UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
SISTEMA DE EDUCACIÓN A DISTANCIA
ANÁLISIS DE PROBLEMAS MECÁNICOS EN BOMBAS
PISTÓN EN EL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO DE
SUBSUELO
TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
AUTOR: ROBERT W. CHIMARRO G
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDÉON
Universidad Tecnológica Equinoccial 2013
DECLARACIÓN
Yo, ROBERT WILSON CHIMARRO GUACHAMÍN, declaro bajo juramento que el
trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, según lo establecido por la ley de propiedad intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
______________________________________ ROBERT WILSON CHIMARRO GUACHAMÍN
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE PROBLEMAS
MECÁNICOS EN BOMBAS PISTÓN EN EL SISTEMA DE BOMBEO
HIDRÁULICO DE SUBSUELO” que, para aspirar al título de Tecnólogo en
petróleos fue desarrollado por Robert Wilson Chimarro Guachamín, bajo mi
dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el Reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
_____________________________
Ing. Raúl Baldéon
AGRADECIMIENTO
Infinita gratitud a Dios Padre Todopoderoso por haberme dado salud, bendiciones y la sabiduría para poder llegar al final de mi carrera, por proveerme de todo lo necesario para salir adelante.
Un agradecimiento eterno, desde lo más profundo de mi corazón para mi linda madre María Inés, por el amor que me dio cada día; por haberme enseñado que lo más importante en la vida no llega fácil, sino que se logra con trabajo, dedicación y honestidad.
A mis profesores, porque todos han aportado con un granito de arena a mi formación, y en especial al Ing. Raúl Baldéon, por su tiempo, por su apoyo, experiencia y paciencia, lo que ha logrado en mí que pueda terminar con éxito mis estudios.
A la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL, por darme la oportunidad de estudiar y ser un profesional.
DEDICATORIA
Esta tesis se la dedico a mi Dios quién supo guiarme por el buen camino, darme fuerzas para seguir adelante y no desmayar en los problemas que se presentaban, enseñándome a encarar las adversidades sin perder nunca la dignidad ni desfallecer en el intento.
Para mis padres por su apoyo, consejos, comprensión, amor, ayuda en los momentos difíciles. Me han dado todo lo que soy como persona, mis valores, mis principios, mi carácter, mi empeño, mi perseverancia, mi coraje para conseguir mis objetivos.
A mi querido amor Isabel quien ha sido y es una motivación, inspiración y felicidad, siendo para mí la sonrisa de mis labios.
A mis hermanos: Edison, Jaime, Sandro y Verito, por estar siempre presentes, acompañándome para poderme realizar.
“La dicha de la vida consiste en tener siempre algo que hacer, alguien a quien amar y alguna cosa que esperar”.
ÍNDICE DE CONTENIDO
Página
Resumen I
Abstract III
CAPÍTULO I
1. Introducción 1
1.1 Definición del Problema 3
1.2 Objetivos 3
1.2.1 Objetivo General 3
1.2.2 Objetivos Específicos 3
1.3 Justificación e Importancia 4
1.3.1 Impacto Técnico 4
1.3.2 Impacto Social 4
1.3.3 Impacto Metodológico 5
1.4 Hipótesis 5
1.4.1 Identificación de Variables 5
1.4.1.1 Variable Dependiente 5
1.4.1.2 Variable Independiente 6
1.4.1.3 Identificación de Indicadores 6
1.5 Marco Referencial 7
1.5.1 Marco Teórico 7
1.6 Metodología 7
1.6.1 Diseño de Investigación 7
1.6.1.1 Investigación Descriptiva 8
1.6.1.2 Investigación Explicativa 8
1.6.2 Métodos de Investigación 8
1.6.3 Técnicas de Investigación 8
Página
CAPÍTULO II
2 Sistemas de Producción de Pozos 10
2.1 Procesos de Producción del Petróleo 10
2.2 Producción de un Pozo a Flujo Natural 10
2.3 Sistemas de Levantamiento Artificial 11
2.3.1 Bombeo Mecánico (Balancín) 12
2.3.1.1 Ventajas del Bombeo Mecánico 13
2.3.1.2 Desventajas del Bombeo Mecánico 14
2.3.2 Bombeo Hidráulico de Subsuelo (bombas pistón y bombas jet) 14
2.3.2.1 Ventajas del Bombeo Hidráulico 15
2.3.2.2 Desventajas del Bombeo Hidráulico 16
2.3.3 Bombeo Eléctrico Sumergible (B.E.S) 16
2.3.3.1 Ventajas del Bombeo Eléctrico Sumergible 17
2.3.3.2 Desventajas del Bombeo Eléctrico Sumergible 18
2.3.4 Levantamiento a Gas o Gas Lift (Inyección de Gas) 18
2.3.4.1 Ventajas del Levantamiento a Gas o Gas Lift 19
2.3.4.2 Desventajas del Levantamiento a gas o gas Lift 20
CAPÍTULO III
3 Facilidades de Superficie 21
3.1 Introducción 21
3.2 Múltiple de Producción (Manifold) 22
3.3 Separadores 22
3.4 Sistemas de Almacenamiento 26
3.4.1 Origen del Almacenamiento 26
3.4.2 Generalidades 27
3.4.3 Características 28
3.4.3.1 Tanques de Techo Flotante 29
3.4.3.2 Tanques de Techo Fijo 29
3.4.3.3 Tanques de Techo Flotante y Fijo 30
Página
3.5.1 Tanque de Lavado (Wash Tank) 30
3.5.2 Tanque de Reposo (Tanque de Surgencia) 33
3.5.3 Tanque de Oleoducto 34
3.6 Sistema de Gas 36
3.6.1 Teas (Mecheros) 36
3.6.2 Depurador de Gas (Scrubers) 37
3.6.3 Botas de Gas 38
3.6.3.1 Generalidades 38
3.6.4 Calentadores 40
3.7 Sistema de Reinyección de Agua 41
3.8 Unidad de Transferencia de Custodia Automática (A.C.T) 41
3.8.1 Dispositivos de las Unidades A.C.T 42
3.8.1.1 Bomba 42
3.8.1.2 Desaereador 42
3.8.1.3 Filtro 42
3.8.1.4 Medidor 42
