FH” 90
Fig. Nº 41 Unidades de bombeo MTU Sertecpet 93
ÍNDICE DE TABLAS Tabla Pág. Tab. N° 1 Dimensiones de Boquilla y Garganta – diferentes fabricantes 72
Tab. N° 2 Tamaños Nominales 73
Tab. N° 3 Datos técnicos de las Camisas 88
Tab. N° 4 Datos técnicos del Nipple (NO -GO) 89
Tab. N° 5 Especidicaciones tecnicas – Empacaduras 91
Tab. N° 6 Producción. Bomba Jet Claw 7-A (2010)- Pozo Libertador 123. 95
Tab. N° 7 Bomba Jet - Características 97
XVIII
RESUMEN
En la Industria petrolera siempre ha existido la necesidad de reducir costos tanto en mantenimiento como en operación de sistemas, y buscar nuevas alternativas para una mayor producción a menores costos hace que el bombeo hidráulico tipo jet sea un sistema de Levantamiento Artificial necesario y requerido en nuestra región Amazónica, desde este punto de vista la importancia de conocer las múltiples aplicaciones de la Bomba Hidráulica Tipo Jet.
Una vez que conocidos los componentes, equipos, y el respectivo software que cada compañía maneja nos ayuda a solucionar los diferentes problemas que se presentan a diario en el campo y que como se menciona en este trabajo el no tomar las respectivas precauciones, y conocimiento hicieron que se pierda tiempo, dinero y producción. Estos tres factores en la industria petrolera no se pueden tomar a la ligera.
En la actualidad se requiere un gran caudal de producción de los pozos tomando en cuenta rangos ya establecidos, normas y el adecuado uso oportuno del software del Bombeo Hidráulico- Jet, así que procedemos a realizar una evaluación del sistema de Levantamiento artificial, con el objetivo de determinar si es el más indicado para dicho pozo.
En el segundo Capítulo se describe al Bombeo Hidráulico como tal, sus inicios los métodos que se utilizaban anteriormente, sus sistemas de operación, sus elementos principales de fondo y superficie presentando sus respectivas ventajas y desventajas que ayudaron a comprender mejor este sistema.
En el tercer Capítulo se describe los parámetros para la selección de una Bomba Hidráulica Tipo Jet. Las variables de funcionamiento de dicha bomba que se deben analizar antes de seleccionar este tipo de Levantamiento Artificial utilizado para la producción del pozo Libertador 123.
XX
SUMMARYIn the oil industry has always been the need to reduce costs both maintenance and operating systems, and seek new alternatives to increased production at lower costs makes the pump hydraulic jet is a necessary and Artificial Lift required in our Amazon region, from this point of view the importance to meet the multiple applications of Type Jet Pumps
Once known components, equipment and software as the company handles each helps us to solve the various problems that arise daily in the field and as mentioned in this work do not take the respective precautions, and knowledge made wasting time, money and production. These three factors in the oil industry can not be taken lightly.
Currently requires a great deal of production wells ranges taking into account already established, appropriate standards and timely use software Hydraulic Pump-Jet, so we proceed to conduct an evaluation of artificial lift system, with the objective determine whether it is best for the well. .
In the first chapter presents a historical overview of hydraulic jet pump when it wasimplemented, the fundamental principle and the respective reason for this study is to analyze the operation of jet pump for well production Libertador 123.
In the third chapter describes the parameters for the selection of Jet Pumps Type variables of the pump operation to be analyzed before selecting this type of artificial lift used for well production Libertador 123.
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Al pozo Libertador 123 se le instaló una bomba hidráulica tipo Jet 7-A, a fin de tratar de recuperar la producción de petróleo, optimizar el fluido motriz y a su vez determinar una taza de producción adecuada que sea aceptada por la Agencia de regulación y control hidrocarburífero (ARCH), evitando así un daño a la formación por una sobre explotación al yacimiento.
La instalación de bombeo hidráulico Tipo Jet necesita de un mejor estudio técnico, basado en la disponibilidad de todos los recursos que están a nuestro alcance, ya sea realizando las pruebas de producción, y utilizando el software que tiene cada empresa para determinar con exactitud las posibles fallas operativas que se presentan en los diferentes pozos de la región amazónica.
1.1.EL PROBLEMA
1.1.1 SÍNTOMAS
Principalmente como consecuencia de las fallas y problemas podemos mencionar: caídas de la producción, el pozo no produce, incremento en la presión de operación, caída de la presión de inyección
1.1.2 CAUSAS
Las causas originarias de los principales problemas del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet son varias: desde el fabricante del equipo; fallas relacionadas al diseño, al ensamblaje, manipulación del transporte, almacenamiento del equipo, entre otras, cambios de condiciones del pozo, presencia de corrosión en tuberías tanto de fondo como de superficie, taponamiento de la bomba o de la válvula de pie, altas tasas de gas fluyendo a través de la bomba, errores humanos, inapropiado transporte y manipulación de equipo, falta de supervisión durante la bajada del equipo, errores en el programa de mantenimiento del sistema.
1.2. OBJETIVO GENERAL
Estudiar las partes y el funcionamiento del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet en la producción del pozo Libertador 123, para determinar las fallas y averías del sistema más comunes y establecer sus posibles soluciones.
1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS:
Describir el Sistema de Bombeo Hidráulico (superficie y fondo) para optimizar su uso y mantenimiento.
Identificar las variables operativas del funcionamiento del Bombeo Hidráulico Tipo Jet en la producción del pozo.
Conocer las partes y equipos principales del Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet, instalado en el Pozo Libertador 123; para determinar las posibles fallas y averías de dicho Sistema de Bombeo
.