3.8.1.5 Toma Muestras 42
3.8.1.6 Conexiones para el Master Meter 43
CAPÍTULO IV
4 Bombas Tipo Pistón Kobe y Oilmaster 44
4.1 Fundamentos de Bombeo Hidráulico 44
4.2 Bombeo Hidráulico con Bombas Tipo Pistón 45
4.3 Principio de Operación 46
4.4 Tamaño de Bombas Pistón Oilmaster 48
4.4.1 Tipos y Tamaños de Bombas Pistón Oilmaster 48
4.5 Tamaño de Bombas Pistón Kobe 49
4.5.1 Tipos y Tamaños de Bombas Pistón Kobe 50
4.5.1.1 Bombas Pistón Tipo “A” 51
4.5.1.2 Bombas Pistón Tipo “B” 51
4.5.1.3 Bombas Pistón Tipo “D” 52
Página
4.6 Factor “P/E” Importancia Dentro del Diseño 53
4.7 Fabricantes de Bombas Hidráulicas Tipo Pistón 54
4.8 Sistemas de Operación 55
4.8.1 Sistemas de Fluido Motriz Abierto (O.P.F) 55
4.8.2 Sistemas de Fluido Motriz Cerrado (C.P.F) 55
4.9 Tipos de Sistema de Subsuelo 55
4.9.1 Sistema de Bomba Libre 55
4.9.2 Sistema de Bomba Fija 57
4.10 Principales Elementos del Conjunto de Fondo 57
4.10.1 Tubería de Revestimiento (Casing) 58
4.10.2 Tubería (Tubing) 59
4.10.3 Cavidad 59
4.10.4 Aisladores de Zonas (Packers) 61
4.10.5 Camisas 61
4.10.6 Válvula de Pie ( Standing Valve) 62
CAPÍTULO V
5 Problemas Mecánicos en Bombas Pistón Kobe y Oilmaster 63
5.1 Características del Reservorio 63
5.1.1 Porosidad 63
5.1.2 Permeabilidad 63
5.1.3 Presión Estática (P*) 64
5.1.4 Presión Fluyente 64
5.1.5 Presión del Punto de Burbuja (Pb, psi) 64
5.1.6 Drow Down 64
5.1.7 BSW 64
5.1.8 Gravedad Específica del Crudo 65
5.1.9 Relación Gas Petróleo 65
5.2 Comportamiento de Entrada de Fluidos 65
5.2.1 Presión de Inyección 65
5.2.2 Presión de Operación 66
Página
5.2.4 Profundidad de la Bomba Pistón 66
5.3 Problemas de Producción en el Pozo 66
5.3.1 Problemas del Agua 67
5.3.2 Problemas de Parafina 67
5.3.3 Problemas de Incrustaciones (o Carbonatos) 68
5.3.4 Problemas de Corrosión 68
5.4 Problemas del Equipo de Fondo 69
5.4.1 La Bomba Pistón no Despega o no Desasienta de la cavidad 69
5.4.2 La Bomba Despega, pero no Llega a superficie 70
5.4.3 Falla del Standing Valve (Válvula de Pie), Packer o Casing 71 5.4.4 La Bomba no Desasienta y no hay Acumulación de Presión 71
5.4.5 Incremento en el Fluido Motriz 72
5.4.6 Aumento Brusco de la Presión de Inyección 72
5.5 Problemas que Presentan las Bombas Reciprocantes 72
5.5.1 Problema 1 72
5.5.2 Problema 2 73
5.5.3 Problema 3 74
5.5.4 Problema 4 76
5.5.5 Problema 5 76
5.5.6 Problema 6 77
5.5.7 Problema 7 78
5.5.8 Problema 8 78
5.5.9 Problema 9 79
5.5.10 Problema 10 79
5.6 Problemas del Equipo en Superficie 79
5.6.1 Bomba de Superficie 80
5.6.2 Válvula Reguladora de Flujo (V.R.F) 80
5.6.3 Válvula Block 81
5.6.4 Turbina 81
5.7 Procedimiento General Para Desarmar una Bomba Hidráulica
Tipo Pistón 82
Página
5.7.3 Inspección Preliminar de Todas las Partes de la Bomba Pistón 84
5.8 Prueba de una Bomba Pistón Oilmaster 84
CAPÍTULO VI
6.1 Conclusiones y Recomendaciones 88
6.1.1 Conclusiones 88
6.1.2 Recomendaciones 89
Glosario de Términos 90
Bibliografía 99
ÍNDICE DE TABLAS
Página
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Página
FIGURA 1 Etapas en la Vida de Producción de un Pozo de Petróleo 11
FIGURA 2 Sistemas de Levantamiento Artificial 12
FIGURA 3 Componentes del Sistema de Bombeo Mecánico 13
FIGURA 4 Componentes del Sistema de Bombeo Hidráulico 15
FIGURA 5 Componentes del Sistema de Bombeo Eléctrico Sumergible 17
FIGURA 6 Componentes del Sistema de Levantamiento a Gas 19
FIGURA 7 Proceso de Recolección de Crudo en un Campo Petrolero 21
FIGURA 8 Separador 23
FIGURA 9 Tanques de Acero 28
FIGURA 10 Tanques de Techo Fijo 29
FIGURA 11 Tanques de Techo Flotante y Fijo 30
FIGURA 12 Tanque de Lavado 32
FIGURA 13 Depurador de Gas 37
FIGURA 14 Estructura de una Bota de Gas 39
FIGURA 15 Principio de Pascal 44
FIGURA 16 Principio de Bombeo Hidráulico 45
FIGURA 17 Operación General de una Bomba Pistón 47
FIGURA 18 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo A 51
FIGURA 19 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo B 52
FIGURA 20 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo D 52
FIGURA 21 Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo E 53
FIGURA 22 Relación de Presión Pum/Engine 54
FIGURA 23 Sistema de Bomba Libre 56
FIGURA 24 Elementos del Conjunto de Fondo 58
FIGURA 25 Camisa 62
FIGURA 26 Standing Valve 62
FIGURA 27 Reversada de Bomba con MTU (Movil Testing Unit) 75
ÍNDICE DE ANEXOS
Página
ANEXO 1: Registro Reporte de Inspección. Bomba pistón 3x48
Oilmaster 101
ANEXO 2: Registro Reporte de Inspección Cavidad Oilmaster 3x48 102
ANEXO 3: Registro Reporte de Inspección Bomba Pistón Kobe
Super A 103
ANEXO 4: Registro Reporte de Inspección Cavidad Kobe tipo D 3.0” 104
ANEXO 5: Barril de una Bomba Pistón Oilmaster con presencia de
Escala 105
ANEXO 6: Camisa de una Bomba Pistón Oilmaster en mal estado 106
I
RESUMEN
El análisis de problemas mecánicos en bombas pistón en el sistema de bombeo hidráulico de subsuelo, tiene como propósito determinar sus problemas relevantes de operación, analizando los componentes que conforma el sistema hidráulico, las principales características del fluido motriz a ser utilizado en el sistema de bombeo y las falencias que presentan las bombas pistón en su trabajo operativo.