1.4. JUSTIFICACIÓN
El estudio sobre los problemas y fallas en el funcionamiento del sistema de Bombeo Hidráulico tipo Jet en el pozo Libertador 123, se lo realiza debido a que es necesario conocer el origen de las fallas en el funcionamiento del equipo y de esta manera dar posibles soluciones, ya que los problemas varían, ya sea por el tiempo de uso o por las condiciones del pozo.
En el campo de la industria petrolera siempre ha existido la necesidad indispensable de reducir los costos de operación y mantenimiento, pero siempre teniendo como fin primordial el incremento de la producción de crudo, adecuándose a las condiciones actuales de los pozos de petróleo y sus respectivos fluidos existentes.
Tomar en cuenta las innovaciones tecnológicas que en la actualidad son de enorme influencia para el gran desarrollo productivo de cualquier tipo de levantamiento artificial que sea instalado en el oriente ecuatoriano.
1.5. IDEA A DEFENDER
1.6. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES
A continuación se indica las variables e indicadores referentes al tema
1.6.1. Variables Independientes
La Operación de la Bomba Jet, para la producción de petróleo del pozo Libertador 123.
1.6.2. Variables Dependientes
Los equipos de superficie y su funcionamiento, para el tratamiento del fluido motriz a inyectar, con la utilización de separadores, tanques, etc.
Los Servicios de las Empresas de Reacondicionamiento de pozos, para control de arena, gas y agua, etc.
La Empresa que da Servicio y Mantenimiento de Bombas Hidráulica Tipo Jet, para solucionar problemas que se presenten en la operación de la bomba.
1.6.3. Variables Intervinientes
Presión de reservorio, Pr. Presión de fondo fluyente, Pwf. Profundidad del pozo.
GOR. BSW.
Viscosidad del crudo.
Presión de inyección del fluido motriz. Elementos corrosivos.
Tasa de producción de petróleo.
1.1.MARCO REFERENCIAL
En las décadas de 1960 y 1970 el bombeo hidráulico fue uno de los sistemas de levantamiento artificial mayormente implementado en la Industria petrolera. Pero en los años siguientes fue decayendo notablemente su uso. A partir de 1990 ha habido un resurgimiento del bombeo hidráulico como excelente alternativa de levantamiento artificial. Sus claras ventajas versus otros sistemas de levantamiento, le ha garantizado un lugar de preferencia por parte de algunas compañías operadoras.
Las bombas Hidráulicas tipo "Jet" operan bajo la acción de un fluido a alta presión y el efecto Vénturi que este provoca al pasar a través de una tobera. El fluido motriz (Power Oil) a alta presión y baja velocidad es convertido a un fluido de baja presión y alta velocidad al pasar por un orificio (Nozzle). La presión a la entrada de la garganta (Throat) disminuye logrando que el fluido proveniente del reservorio ingrese a la succión de la bomba (cámara de mezcla) debido a la mayor presión del mismo.
Luego de efectuarse la mezcla en la cámara, comienza la acción de bombeo de la mezcla entre el fluido del reservorio y el fluido motriz (Power Oil). Cuando la mezcla entra en la zona del difusor se produce una disminución en la velocidad y un aumento en la presión de descarga, lo suficientemente alta como para que el fluido pueda llegar a superficie. Un gran número de combinaciones de "tobera-garganta" se encuentran disponibles en el mercado, las cuales serán seleccionadas en función del caudal a extraer.
CAPÍTULO II
2. DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO
El método de bombeo hidráulico que emplea un sistema de balancín y varillas ha sido aplicado al menos desde el año 476 después de Cristo, cuando los egipcios lo utilizaban para bombear agua y dentro de la industria petrolera se empezó a utilizar desde la época del descubrimiento. 1
Se han realizado varios diseños de equipos dentro del levantamiento artificial hidráulico como la bomba de Faucett (1875) que en el subsuelo fue una bomba accionada por vapor de agua y requería de un pozo de gran diámetro para operarla, por esta razón no se encontró muchas aplicaciones en el campo petrolero.
Con el transcurrir de los años (1920) y teniendo que producir cada día desde mayores profundidades se han ido tecnificando y perfeccionando los diseños de estos equipos de subsuelo y superficie hidráulicos, es así que desde 1932 varios miles de pozos petroleros han sido explotados con bombas hidráulicas incrementándose cada día más instalaciones en el mundo con este sistema de levantamiento artificial.
El principio fundamental aplicado al bombeo hidráulico en el subsuelo es la “Ley de pascal”. La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación centralizada en la superficie mediante un tubería llena de fluido hasta cualquier número de puntos (pozos) dentro del sistema.
1
A continuación se puede apreciar un esquema típico de bombeo hidráulico como se muestra en la figura Nº 1.
Figura Nº 1
Esquema del Bombeo Hidráulico
2.1. SISTEMAS DE OPERACIÓN
Existen básicamente dos sistemas de fluido motriz:
Sistema de fluido motriz abierto
Sistema de fluido motriz cerrado
Ambos sistemas son iguales en el manejo del fluido motriz desde los tanques de almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el fluido motriz retorna a la superficie después de haber operado la unidad.
2.1.1.SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO
Un sistema de fluido motriz abierto (OFF, OPEN POWER FLUID) sólo requiere de dos conductos de fluido en el pozo, el primero para circular o continuar el fluido motriz a presión o dirigidos a la parte motor de bomba, el segundo contiene el fluido motriz que acciona la bomba mas el fluido producido por el pozo en un retorno a superficie (llamado conducto anular), como se muestra en la figura Nº. 2.
Sis
F Elab
Figur
stema de fl
Fuente: Dre borado por:
a Nº. 2.
luido motri
sser Oil Too : Julio Sánch
iz abierto
2.1.2. SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ CERRADO
En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se permite que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema (Véase Figura Nº. 3) se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como en superficie; una sarta sirve para transportar la producción hasta la batería de tanques y otra para que retorne el fluido motriz ya que cumplió su función en el fondo del pozo hasta el tanque respectivo para volver a circular.
Esta exigencia de una sarta adicional de tubería más, la complejidad asociada de diseño en el fondo del pozo, hace que este sistema sea más costoso que el sistema abierto. El sistema de fluido motriz cerrado es recomendable para cuando los fluidos producidos son extremadamente abrasivos o corrosivos; permite la utilización de materiales menos sofisticados en la parte motriz de la bomba, y podrá prolongar la vida útil de la bomba y de las instalaciones de superficie.
Es muy útil en plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales.
Sis
F Elab
Figur
stema de flu
Fuente: Dre borado por:
a Nº. 3.
uido motriz
sser Oil Too : Julio Sánch
z cerrado
2.2. TIPOS DE SISTEMA DE SUBSUELO
Existen los siguientes tipos de sistemas:
El sistema de bomba libre
El sistema de bomba fija
2.2.1. SISTEMA DE BOMBA LIBRE
No requiere de unidad especial para correr y reversar la bomba esta bomba se desplaza dentro de la sarta de tubería del fluido motriz.2
Para colocar la bomba o correr la bomba Oilmaster o Kobe se inserta en la sarta de la tubería en la superficie y se la hace circular hasta el fondo donde se aloja en el conjunto de fondo (BHA) dentro de la cavidad.
Para recuperar la Bomba Jet, se inyecta fluido motriz por el espacio anular, esta inyección invertida de fluido hace que accione la válvula de pie o standing valve y presurice en el fondo desasentando la bomba de la cavidad, la presión queda atrapada en la copas que tiene la bomba en la parte superior y de esta forma permite circular hasta superficie para ser reemplazada, en ciertos casos se requiere de una unidad especial para recuperarla.
Es una ventaja de este sistema de bomba libre por cuanto permite cambiar o reemplazar equipos sin necesidad de una unidad de reacondicionamiento como se puede apreciar en la figura N° 4.
2
VINICIO MELO, Folleto de levantamiento Artificial
2.2.2. SIS
Las instala en la tube hacia el fo
TEMA DE
aciones de b ería, BES, y ondo median
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bomba fija ya que el i nte una sart
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sser Oil Too : Julio Sánch
las instalaci o para alzar a. (Véase fig
Libre
ols hez D.
iones de Bo r el equipo gura Nº 5.)
ombas Mecá de fondo s
La bomba de fondo se coloca con la tubería de fluido motriz y se instala en el pozo como una parte integral de dicha sarta, cuando falla el equipo obligatoriamente se tiene que cambiar utilizando una unidad se reacondicionamiento. Una de las razones para seleccionar una bomba fija sería para levantar grandes volúmenes ya que el tamaño físico de estas bombas no está limitado por el diámetro interior de la tubería.
Figura N°5
Tipos de sistemas de bomba fija.
2.3. PRIN
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NCIPALES
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F Elab
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sser Oil Too : Julio Sánch
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ols hez D.
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cada pozo en penderá el
ra Nº 6.)
NDO
Los principales elementos del conjunto de fondo son los siguientes:
2.3.1. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
También conocida como tubing es la sarta de tubos que se encuentran instalados desde la superficie hasta el fondo del pozo son tubos de alta presión (hasta 8000 psi, dependiendo del grado a utilizar). A través de ella se inyecta en el fluido motriz a la bomba, cada tubo tiene 32 ft de longitud aproximadamente en nuestro país los tubing más utilizados son de 31/2" y de 2 7 /8".
2.3.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Llamada también casing, es la tubería que va cementada a las paredes del pozo, a las profundidades hasta donde se instalara todo el conjunto de fondo, EP Petroprodución comúnmente utiliza casing de producción de 7” su función es evitar derrumbes en el pozo.
En nuestro país debido a longevidad de los casing estos han ido perdiendo su capacidad de resistencia sobre todo por la corrosión; consecuentemente su resistencia es limitada a altas presiones (+ 1500 psi).
2.3.3 CAVIDAD
Es un conjunto de tuberías, camisas sellantes y tubos paralelos, configurados para alojar interiormente bombas de tipo jet o pistón.3
3
Sertecpet: Bombeo Hidráulica Jet Claw. 2008.
2.3.3.1 CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS
Generalmente hay dos tipos de cavidades. La primera tiene: un tubo, una camisa sellante y un asiento para la válvula standing. No dispone de tubos paralelos debido a que la bomba que se aloja internamente, es de simple efecto. (Véase figura Nº 7.)
Figura N° 6
Cavidad
Fuente: Sertecpet
La segunda cavidad tiene dos tubos unidos por collares dentro de los cuales se encuentra las camisas sellantes. El tipo de bomba alojada en estas cavidades es de doble efecto por lo tanto tiene tubos paralelos que llevan el fluido motriz hasta el centro de la cavidad de este punto se direcciona a la parte interna de los pistones motor para dar el movimiento reciprocante de la bomba por la acción de la reversada de la válvula, por medio de la cual se produce la succión y la descarga, esta bomba a su vez se asienta en el asiento de la válvula que se aloja en la parte inferior de la cavidad. Estas cavidades son de 2 7/8 pueden ser acopladas en tubería de 2 7/8 o mediante un crossover para tubería de 3 ½.
2.3.4. AISLADORES DE ZONAS (packers)
Conocidos como packers son elementos cuyo sistemas mecánico o hidráulico hacen que sellen las paredes del casing y el tubing aislados independientemente de esta forma las arenas productoras.
2.3.5 CAMISAS (SLIDING SLEEVE)
Es un nipple con orificios dispuestos en su parte media de manera especial para permitir la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular. En el interior de la camisa se aloja un elemento deslizable denominado Closing Sleeve que posee los elementos sellantes y que, mediante su operación permite abrir o cerrar los orificios de la camisa, de esta forma se permite o se impide el paso de fluido del tubing al casing o viceversa.