En el CAPÍTULO II se analiza el proceso de producción del petróleo y los diferentes sistemas de levantamiento artificial como son: Bombeo Mecánico (Balancín), Bombeo Hidráulico, Bombeo Eléctrico Sumergible y bombeo Gas Lift. Sopesando las ventajas y desventajas que tiene cada sistema, con el objeto de seleccionar el más rentable, dependiendo de las condiciones de cada pozo de producción.
En el CAPÍTULO III se estudia las facilidades de superficie de una estación de producción que es el conjunto de equipos y elementos que permiten tomar la producción que vienen de los pozos, separarlos en cada una de sus fases, analizarlos, tratarlos, medirlos y almacenarlos.
En el CAPÍTULO IV se presenta el tipo y tamaño de bombas pistón Kobe y Oilmaster que se ajustan de acuerdo a la tasa de producción de cada pozo petrolero. Este tipo de equipos consta fundamentalmente de dos pistones unidos entre sí por medio de una varilla, uno superior denominado “pistón motriz”, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el pistón inferior o “pistón producción”, el cual a su vez, impulsa el crudo producido.
El bombeo hidráulico tiene dos sistemas de operación que son sistema de fluido motriz abierto y sistema de fluido motriz cerrado, dispone de dos sistemas de subsuelo, sistema de bomba libre y sistema de bomba fija.
II En el CAPÍTULO V se realizó el análisis de los problemas mecánicos que existen en las bombas pistón Kobe y Oilmaster, tomando en consideración las características del reservorio. La presencia de parafina, carbonatos y un alto BSW en los fluidos de la formación son las principales causas para los inconvenientes mecánicos que presentan los equipos de subsuelo.
Se determinó las dificultades que afectan indirectamente a las bombas reciprocantes, tales como: falencias del equipo de fondo y superficie.
En el CAPÍTULO VI se presenta las conclusiones y recomendaciones. De acuerdo al estudio investigativo se concluye que: La elección de elegir el sistema de bombeo hidráulico, radica en la importancia de su versatilidad, efectividad y economía.
La presencia de sólidos en el fluido de formación, como en el fluido motriz es el principal problema que afecta a la eficiencia operativa de las bombas pistón, por el hecho que estos equipos de subsuelo conforman partes móviles.
El éxito en las operaciones de bombeo hidráulico es una buena calidad del fluido motriz, por ello se recomienda una eficiente inyección de químicos.
III ABSTRACT
Analysis of piston pump mechanical problems in the hydraulic pumping system
of subsoil, aims determine their relevant operating problems, analyzing the
components forming the hydraulic system, the main features of the driving fluid
to be used in the pumping system and the failures that have piston pumps
operating in their work.
In CHAPTER II analyzes the oil production process and different artificial lift
systems such as: Pump Mechanic (Rocker), hydraulic pumping, electrical
submersible pump and pumping Gas Lift. Weighing advantages and
disadvantages of each system, in order to select the most cost effective,
depending on the conditions of each production well.
In CHAPTER III examines the surface facilities of a production station that is the
set of equipment and elements that allow the production to take coming from
wells, separate in each of its phases, analyze, treat, measure and store.
In CHAPTER IV presents the type and size of piston pumps and Oilmaster
Kobe is adjusted according to the rate of production of each oil well. This type of
equipment consists basically of two pistons interconnected by means of a rod,
an upper called "piston drive", which is driven by the driving fluid and which
carries the lower piston or "production piston", which in turn , drives the oil
produced.
The hydraulic pump has two operating systems that are driving fluid system
open and closed driving fluid system has two ground systems, and free pump
system fixed pump system.
Its main elements are bottomhole assembly: Casing, tubing, cavity areas
insulators and shirts.
In CHAPTER V was performed the analysis of mechanical problems that exist
IV
characteristics of the reservoir. The presence of paraffin, carbonates and high
BSW in formation fluids are the main causes for the problems that have
mechanical ground equipment.
Difficulties was determined indirectly affecting reciprocating pumps, such as
failures of downhole and surface equipment.
In CHAPTER VI presents the conclusions and recommendations. According to
the research study concludes that: The choice of choosing the hydraulic
pumping system, the importance lies in its versatility, effectiveness and
economy.
The presence of solids in the formation fluid, as in the driving fluid is the main
problem affecting the operational efficiency of piston pumps, by the fact that
these teams comprise underground moving parts.
Successful pumping operations is a good quality hydraulic fluid drive, so we
recommend an efficient chemical injection.
Booting into a hydraulic system is convenient enough fluid to circulate through
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
El Bombeo Hidráulico ha sido un sistema muy utilizado desde épocas pasadas; su aplicación data de los tiempos en que los egipcios utilizaban este principio por acción de un sistema de varillas y un balancín para bombear el agua destinada para su consumo.
Este método dentro de la industria petrolera fue aplicado en la época de Drake, cuando este descubrió el llamado “Oro Negro” (petróleo) en Pensilvania; en la actualidad el mismo principio del Bombeo Hidráulico empleado por los Egipcios es uno de los sistemas más utilizados en el levantamiento artificial de petróleo desde el subsuelo hasta la superficie.
A través de los años se han venido generando diferentes diseños de equipos para el levantamiento artificial de petróleo, un claro ejemplo de este avance fue una bomba accionada por vapor de agua que requería de un pozo de gran diámetro para levantar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie.
A partir del avance de la exploración del hidrocarburo se ha demostrado que existen otros yacimientos a profundidades mayores, de los que hasta ese tiempo no se los conocía, de allí y con el pasar del tiempo se han ido tecnificando y perfeccionando los diferentes diseños de equipos (tanto de subsuelo como de superficie) en el orden de sistemas hidráulicos.
2
“Si se ejerce una presión sobre una superficie líquida esta se
transmite a todas las superficies del mismo con igual intensidad”.
La aplicación de este principio permite transmitir presión desde una estación centralizada situada en la superficie, mediante una tubería llena de fluido, hasta cualquier número de puntos (pozos) dentro del sistema.
Una bomba hidráulica a pistón es un mecanismo formado por un
motor alternativo hidráulico acoplado a una bomba, se instala por debajo del nivel del fluido del pozo.
El fluido motriz a alta presión llega al motor a través del tubing y hace que este trabaje en forma alternativa, la bomba accionada por el motor bombea fluido del fondo del pozo hacia la superficie.
Este tipo de bombas son de doble y simple efecto. Las de doble efecto tienen un mayor número de piezas, pero tienen grandes ventajas ya que para un mismo tipo de cavidad se tiene diferentes modelos y tamaños de bombas pistón, facilitando de esta manera la selección y diseño de la bomba a bajarse.
Las bombas pistón de simple efecto tienen una embolada larga (48”y 54”), por lo tanto necesita menor cantidad de emboladas por minuto, lo que produce un llenado más eficiente del extremo bomba y con ello se mejora la relación de compresión.