Esta se instala en el ensamblaje de fondo del pozo (BHA). (Véase figura Nº 8.)
Figura N° 8
Sliding Sleeve
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
2.3.6 VÁLVULA DE PIE (STANDING VALVE)
Figura N° 9
Standing Valve
Fuente: Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
2.3.6.1 APLICACIONES
Se aloja en el no-go nipple tipo F ó R y también en camisas de circulación. Se utiliza como válvula check para permitir el flujo en un solo sentido.
2.3.7 SEPARATION TOOL
Denominada bomba falsa, se aloja dentro de la camisa de circulación o dentro de la cavidad y sirve para aislar los orificios de la misma, impidiendo la comunicación tubing- casing. Se utiliza cuando la camisa tiene dificultades para cerrar o ya no realiza sello perfecto. También sirve para realizar pruebas de inyectividad y pruebas de admisión o tratamiento a la formación.
2.3.7.1 CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS
Posee dos sellos cuando va alojada en una camisa, y un sello en la parte superior y una cabeza de standing valve en la parte inferior cuando va alojada en una cavidad.
Dispone además de un pin de ruptura instalado en la parte superior que se rompe para recuperar de la camisa.
2.3.8 NO - GO NIPPLE
Son herramientas que van instaladas en el ensamblaje de fondo del pozo, se utilizan para asentar equipos de control de flujo de fondo. Se construye en acero 4340 y 4140. Para incrementar la vida útil de la herramienta, se realiza tratamiento térmico, lo cual le permite alcanzar mayor resistencia a la abrasión y corrosión. Estos nipples son colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción. 4
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Las válvulas del casing, son válvulas por donde retornará la mezcla de los fluidos inyectado y producido a la línea de retorno a la estación de producción son válvulas de (3000 o 5000) psi.
Las válvulas del tubing son válvulas que permiten al paso del fluido de inyección hacia el tubing y consecuentemente a la parte motor de la bomba, son válvulas de 5000 psi.
Figura N° 11
Cabezal de pozo tipo Árbol de Navidad
En la siguiente grafica (Figura Nº. 12.) se muestra los componentes de un cabezal de pozo con válvula de 4 vías, y demás componentes; variedad tuberías; diferenciando la sección del árbol de navidad (parte superior) y la sección del cabezal del pozo (parte inferior)
Figura N° 12
Partes del cabezal del pozo
2.3.10 VÁLVULA DE CONTROL DE POZO (4 VÍAS)
La función principal de la válvula de 4 vías es revertir el flujo de los fluidos durante las operaciones de introducción o recuperar las bombas.
La válvula de cuatro vías se acciona con una sola palanca, se cambia de posición mediante un dispositivo de acción positiva, tipo carreta, con tres posiciones
En la Figura Nº 13 se describe las diferentes posiciones de la Válvula de 4 vías durante la operación en un circuito abierto de una bomba libre con tuberías paralelas.
Sirve para controlar la dirección del fluido motriz que acciona la bomba del pozo. Con sólo mover la palanca hacia abajo, el fluido motriz baja por la tubería de inyección para activar y accionar la bomba.
Para reversar la bomba, la palanca debe posicionarse hacia arriba para dirigir el flujo hacia abajo por el espacio anular para que empuje y saque la bomba por la tubería de inyección hasta superficie.
Figura N° 13
Posiciones de la Válvula de 4 vías
Figura N° 14
Válvula de 4 vías
2.4VÁLVULAS DE CONTROL DE FLUJO
La válvula reguladora o de control de flujo (VRF) sirve específicamente para regular el paso del fluido a ser inyectado al pozo y consecuentemente a la bomba.
Esta válvula se instala entre la válvula block y puede regular hasta 3000 bls/día y 5000 bls/día. (Figura Nº 15)
Figura N° 15
Válvula reguladora de Flujo (vrf)
2.4.1 LUBRICADOR
Es una herramienta de apoyo que se acopla a la válvula de 4 vías y al cabezal tipo árbol de navidad, sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia el pozo sin necesidad de contaminar el medio ambiente facilitando al técnico la operación del cambio de bomba y reduciendo el peligro de trabajar con el pozo abierto. (Figura Nº 16)
Figura N° 16
Instalación de lubricador
2.4.2 LÍNEAS
En el recorrido que realiza el fluido no siempre se encuentra con un mismo caudal ni con una presión constante, por ello se utilizan dos tipos de tubería en toda la instalación de superficie.
2.4.2.1 TUBERÍA DE ALTA PRESIÓN
Soporta hasta 5000 psi, se utiliza para el fluido de inyección desde la planta hasta el cabezal del pozo; la sarta de tubería que se utiliza en la completación definitiva es también de alta presión.
2.4.2.2 TUBERÍA DE BAJA PRESIÓN
Tiene márgenes de resistencia menores (500-800 psi), se encuentran instaladas desde la salida de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.
2.4.3 VÁLVULAS DE PASO
2.4.3.1 VÁLVULAS MARIPOSA
Es un dispositivo para interrumpir o regular el flujo de un fluido en un conducto, ante todo cuando la caída de presión a través de la válvula es relativamente baja. Se cierran con varia vueltas (sentido anti horario).
2.4.3.2 VÁLVULAS DE TIPO BLOCK
De acción rápida y sirven para aperturas y cierre rápidos su trabajo es en apertura y cierre con giro a 90°.
2.4.4. TURBINA DE CAUDAL
Este elemento es indispensable dentro del circuito en la superficie ya que mediante el movimiento de la turbina producido por la energía cinética del fluido motriz presurizado en su parte interior los alabes giran en gran velocidad estas pulsaciones son leídas por un sensor magnético que posee un instrumento electrónico que cuenta el paso de numero de barriles que circulan hacia el pozo.