3
1.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
Las bombas pistón de desplazamiento positivo, son equipos que tienen diferentes complicaciones con el fluido de formación y el fluido motriz.
La composición del fluido de formación afecta a las bombas, en lo que se refiere a la corrosión, debido a la salinidad.
El desgaste del material causado por la corrosión, produce cortes de fluido, ya que este tipo de unidades trabajan con presiones que varían de 2000 PSI a 4000 PSI de inyección.
Cuando se inyecta fluido motriz sucio a estos equipos de bombeo se tiene diferentes dificultades, tales como taponamiento de orificios ó atascamiento de pistones, dando como resultado presiones igualadas.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Determinar la aplicación del bombeo hidráulico con bombas pistón y sus problemas relevantes de operación.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar los componentes que conforma el sistema de bombeo hidráulico.
Indicar las principales características del fluido motriz a ser utilizado para el sistema de bombeo.
4
Presentar un panorama general sobre el funcionamiento de las bombas pistón de desplazamiento positivo.
Explicar el procedimiento hidráulico, como un sistema de levantamiento artificial de hidrocarburos.
Sopesar las ventajas y desventajas con otros sistemas de levantamiento artificial.
Obtener conclusiones de toda la información seleccionada y estudiada para elaborar las recomendaciones respectivas del tema investigativo.
1.3 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA
1.3.1 IMPACTO TÉCNICO
El presente trabajo investigativo, permitirá disponer de un análisis referencial de los principales problemas mecánicos de las bombas pistón para evitar inconvenientes de operación a futuro de los equipos de subsuelo.
Las bombas de pistón son equipos expuestos a diferentes dificultades, puesto que están compuestas por partes móviles, principalmente por pistones, los mismos que deben tener una óptima lubricación para su correcta operación, para ello es necesario realizar un análisis físico - químico del fluido de inyección y fluido de formación, para establecer los problemas mecánicos a consecuencia de los fluidos, determinando de tal manera la solución viable y aplicable para este tipo de equipos hidráulicos.
1.3.2 IMPACTO SOCIAL
5 que coadyuvará a determinar y solucionar las dificultades que tienen las bombas de desplazamiento positivo en su operación.
1.3.3 IMPACTO METODOLÓGICO
Para los estudiantes de la rama de ingeniería mecánica e ingeniería de petróleos, el trabajo a investigarse les serviría como fuente de consulta y de referencia, ya que sería como una pauta a seguir en la solución de las complicaciones en la operación en bombas hidráulicas en el campo petrolero.
1.4 HIPÓTESIS
La aplicación del bombeo hidráulico con bombas pistón en sí, tiene ventajas y desventajas con otros sistemas de levantamiento artificial. El problema de estos equipos radica en fallas mecánicas que se presentan en el transcurso de trabajo operativo, como consecuencia del fluido motriz con impurezas y el fluido de formación.
Para que las bombas de desplazamiento positivo obtengan una eficiencia de trabajo del 98% en un periodo determinado, tienen que disponer de fluido motriz limpio y la inyección de químicos que regulen las impurezas del fluido de formación.
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIALBES
1.4.1.1 VARIABLE DEPENDIENTE
Clasificación de bombas pistón Oilmaster y Kobe según diámetros de sus pistones y varillas, características del material con las cuales son construidas. Calidad del fluido motriz.
6
1.4.1.2 VARIABLE INDEPENDIENTE
Análisis de los principales problemas mecánicos que existen en las bombas pistón en el sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico.
Condiciones y características de los pozos. Calidad del fluido de formación.
1.4.1.3 IDENTIFICACIÓN DE INDICADORES
Variación o alteración en los parámetros de operación, como: presiones igualadas, sobre inyección, taponamiento.
Baja producción: cuando una bomba pistón de desplazamiento positivo tiene problemas producción, es cuando su eficiencia en la parte motriz ha disminuido, lo que indica que existe un desgaste de sus sellos en la parte motor del equipo.
Suspensión de GPM (Golpes Por Minuto), demuestra que hubo una fractura en algunas de sus varillas, ya sea en la parte motriz o parte bomba.
Tipos de cortes de fluido que se producen en las bombas pistón.
Atascamientos de pistones y ruptura de varillas en bombas de desplazamiento positivo.
Fluido motriz con sedimentos y sólidos.
7
1.5 MARCO REFERENCIAL
1.5.1 MARCO TEÓRICO
Cuando la energía natural asociada con el petróleo no es suficiente para que en el yacimiento y en el hueco se produzca la presión diferencial necesaria para desplazar hacia la superficie un volumen suficiente de fluido, la energía del yacimiento deberá ser suplantada por un sistema de levantamiento artificial.
El propósito del levantamiento artificial es el de mantener una presión de fondo fluyente capaz de que la formación pueda aportar con fluido de reservorio.
El sistema de bombeo hidráulico con bombas Oilmaster y Kobe transmiten potencia al fondo del pozo por medio del fluido motriz presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las bombas de subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del fluido motriz en energía potencial o de presión en los fluidos producidos.
Las bombas de PISTÓN, Oilmaster y Kobe constan de pistones recíprocos comunicados, unos gobernados por el fluido motriz presurizado y otros gobernados por los fluidos que produce el pozo.
De acuerdo con los diseños desarrollados por cada una de las compañías fabricantes, todos los elementos mecánicos que constituyen el sistema de bombeo hidráulico varían en sus condiciones generales; sin embargo, el principio básico de operación es el mismo.
1.6 METODOLOGÍA
8
1.6.1.1 INVESTIGACIÓN DESCRIPTIVA
Describe la metodología requerida para realizar las observaciones que existen en los diferentes problemas mecánicos referentes a las bombas pistón con la finalidad de proceder con las respectivas inspecciones, para posteriormente reparar los equipos de subsuelo.
1.6.1.2 INVESTIGACIÓN EXPLICATIVA
Interpreta en detalle los fundamentos teóricos, limitaciones, técnicas aplicables, normas de seguridad, criterios técnicos de aceptación y rechazo de las partes que conforman las bombas pistón en base a la inspección que se realiza en el taller de bombeo hidráulico.
1.6.2 METÓDOS DE INVESTIGACIÓN
En el presente estudio investigo se aplicara el método teórico deductivo, puesto que es un procedimiento que se apoya en las aseveraciones y generalizaciones a partir de las cuales se realizan demostraciones o inferencias particulares o una forma de razonamiento, mediante el cual se pasa de un conocimiento general a otro de menor nivel de generalidad.
1.6.3 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Las técnicas a utilizarse son las siguientes:
Revisión de archivos y documentos.
9
Consulta a técnicos de bombeo hidráulico
Trabajo de campo.
Captación de información directa en el campo.
Internet.