2.4.5 CUENTA BARRILES
En un instrumento electro magnético que sirve para leer las pulsaciones que se producen al interior de la turbina, facilitando de esta manera determinar exactamente el número de barriles inyectados hacia la bomba, este elemento es portátil y no se lo encuentra instalado en la locación.
2.5 PRINCIPALES EQUIPOS DE SUPERFICIE
A continuación se indica los principales equipos utilizados en el Sistema de Bombeo Hidráulico Tipo Jet (Véase figura Nº 20.)
2.5.1 VÁLVULA CHECK
Primero, los fluidos ingresan a la unidad de acondicionamiento del fluido a través de una válvula check, la que normalmente corre por cuenta del usuario del equipo, la cual permite el paso del fluido en una sola dirección.
2.5.2 VÁLVULA PARA CONTROL DE OLEAJE
2.5.3 VÁLVULA DE SEGURIDAD
La unidad de acondicionamiento de fluido motriz (Econodraulic) está equipada con dos válvulas de seguridad. La primera válvula de seguridad es para el recipiente de acondicionamiento y una válvula de seguridad para el acumulador. Cada válvula se calibra para proteger estos recipientes de sobre presión.
2.5.4 VÁLVULA ESTRANGULADORA
La válvula estranguladora manual debajo de la corriente inferior del filtro ciclónico controlará el flujo de los fluidos, si está correctamente calibrada. Si el fluido de la corriente inferior está muy sucio, tiende a taponar la salida. Por lo tanto, la válvula tiene que abrirse al máximo posible.
2.5.5 SEPARADOR VERTICAL
La primera entrada del fluido es el recipiente acumulador y amortiguador
El propósito del recipiente amortiguador / acumulador es evitar que el gas excesivo ingrese al filtro ciclónico de arena, lo que reduciría la eficiencia de dicho desarenador.
Figura N° 17
Partes del Separador Vertical
Fuente: Dresser Oil Tools Elaborado por: Julio Sánchez D.
2.5.6 SEPARADOR HORIZONTAL – TRIFÁSICO
Cuando el nivel del fluido previamente calibrado llega a distar aproximadamente unas 5 pulgadas de la parte superior del recipiente de acondicionamiento de fluidos, el fluido pasa a una línea de rebose y sale del recipiente. Este exceso se traslada a un tubo que conduce a línea de flujo y luego a la batería de tanques de almacenamiento.
El tiempo de retención de fluido motriz en el recipiente de acondicionamiento realmente no es suficiente para un asentamiento significativo de las partículas solidas que están en los fluidos, de modo que el filtro ciclónico debe lograr la mayor parte de la separación de sólidos. He ahí la importancia de instalar, dimensionar, controlar y operar dichos filtros correctamente, porque de eso depende el funcionamiento del sistema.
Figura N° 18
Partes del Separador Horizontal
Una vez que esté funcionando el sistema hidráulico, se descarga los fluidos que excedan de lo requerido por las bombas en superficie y subsuelo, desde el recipiente para acondicionamiento de fluido a través de la válvula selectora manual (salida alta) para descargar el petróleo a través de la válvula (salida baja) cuando la descarga sea principalmente agua
El nivel de líquido en el recipiente de acondicionamiento se mantiene en un nivel suficiente para abastecer a la bomba múltiplex de una cantidad adecuada de fluido limpio.
2.5.7 DESARENADOR CICLONICO
El filtro ciclónico de arena constituye el corazón de la unidad de tratamiento del fluido en superficie. Sin un excelente separador de sólidos, el resultado sería un tiempo innecesariamente corto de funcionamiento y un trabajo excesivo de mantenimiento.
Los filtros de arena deben dimensionarse para que tengan el tamaño necesario para efectuar una separación máxima de las partículas sólidas, proporcionando un fluido esencialmente limpio para la bomba de fluido motriz en la superficie y la hidráulica en el fondo.
2.5.8 MOTOR Y REDUCTOR DE VELOCIDAD
Siendo el motor la planta de fuerza que mueve el sistema de Bombeo Hidráulico y dado su complejidad, la operación y mantenimiento se deben hacer de acuerdo a las especificaciones que vienen al ser adquiridas.
La eficiencia mecánica del motor depende la calidad de operación del mismo, control de mantenimiento y el uso de combustibles y aceites recomendados. El excesivo humo o pérdida de fuerza es indicador de que no ha tenido mantenimiento adecuado; inspeccionar la entrada del aire y la cañería de combustible, cuyos daños pueden causar rotura o restricción.
La reductora de velocidad está destinada a reducir las revoluciones del motor hasta el límite programado para la bomba tríplex. Esta ha sido diseñado para garantizar un acople correcto con el acople rotativo del motor. El diámetro y longitud del acople está diseñado para mantener una precisa alineación del equipo, bajo las más diversas condiciones de carga, permitiendo además una mayor eficiencia y evitando daños en su estructura.
2.5.9 BOMBA DE FLUIDO MOTRIZ
Esta bomba es debidamente alineada con la caja reductora y el motor y es conectada mediante un acople flexible que ya viene desde la fabrica, sin embargo, es necesario chequear la distancia y el ángulo de alineación después de la instalación final en la locación del pozo.
Para la protección de la bomba se tiene el amortiguador de pulsaciones, el cual es instalado para disipar el golpe del fluido que se desarrolla en el sistema debido a la pulsación de los émbolos de la bomba. Si las fluctuaciones de presión de la bomba tríplex no son amortiguadas a la salida, el golpe del fluido puede llegar a ser suficiente para romper las instalaciones de la cabeza del pozo. Además si las pulsaciones no se amortiguan estas se amplifican y se reflejan con la misma Bomba Tríplex llegando a destruirla. Este Amortiguador debe ser colocado tan cerca como sea posible de la descarga de la bomba tríplex.
2.5.10 SISTEMA DEL “BY PASS” (VÁLVULA DE DESVÍO)
La válvula manual de desvió, es el dispositivo con el cual se regula el volumen de fluido que es enviado a la bomba de fondo o recirculando a la unidad de superficie como exceso de fluido. Puesto que el desplazamiento de la bomba triplex es mayor que el volumen requerido para operar la bomba hidráulica de subsuelo, un poco de fluido se recircula y el y el resto se bombea al pozo regulando el volumen de inyección manualmente, mediante la Válvula de Desvío.
La válvula de desvió es un simple dispositivo que da pocos problemas en la operación manual. El volumen desviado hará muy estable al sistema, mientras no haya grandes fluctuaciones de presión.
2.5.11 BOTA DE GAS
Esencialmente la bota de gas forma parte del tanque de petróleo motriz. Su propósito es proporcionar una última separación de gas y petróleo. Figura Nº19.
Si el gas no se separa suficientemente del petróleo, el gas libre se arrastra hasta el tanque de decantación y destruirá el proceso de asentamiento al revolver el fluido en dicho tanque.
Está formada de dos cilindros verticales concéntricos, figura 4-31, y sirve para eliminar una cantidad adicional de gas que todavía permanece en solución. Por el cilindro interno sube el petróleo y agua, hasta chocar con un deflector en forma de sombrero chino, descendiendo por el espacio anular para ingresar al tanque de lavado.
La línea de la descarga de gas en la bota debe tener un arresta llamas, preferible con drenaje de líquidos a un sumidero, por la fuerte condensación de líquidos. En el caso de conectarse con otra descarga de gas, se recomienda colocar una válvula check para evitar contra flujos y posibles derrames en los tanques.
Figura N° 19
Partes de la Bota de gas
Figura N° 20
Equipos de superficie del Bombeo hidráulico –jet
Fuente: National Oilwell Elaborado por: Julio Sánchez D. 2.6. INSTRUMENTOS
En la mayoría de los pozos se encuentran instalados un manómetro diferencial que es un registrador de caratula giratoria (denominado BARTON por la marca del fabricante) en el que se registran las presiones de operación de inyección y la presión de retorno, esta carta es cambiable y su giro es proporcional con el tiempo real, se gradúa a 24 horas o a 7 días según el tipo de reloj.
2.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
2.7.1 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
Con el sistema de levantamiento artificial hidráulico se puede producir grandes caudales desde mayores profundidades esto es con relación a las bombas de varillas del bombeo mecánico.
Mediante el sistema de levantamiento hidráulico se tiene una gran flexibilidad para adaptarse a los cambios de caudales de producción.
Salvo casos extremos las bombas hidráulicas para su cambio no requieren de torre de reacondicionamiento.
Las Bombas Pistón tienen mejores eficiencias a grandes profundidades que una bomba de varillas (bombeo mecánico) por que no existen el problema del estiramiento de la sarta.
Todas la bombas hidráulicas pueden accionarse desde una sola fuente de fluido motriz
Las Bombas Jet manejan relativamente grandes relaciones de gas - petróleo Dentro de las bombas hidráulicas son las Bombas Jet las que menor
mantenimiento requieren por su reducido número de partes además estos equipos se los puede reparar en la locación
2.7.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
Como se trabaja con presiones de operaciones altas el trabajo se debe realizar con gran meticulosidad ya que una mala operación puede acarrear problemas con consecuencias graves.
Para una eficiente operación de las bombas hidráulicas se requiere que el fluido motriz sea limpio
Cuando los pozos producen con una bomba jet, y el BSW (%) es alto se tendrá un mayor consumo de químicos (desmulsificantes), las unidades de poder trabajaran a mayores emboladas por minuto; por lo tanto se consumirá mayor cantidad de combustible.
La Bomba Jet requiere de un alto caballaje para trabajar idóneamente
CAPÍTULO III
3. BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET - GENERALIDADES
La Bomba Jet es una clase especial de bomba hidráulica cuyo principio de levantamiento se basa en la transferencia de energía entre el fluido de inyección y el fluido producido, cuando el fluido inyectado atraviesa la boquilla en el fondo del pozo, se produce la transformación de energía potencial en energía cinética (Principio de Vénturi), lo que finalmente causa la producción de fluidos desde el reservorio. Con las Bombas Hidráulicas Tipo Jet siempre se tiene un sistema de fluido motriz abierto.
Las ventajas de este sistema de bombeo son numerosas. Principalmente la carencia de partes móviles que permite manejar fluidos de cualquier calidad, tanto motriz como producido. Otra ventaja se tiene en lo compacto de la sección de trabajo compuesta por la tobera, la entrada a la cámara de mezclado y el difusor, esto facilita su instalación, además permite al bombeo hidráulico adaptarse casi a cualquier profundidad en el pozo.
Otra ventaja de las Bombas Jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo, frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con la Bombas de Pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos índices de productividad así como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia de arena.5
Estas bombas no son aplicables a todos los pozos pues necesitan presiones de succión relativamente altas para evitar cavitación y no requerir de altas potencias.
5 National Oilwell: Artificial Configuration 2008.
A continuación se presenta en la figura N° 21 los componentes de fondo de una Bomba Jet.
Figura N° 21
Componentes de fondo - Bomba Jet
Fuente: Dresser Oil Tools
Elaborado por: Julio Sánchez D.
3.1. FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET
Un ejemplo de una bomba subsuperficial tipo chorro se muestra en la Fig. Nº 22. El fluido motriz entra por la parte superior de la bomba y pasa a través de la tobera, donde su presión total es convertida a una carga por velocidad.