1.6.4 ANÁLISIS DE DATOS
10
CAPÍTULO II
2. SISTEMAS DE PRODUCIÓN DE POZOS
El sistema de levantamiento artificial es requerido cuando la energía del yacimiento no es suficiente para producir el fluido hasta superficie a una tasa de producción determinada. Este levantamiento consiste en transferir energía en el fondo del pozo o disminuir la densidad del fluido para reducir la carga hidrostática en el fondo.
2.1 PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO
En los yacimientos petrolíferos del subsuelo existen ciertas fuerzas materiales latentes que permiten el flujo del petróleo desde las rocas que lo contiene al hoyo del pozo. Estas fuerzas son:
1. La expansión a gran presión de la capa de gas que se encuentra sobre el petróleo.
2. El empuje originado por las aguas marginales ubicadas debajo del petróleo.
3. El drenaje por gravedad. La fuerza de empuje que desplaza al petróleo del yacimiento proviene de la energía natural de los fluidos comprimidos almacenados en el yacimiento.
2.2 PRODUCCIÓN DE UN POZO A FLUJO NATURAL
11 proporcionada por el yacimiento. Se dice entonces que el pozo produce por flujo natural.
Figura 1: Etapas en la Vida de Producción de un Pozo de Petróleo
Fuente: Texto Guía de Bombeo Hidráulico
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo fluya a la superficie en volúmenes suficientes, la energía natural deberá ser suplementada por medios artificiales de producción, es decir será remplazado por un sistema de levantamiento artificial.
Existen cuatro formas de levantamiento artificial utilizados en la producción de petróleo que son las siguientes:
El bombeo por varillas de succión o bombeo mecánico (Balancín)
El bombeo hidráulico de subsuelo (Bombas Pistón y Bombas Jet)
El bombeo eléctrico sumergible (B.E.S)
12
Figura 2: Sistemas de Levantamiento Artificial
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.1 BOMBEO MECÁNICO (BALANCÍN)
El Sistema es accionado por un motor a Diesel que alimenta la potencia necesaria por movimiento rotacional. La unidad de transmisión transfiere la energía suministrada por el motor a través de correas y engranajes al balancín, el cual transforma dicha energía en movimiento armónico simple.
13
Figura 3: Componentes del Sistema de Bombeo Mecánico
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.1.1 VENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO
14
El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo.
El equipo puede ser operar a temperatura elevadas.
Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.
Bajas presiones de producción en el fondo del pozo
2.3.1.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO MECÁNICO
La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo.
La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la presencia del gas.
Requiere altos costos de mantenimiento.
Posee profundidades limitadas.
El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.
2.3.2 BOMBEO HIDRÁULICO DE SUBSUELO (BOMBAS PISTÓN Y
BOMBAS JET)
15
Figura 4: Componentes del Sistema de Bombeo Hidráulico
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.2.1 VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
Puede operarse en pozos direccionales.
Tiene buena flexibilidad sobre rangos de producción.
Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
16
2.3.2.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO
El bombeo hidráulico requiere que el personal de operaciones tenga los conocimientos suficientes.
Es compleja la fabricación de bombas hidráulicas a pistón.
La alta presión en la superficie puede plantear un peligro.
Se requiere limpiar el fluido motriz.
Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de tratamiento.
2.3.3 BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE (B.E.S )
Se considera un método de levantamiento artificial, que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo.
Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a alta velocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una tubería de descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de centrifugación, es decir, no es un solo rotor, si no varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el otro y alimentándose entre ellos para ganar mayor presión.
17
Figura 5: Componentes del Sistema de Bombeo Eléctrico Sumergible
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford
Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.3.1 VENTAJAS DEL BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE
Puede levantar altos volúmenes de fluidos.
Maneja altos cortes de agua (aplicables en costa a fuera).
18
Su vida útil puede ser muy larga.
Trabaja bien en pozos desviados
2.3.3.2 DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELÉCTRICO SUMERGIBLE
Problemas en sus componentes del equipo BES por la erosión causada por la producción de los fluidos y gases.
Inversión inicial muy alta.
No es rentable en pozos de baja producción.
Su diseño es complejo.
Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.
2.3.4 LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT (INYECCIÓN DE GAS)
El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción.
19
Figura 6: Componentes del Sistema de Levantamiento a gas.
Fuente: Sistemas de Levantamiento Artificial Weatherford Elaborado por: Wilson Chimarro
2.3.4.1 VENTAJAS DEL LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT
Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma.
Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales.
Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena.
20
Bajo costo de operación.
2.3.4.2 DESVENTAJAS DEL LEVANTAMIENTO A GAS O GAS LIFT
El gas de inyección debe ser tratado.
No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro.
Se requiere una fuente de gas de alta presión.
Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies.
21
CAPÍTULO III
3. FACILIDADES DE SUPERFICIE
Las instalaciones de superficie o estaciones de producción es el conjunto de equipos, instalaciones y elementos que permiten tomar los fluidos que vienen de los pozos productores de crudo, separarlos en cada una de sus fases, analizarlos, tratarlos, medirlos, para luego enviarlos a un sitio determinado de la facilidad, que puede ser un tanque, separador, calentador, etc.
3.1 INTRODUCCIÓN
En las facilidades petroleras es posible ejecutarla las actividades correctamente, si se realiza las acciones en forma coordinada y segura en una serie de equipos que están agrupados en un solo lugar y que se la conoce como estación de producción. Pero también, es importante tener el conocimiento de lo que hace cada equipo para de esta manera entender el proceso y dar importancia al trabajo realizado en el campo.
Figura 7: Proceso de Recolección de Crudo en un campo Petrolero
Fuente: www.foxitsoftware.com
22
3.2 MÚLTIPLE DE PRODUCCIÓN (MANIFOLD)
El primer lugar de llegada de los fluidos provenientes de los pozos, es el múltiple, desde donde a través de un sistema de válvulas se direccionan dichos fluidos hacia los separadores de prueba a través de tuberías de 4" de diámetro, o hacia los separadores de producción a través de tuberías de 10" de diámetro. Tomando en consideración que la presión en los separadores varía entre 20 a 25 psi.
Fotografía 1: Manifold.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
3.3 SEPARADORES
Posteriormente el fluido ingresa a los separadores en donde se produce la separación bifásica (separación de la fase líquida de la fase gaseosa).
23
Fotografía 2: Separadores.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal.
Elaborado por: Wilson Chimarro
Figura 8: Separador.
Fuente: Sistema de Diseño e Instalaciones Superficiales de Producción 1992.
Elaborado por: Wilson Chimarro
Los separadores poseen esencialmente las siguientes características y componentes:
Una vasija, la cual incluye:
Un mecanismo de separación o sección primaria Sección
24 Extractor de niebla, para remover pequeñas partículas de líquido
del gas.
Salida de gas.
Sección de asentamiento de líquido, para remover gas o vapor del aceite y agua si es trifásico.
Salida de aceite.
Salida de agua, si es un separador trifásico
Capacidad volumétrica de líquido adecuada.
Diámetro, altura y longitud adecuada
Medio de control de nivel, el cual incluye un controlador y una válvula controladora de nivel (LCV-Level Control Valve).
Un mecanismo de control de presión (controlador + PCV –Pressure control Valve)
Mecanismos de alivio de presión.
Los mecanismos de separación son físicos y mecánicos. Los físicos son la segregación y la fuerza centrífuga y los mecánicos son dispositivos que generalmente actúan sobre la fase líquida y permiten generalmente escapar la fase gaseosa o contribuyen a una mejor separación por efecto de la gravedad o la fuerza centrífuga. Dentro de los dispositivos que facilitan la separación tenemos:
Centrífugos Son difusores que someten el flujo de entrada al
25 líquido cae hacia la parte inferior del recipiente con alguna cantidad de gas atrapada, y el gas se dirige hacia la parte superior con algunas gotas de líquido.
De Asentamiento Esta es una gran sección o área de asentamiento
que permite el escape o salida del gas de la parte líquida. Controlando el nivel de líquido dentro del separador, impedimos que dicho nivel suba hasta la salida de gas.
Eliminador de Grumos Conocido también como extractor de niebla.
Este se encarga de retirar las gotas de crudo que no han sido separadas del gas, por medio de unas mallas contra las cuales choca el flujo de gas causando un rompimiento que permite la acumulación de pequeñas gotas de líquido en la malla, las cuales finalmente se precipitan hacia la parte inferior del separador. El gas continúa fluyendo a través de la malla.
Drenajes
Son instalados en la parte inferior de las vasijas y controlados automáticamente por medio de flotadores. Los drenajes permiten la salida de agua, arena y algunas impurezas que entran con la fase líquida al separador.
Bafles, Platinas y Flotadores Facilitan la separación y acumulación
de las fases, así como también la operación de los controles.
Visores, Válvulas, Reguladores, Válvulas de Seguridad,
Manhole.
Son dispositivos externos. Los visores son hechos de tubos de vidrio con los cuales se puede apreciar los niveles de crudo y agua. Las válvulas controlan los diferentes flujos.
26 Las válvulas de seguridad son mecanismos que protegen el sistema de sobre presurizaciones causadas por taponamiento de válvulas o mal funcionamiento de controles.
El manhole es una compuerta lateral para facilitar el acceso, con el fin de realizar inspecciones y/o reparaciones en la parte interna del separador.
3.4 SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO
El almacenamiento puede realizarse bajo diferentes sistemas; así pues, el disponer de grandes capacidades de almacenamiento para los volúmenes de petróleo o gas producidos, permiten brindar una seguridad estratégica a un país y la oportunidad de obtener los mayores beneficios comerciales.
En los sistemas de almacenamiento de los hidrocarburos, tiene singular resalte aquel que es en tanques de acero. Pero esta actividad sólo es posible ejecutarla si se realiza la operación coordinada y segura de una serie de equipos que están agrupados en el lugar que se conoce como Área de Tanques.
3.4.1 ORIGEN DEL ALMACENAMIENTO
Colonel Drake produjo el primer pozo de petróleo en 1859 en Titusville, Estado de Pennsylvania en Estados Unidos de Norte América, y en aquel entonces se preguntaron en como almacenarlo y poder transportarlo el hidrocarburo. En aquel tiempo el sistema conocido en esa fecha eran los recipientes para almacenar el vino, vasijas que eran construidas de madera de roble para que tengan una mayor vida útil.
27 nombre, ya que la unidad de medida tradicionalmente utilizada en el mundo petrolero es el barril (bbl).
3.4.2 GENERALIDADES
El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que:
Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones de consumo.
Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por oleoducto o a destilación.
Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.
Normas aplicables
AGA: American Gas Association
API: American Petroleum Institute
ASME: American Society Of Mechanical Engineers
ASTM: American Society for Testing and materials
IP: Institute of Petroleum
ISA: Instrument Society of America
ISO: International Standards organization
NACE: National Association of Corrosion Engineers
PRCI: Pipeline Research Council International
28
3.4.3 CARACTERÍSTICAS
Los tanques de almacenamiento son construidos con planchas baroladas y ensamblados todas ellas mediante suelda especial.
El espesor del tanque para cada sección tiene un diseño particular; así pues en la parte inferior el espesor es mayor y en la parte superior es menor.
Tienen anillos de refuerzo que permiten su rigidez.
Las entradas tanto para producto como para las personas que realicen mantenimiento (man hole) son tratadas su metalurgia térmicamente.
Figura 9: Tanques de Acero.
Fuente: Jahn, F., Cook, M., and Graham, M.: 2000, Hydrocarbon Exploration and Production.
Elaborado por: Wilson Chimarro
En relación a las características del techo del tanque tenemos las siguientes:
Tanques de Techo Flotante.
Tanques de Techo Fijo.
29
3.4.3.1 TANQUES DE TECHO FLOTANTE
En este tipo de tanques el techo flota sobre el producto que se almacena desplazándose verticalmente de acuerdo al nivel superior del fluido. Debido a este contacto y al peso del techo, no existe evaporación del fluido) crudo o productos refinados), hecho que disminuye riesgos de incendios o explosión; es decir, con este tipo de tanques se disminuye las pérdidas por evaporación y no genera electricidad estática.
3.4.3.2 TANQUES DE TECHO FIJO
Estos tanques son de diseño simple bajo la Norma 650 y se diferencian de los anteriores, ya que existe un espacio libre entre el nivel del fluido y la tapa, por lo que hay presencia de vapores, dando como resultados el incremento de riesgos. Generalmente son tanques de volúmenes pequeños en alrededor de los 10,000 bbls.
Figura 10: Tanques de Techo Fijo.
30
3.4.3.3 TANQUES DE TECHO FLOTANTE Y FIJO
Existen tanques que tienen por diseño techo flotante y además uno de techo fijo en forma de domo cuya finalidad es da una protección extra al tanque.
Figura 11: Tanques de Techo Flotante y Fijo
Fuente: Tanques de Almacenamiento.Ing. Jorge Pazmiño Urquizo Elaborado por: Wilson Chimarro
3.5 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO EN UNA ESTACIÓN DE
PRODUCCIÓN
En una estación de producción el sistema de almacenamiento está compuesto por un tanque de lavado, un tanque de reposo y un tanque de oleoducto.
3.5.1 TANQUE DE LAVADO (WASH TANK)
31 tanque de lavado hacia el tanque de reposo, mientras que por la parte inferior se drena el agua que es enviada al sistema de reinyección de agua de producción.