El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en el
subsuelo, donde llega a una boquilla con una presión total que se designa como (P1). Este fluido a presión alta dirige entonces a través de la boquilla lo que hace que la corriente de fluido tenga alta velocidad y baje presión. (Figura N°23)
La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del pozo entren
en la bomba y sean descargados por la tubería de producción con el caudal de producción deseado, (Figura N°23).
Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos de la alta velocidad, estos dos fluidos llegan hasta unas sección de área constante en donde se mezclan, en este punto se mantiene la velocidad y la presión constante. ,
Cuando los fluidos combinados llegan al final de esta sección constante, al iniciar el cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va disminuyendo a medida que aumenta el área y la presión.
Esta alta presión se descarga (P2) debe ser suficiente para levantar los fluidos
combinados al caudal deseado (Q2) hasta la superficie.
La relación entre estas áreas Aj/At se conoce como la relación de áreas. Las bombas
que tienen las mismas relaciones de áreas tendrán también las mismas curvas de comportamiento. El volumen de fluido motriz será proporcional al tamaño de la boquilla. El área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio anular entre la boquilla y la garganta. Las características de la bomba en cuanto a la cavitación responden sensiblemente a esta área en la figura N° 23 también se muestra en la nomenclatura de la bomba jet.
Figura N° 22
Funcionamiento de la bomba Jet
Fuente: Dresser Oil Tools
Figura N°23
Principio físico de la bomba Jet
Fuente: Manual de operaciones Bomba Jet Claw - Sertecpet
Elaborado por: Julio Sánchez D.
3.2TIPOS DE BOMBAS JET
“Sertecpet” ha desarrollado sus propias bombas Jet que son: Jet Claw® Directa; Jet Claw® Reverse y Jet claw® Smart que varían en la tubería que se toma para la inyección del fluido motriz y la tubería por la cual se produce6
6 Sertecpet. Manual para operaciones de campo Jet Claw. 2008.
3.2.1 BOMBA JET CLAW DIRECTA
La bomba Jet Claw® Directa (Véase figura Nº24), es utilizada en pozos de producción de petróleo de forma continua y en operaciones de pruebas de pozos. Está compuesta por 11 partes fijas, las partes más importante son: la boquilla y la garganta. Se puede asentar en una camisa, cavidad, mandril de gas Lift y coiled tubing. Construida en acero de alta calidad. Puede adaptar sensores de presión o muestreadores para análisis PVT. Puede ser removida a la superficie hidráulicamente o utilizando slick line.
Figura N°24
Elementos - Bomba Jet Claw directa
Fuente: Sertecpet
3.2.2 BOMBA JET CLAW® REVERSA
Son recomendables para pozos nuevos o con altos contenidos de sólidos ya que las partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba Jet Claw® (Figura Nº 25). Son usadas en pozos arenados, evitando la acumulación de arena sobre el packer.
Figura N°25
Elementos - Bomba Jet Claw Reversa
Fuente: Sertecpet
El fluido motriz es inyectado por el espacio anular y la producción más la inyección retorna por el tubing, los fluidos del reservorio son recuperados una vez que la capacidad de la tubería de producción que se encuentra sobre la bomba ha sido desplazada, lo que implica un ahorro de tiempo de operación.
3.2.3 BOMBA JET CLAW® SMART
Es una Jet Claw® convencional (Figura Nº 26) para camisa de 3 ½”. Está compuesta de dos secciones: la parte interna conformada por una bomba Jet Claw® directa de 2 3/8”, acoplado a la válvula de cierre de fondo y asegurada con pines de ruptura. En esta bomba se acoplan directamente las memorias electrónicas en su parte inferior, que sirven para tomar los datos de fondo del pozo. Además consta de una parte externa en donde se ubican los elementos sellantes. Se puede correr y recuperar con unidad de cable liso o hidráulicamente.
Figura N°26
Corte transversal – Bomba Jet Claw® Smart
Fuente: Sertecpet
3.3 DIFERENCIAS ENTRE BOMBA JET CONVENCIONAL Y BOMBA JET REVERSA
La principal diferencia entre estos dos tipos de bombas se encuentra en la estructura de cada bomba, la posición de la boquilla, garganta y la vía de inyección del fluido motriz.
La ubicación de la boquilla y garganta es diferente en los dos tipos de bombas. (Figura Nº 27)
Figura N° 27
Diferencias entre Bomba Jet Claw® y Bomba Jet Directa
Fuente: Manual para operaciones de campo Bomba Jet Claw - Sertecpet
3.3.1 BOMBA JET CLAW REVERSA
La vía de inyección del fluido motriz cuando se usa un Bomba Jet Reversa es por el anular (El fluido ingresa por la parte inferior de la bomba) y el fluido motriz mas producción retorna por el tubing. En este caso la boquilla se encuentra abajo y la garganta arriba
Esta bomba se desplaza con Wire Line
Los resultados se obtienen en menor tiempo
Esta bomba se recupera con Wire Line
Las presiones de operación son bajas
3.3.1 BOMBA JET CLAW CONVENCIONAL
La vía de inyección con la Bomba Jet Convencional es por el tubing (Fluido motriz ingresa por la parte superior de la bomba) y el fluido motriz mas producción retorna por el espacio anular. En este caso la boquilla está arriba y la garganta esta abajo
Esta bomba se desplaza hidráulicamente
Los resultados se obtienen en mayor tiempo
Esta bomba se recupera Hidráulicamente
3.4 COMPARACIÓN DE LA BOMBA JET CON LA BOMBA TIPO PISTÓN
Este proceso está basado en el principio hidráulico que establece que: “Si se ejerce una presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente, dicha presión se transmite en todas las direcciones con igual intensidad”. Esto significa que la presión proporcionada en la superficie al fluido motriz, es la misma que se aplica a los pistones de la unidad de bombeo, obligándolos a impulsar los fluidos producidos por el yacimiento hacia la superficie.