En el tanque se debe mantener un colchón de agua de 10 pies (ft) de altura para una operación normal del tanque, el mismo que es monitoreado manualmente con la utilización de una cinta.
La función principal de estos recipiente, es la de eliminar el agua y proporcionar un tiempo de permanencia suficientemente grande para que el demulsificante actúe rompiendo el resto de la emulsión agua - petróleo.
Al tanque de lavado se debe efectuar la medición del BSW a los 10, 15,20 pies (ft), así como también a la descarga, con el objetivo de monitorear la deshidratación y el desempeño de los químicos.
La finalidad de este proceso es la de obtener un BSW menor al 1%, caso contrario la deshidratación debe continuar en el tanque de reposo.
Los tanques de lavado tienen techos fijos. Para mantener una presión positiva y exento de aire, se dispone de las llamadas válvulas de presión y vacío con arresta llamas y gas blanket o colchón de gas. Esto ayuda a prevenir la corrosión, eliminar potenciales fuentes de incendio y conservar algo de hidrocarburos gaseosos en solución.
32
Figura 12: Tanque de Lavado (Wash Tank)
Fuente: www.foxitsoftware.com
Elaborado por: Wilson Chimarro
Fotografía 3: Tanque de Lavado (Wash Tank)
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
33
3.5.2 TANQUE DE REPOSO (TANQUE DE SURGENCIA)
El petróleo con un BSW del 1% procedente del tanque de lavado ingresa al tanque de reposo, también conocido como tanque de surgencia.
El objetivo del almacenamiento del crudo en este tipo de tanque es la de separar el remanente de agua que queda en el crudo, hasta alcanzar a un BSW de aproximadamente del 0.1%.
Con respecto a la medición total del nivel del tanque se lo realiza mediante la utilización de una cinta.
Este tipo de tanque dispone de una o varias succiones, para enviar el crudo hacia el tanque de oleoducto, mediante bombas de transferencias, estas tomas (succiones) se encuentran instaladas en el tanque a una altura de 3,6 o 9 pies.
Al igual que el tanque de lavado, también se dispone de una bota de gas en la entrada al tanque de surgencia, la cual sirve para recibir el crudo provenientes de los pozos que tienen un BSW < 1% directamente de los separadores de producción, con la finalidad de disminuir la cantidad de petróleo en el tanque de lavado y generar un tiempo de permanencia mayor.
34
Fotografía 4: Tanque de Reposo (Tanque de Surgencia)
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
3.5.3 TANQUE DE OLEODUCTO
35
Fotografía 5: Tanque de Oleoducto.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
Fotografía 6: Tanques de Oleoducto.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
36
3.6 SISTEMA DE GAS
En una estación de producción el sistema de gas está encargado de recolectar el gas proveniente de los separadores y distribuirlos para el consumo.
El sistema de gas dispone de los siguientes componentes:
3.6.1 TEAS (MECHEROS)
En cada estación las teas de gas son instaladas en la parte posterior, con la finalidad de garantizar la seguridad de los equipos de producción, para lo cual cada estación cuenta con tres teas: una tea de gas de los separadores, una tea de gas ecológico de la bota del tanque de lavado y una tea de gas ecológico de la bota del tanque de surgencia.
Fotografía 7: Teas de Gas.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
37
3.6.2 DEPURADOR DE GAS (SCRUBERS)
La función de este componente es eliminar el líquido (agua) que se encuentra en la corriente gaseosa. Por lo general estos dispositivos se encuentran instalados en: la salida de los separadores, a la entrada de las unidades de oleoducto, a la entrada de los calentadores y a la entrada de las unidades Ajax, con el objetivo de eliminar el agua que se encuentra en la corriente gaseosa.
Figura 13: Depurador de Gas.
Fuente: www. Depuradores de Gas.com
38
Fotografía 8: Depurador de Gas.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal Elaborado por: Wilson Chimarro
3.6.3 BOTAS DE GAS
Estos equipos se encuentran en las estaciones de producción, puesto que tienen como finalidad separar el remanente de gas existente en la corriente líquida, es decir el fluido proveniente de los separadores hacia el tanque de lavado.
3.6.3.1 GENERALIDADES
39
ESTRUCTURA DE UNA BOTA DE GAS
Figura 14: Estructura de una Bota de Gas
Fuente: www.bota de gas.com
Elaborado por: Wilson Chimarro
Fotografía 9: Bota de Gas
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
40 entrada del tanque de reposo con el objeto de extraer el gas que no se separó en los separadores de producción.
3.6.4 CALENTADORES
Para el tratamiento químico del crudo que se realiza en el tanque de lavado existen quemadores, los cuales son tubos concéntricos que tienen como finalidad incrementar la temperatura del agua de formación, quemando gas natural en el tubo interno, mientras que por el espacio anular y en contracorriente ingresa el agua del tanque de lavado, incrementándose la temperatura de 10 a 25°F.
Fotografía10: Calentadores Artesanales
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
Fotografía 11: Calentadores Artesanales.
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
41
3.7 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA
El agua producida proveniente del tanque de lavado, previa inyección de químicos como Biocida, antiescala, inhibidor de corrosión y surfactantes, es succionada por las bombas booster, estas bombas empacan la succión de las bombas multietapas de reinyección de agua de producción e inyectan el agua a los pozos reinyectores.
3.8 UNIDAD DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA AUTOMÁTICA
(A.C.T)
La unidad ACT (Automatic Custody Transfer). Básicamente sirve para medir el flujo de petróleo y direccionar éste hacia el bombeo hidráulico de pozos también conocido como power oil. Consta de bombas booster, bombas de transferencia, equipos de medición de flujo, bombas de químicos y toma muestras.
Fotografía 12: Unidad de Transferencia de Custodia Automática (ACT).
Fuente: Archivo Fotográfico Personal
Elaborado por: Wilson Chimarro
42
3.8.1 DISPOSITIVOS DE LAS UNIDADES A.C.T
3.8.1.1 BOMBA
Sirve para conducir el petróleo del tanque a través de la unidad y finalmente hacia el oleoducto, por lo general son bombas centrifugas debido a que vibran menos y logran un flujo más uniforme para la prueba del medidor.
3.8.1.2 DESAEREADOR
Es un dispositivo que elimina el gas o el aire del petróleo, el gas libre o el aire pueden causar cavitación en la bomba, hacer que el medidor patine o que se tome una muestra no representativa.
3.8.1.3 FILTRO
Elimina partículas sólidas tales como costras de la tubería, esquirlas de soldadura, arena, etc., las cuales pueden causar muestreos y aforos inexactos.
3.8.1.4 MEDIDOR
Dispositivo de buena exactitud y repetibilidad que mide el volumen de petróleo que se está transfiriendo.