El bombeo hidráulico Tipo Pistón ha tenido gran aceptación en los últimos años; ya que ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento artificial. Puede alcanzar profundidades hasta de 18000 pies y para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor - bomba) no se requiere equipo de reparación, únicamente se invierte el sentido del fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la superficie por el desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre). Otras ventajas son:
1. Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bls/día). 2. Puede operarse en pozos direccionales.
3. Es de fácil adaptación para su automatización. 4. Fácil para agregar inhibidores de corrosión. 5. Puede instalarse como un sistema integral. 6. Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
3.5PRINCIPALES ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE LA BOMBA JET
A continuación (Figura Nº 28) se presenta las principales partes que integran una bomba hidráulica Jet Claw Convencional.
Figura N° 28
Principales elementos constitutivos Bomba Jet
Fuente: Manual para operaciones de campo Bomba Jet Claw - Sertecpet
3.5.1 NOZZLE – (BOQUILLA)
Es una parte fabricada de aleación para que soporte grandes presiones, la característica de esta boquilla es que el extremo superior tiene un diámetro más grande que el extremo inferior. Esto para crear mayor velocidad y menor presión a la salida de la boquilla (extremo inferior)
El fluido motriz pasa atraves de esta boquilla donde virtualmente toda su presión se transforma en energía cinética.
3.5.2 THROAT – (GARGANTA)
También se la conoce como tubo mezclador es la parte de área constante en donde se mezcla el fluido inyectando y el fluido producido.
3.5.3. ESPACIADOR
Es el dispositivo que se coloca entre la boquilla y la garganta, es aquí en donde entra el fluido producido con el fluido inyectado.
3.5.4 DIFUSOR
3.6PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET
3.6.1 EFICIENCIA
La eficiencia de una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Jet está definida como la relación de la potencia ganada por los fluidos del pozo a la pérdida de potencia del fluido motriz.
Para seleccionar una bomba hidráulica jet apropiada es muy importante determinar el tamaño de la tobera la presión de operación en la superficie la tasa del fluido motriz y la potencia hidráulica.
Para la selección y diseño del sistema de bombeo hidráulico con bomba tipo jet se necesita tener los siguientes parámetros:
3.6.2 SEDIMENTO BÁSICO Y AGUA (BSW)
3.6.3 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO (GRADOS API)
La gravedad específica del crudo es un valor adimensional (sin medidas) por cuanto es una relación de la gravedad de un fluido (petróleo) con respecto a otro fluido (agua). La gravedad específica del petróleo se ha estandarizado con los valores obtenidos por el Instituto Americano del Petróleo (API) de ahí su nombre, en grados API y a 60° F.
3.6.4 RELACIÓN GAS / PETRÓLEO (GOR)
Medida del volumen del gas producido con el petróleo, expresada con pies cúbicos estándar por barril fiscal.
3.7 CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS
3.7.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO)
3.7.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)
La tubería de revestimiento (casing) es normalmente un conducto de acero que se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Constituye la primera línea de defensa del pozo contra: derrumbe, pérdida de circulación, mezcla de los fluidos por invasión de una formación a otra. Además, es la base para la instalación del equipamiento del pozo.
3.7.3 EMPACADURA
Es una herramienta que sirve para aislar los espacios de la tubería de producción con la tubería de revestimiento, es decir que en bombeo hidráulico es muy importante ya que no permite la recirculación del fluido de formación y juega un papel importante en la descarga de la bomba.
3.7.4 TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER)
3.7.5 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)
Este es el principal conductor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el casing de la presión y la corrosión. El tamaño varía de varias pulgadas a una fracción de pulgada. Los tamaños más comunes son de 27/8 pulgadas (73,02mm) de diámetro externo de 23/8 pulgadas (60,32mm) de diámetro interno. En general el tubing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de producción. Se clasifica según el tamaño (diámetro externo, diámetro interno, diámetro externo de la cupla, diámetro interno de la cupla) según el peso (libras / pies, kg/m); y en grados tales como J-55 y de N-80. El tubing puede construir con materiales sofisticados para soportar las presiones las velocidades y la corrosión que provocan los fluidos del pozo y el medio ambiente.
3.8COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS
La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este comportamiento equivale a la capacidad de un yacimiento para entregar sus fluidos.
Es sumamente importante poder examinar estimar y predecir en qué medida habrá que reducir la presión de fondo de pozo para lograr un caudal deseado de producción con el fin de poder diseñar cualquier método de levantamiento artificial.
Para un determinado pozo en un momento dado hay una sola presión de fondo asociado con un caudal específico de producción y esa presión se puede predecir. Para deducir con exactitud el rendimiento de la Bomba Hidráulica Tipo Jet en un pozo, es necesario saber la presión de fondo para el caudal deseado de producción determinada por el comportamiento de entrada difluidos en ese pozo.
3.8.1 PRESIÓN DE OPERACIÓN
La presión de operación depende fundamentalmente de la profundidad del pozo, del diámetro interno del casing y tubing. Esta presión debe ser la necesaria para vencer la columna de fluido que se encuentra en el anular y tubing, para que el fluido motriz más el de producción lleguen a la superficie.
A menudo, el operador prefería usar menos fluido motriz y tener mayor presión para minimizar la taza de fluido motriz, y por ende reducir la fricción en el tubing y el volumen de fluido a ser manejado y tratado en superficie. Otros operadores pueden preferir manejar grandes volúmenes de fluido en superficie, en cambio para disminuir el mantenimiento del equipo de superficie, asociado con bajas presiones de operación.