3.8.1.5 TOMA MUESTRAS
43
3.8.1.6 CONEXIONES PARA EL MASTER METER
Es un sistema de válvulas y accesorios que facilitan la verificación de la precisión del medidor, por medio de un probador portátil.
44
CAPÍTULO IV
4. BOMBAS TIPO PISTÓN KOBE Y OILMASTER
En un sistema de bombeo hidráulico el componente principal en el fondo del pozo es la bomba de producción.
Existen varios diseños de bombas hidráulicas, sin embargo todas estas tienen el mismo principio operativo. En la industria petrolera hay dos diseños que generalmente son utilizados.
La bomba de acción simple. La bomba de acción doble.
4.1 FUNDAMENTOS DE BOMBEO HIDRÁULICO
El principio fundamental aplicado en el bombeo hidráulico en el subsuelo es la “Ley de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”.
Así se trasmite presión desde un equipo de bombeo centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros.
Figura 15: Principio de Pascal
Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico
45
Figura 16: Principio de Bombeo Hidráulico
Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico. Elaborado por: Wilson Chimarro
4.2 BOMBEO HIDRÁULICO CON BOMBAS TIPO PISTÓN
El bombeo hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos años; ya que ofrecen ventajas que lo diferencian de otros sistemas artificiales, pueden alcanzar hasta profundidades de 18.000 pies y para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor-bomba) no se requiere disponer de un equipo de reparación, únicamente se invierte el fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, haciéndose llegar a la superficie por el desplazamiento del fluido motriz.
El bombeo hidráulico con bombas tipo pistón presenta las siguientes ventajas:
Tiene buena flexibilidad sobre rangos de producción.
Puede operarse en pozos direccionales
46
Puede instalarse como un sistema integral.
Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas) o en áreas urbanas.
A pesar de tener ventajas, este tipo de bombeo tiene ciertas restricciones:
Hay una falta generalizada de conocimientos sobre el sistema.
La alta presión en la superficie puede plantear un peligro.
Se requiere disponer de un fluido motriz limpio.
Los sistemas centralizados requieren equipos grandes de tratamiento.
4.3 PRINCIPIO DE OPERACIÓN
47 Existen dos diseños de bombas hidráulicas tipo piston que son los generalmente utilizados:
Bomba de acción simple, esta desplaza el fluido en un solo sentido, es decir en la carrera ascendente o descendente.
Bomba de acción doble, esta desplaza el fluido, tanto en la carrera descendente como ascendente.
Figura 17: Operación General de una Bomba Pistón
Fuente: Folleto de Levantamiento Artificial de Bombeo Hidráulico
48
4.4 TAMAÑO DE BOMBAS PISTÓN OILMASTER
Los tipos y tamaños de bombas pistón Oilmaster que existen en el Ecuador son los siguientes:
a) Bombas Pistón 3.0x54” (302423) Para cavidad 3x54” b) Bombas Pistón 3.0x48” (302422) Para cavidad 3x48”
Bombas Pistón 3.0x48” (302022) Para cavidad 3x48” Bombas Pistón 3.0x48” (302419) Para cavidad 3x48” Bombas Pistón 3.0x48” (302019) Para cavidad 3x48” Bombas Pistón 3.0x48” (302017) Para cavidad 3x48”
c) Bombas Pistón 2½x48” (252019) Para cavidad 2½x48”
Bombas Pistón 2½x48” (252017) Para cavidad 2½x48” Bombas Pistón 2½x48” (252015) Para cavidad 2½x48” Bombas Pistón 2½x48” (252012) Para cavidad 2½x48”
4.4.1 TIPOS Y TAMAÑOS DE BOMBAS PISTÓN OILMASTER
49
TABLA 1: Especificaciones de Bombas Pistón Oilmaster, según tipos y tamaños
Diámetro Porcentage Resultado Tasa B/D DESPLAZAMIENTO
Motor de Presión de Presión de Velocidad POR SPM
TASA DE VELOCIDAD
& Bomba P/E PSI/1000 Ft MOTOR BOMBA MOTOR BOMBA
54" UNIDAD DE CARRERA PARA TUBERÌA DE 3½"
2.4375 x 2.359 0,96 396 72 37,31 34,96 2686 2517
48" UNIDAD DE CARRERA PARA TUBERÌA DE 3½"
2.00 x 2.265 1,3 403 72 22,35 28,65 1609 2063 2.40 x 2.265 0,92 396 72 32,18 28,65 2317 2063 2.40 x 1,90 0,63 393 72 32,18 20,17 2317 1452 2½" - 2.0 x 1.90 0,93 403 72 22,35 20,17 1609 1452 2½" - 2.0 x 1.75 0,78 338 72 22,35 17,11 1609 1232
48" UNIDAD DE CARRERA PARA TUBERÌA DE 2½"
2.00 x 1.90 0,93 403 72 22,35 20,17 1609 1452 2.00 x 1.75 0,78 338 72 22,35 17,11 1609 1232 2.00 x 1.50 0,57 247 72 22,35 12,53 1609 905 2.00 x 1.25 0,40 173 72 22,35 8,73 1609 629
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.5 TAMAÑO DE BOMBAS PISTÓN KOBE
Los tipos y tamaños de bombas pistón Kobe que existen en el Ecuador son los siguientes:
50 3D 2XA
b) B 2X2 B 2X1 B 1X1 B 2XA B 1XA
c) SUPER A
d) E 2½”
4.5.1 TIPOS Y TAMAÑOS DE BOMBAS PISTÓN KOBE
En el mercado industrial existen diferentes tipos de bombas pistón Kobe, que se ajustan de acuerdo a la tasa de producción de cada pozo petrolero.
TABLA 2: Especificaciones de Bombas Pistón Kobe, según tipos y tamaños
Tipo Tamaño Factor Factor Porcentage GPM Producción
Motor Bomba Motor Bomba P/E Máximo Máxima
3D 2X2 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" x 2 1/8" 35,74 42,53 1,19 87 3700
3D 2X1 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" x 1 7/8" 35,74 36,94 1,03 87 3214
3D 1X1 1 3/4"x 2 1/8" 1 7/8" x 1 7/8" 35,74 31,34 0,88 87 3727
3D 2XA 1 3/4"x 2 1/8" 2 1/8" + EXTEN 35,74 21,55 0,6 87 1875
3B 2X2 2 1/8" 2 1/8" x 2 1/8" 21,75 42,53 1,96 87 3700
3B 2X1 2 1/8" 2 1/8" x 1 7/8" 21,75 36,94 1,7 87 3214
3B 1X1 2 1/8" 1 7/8" x 1 7/8" 21,75 31,34 1,44 87 2727
3B 2XA 2 1/8" 2 1/8" + EXTEN 21,75 21,55 0,99 87 1875
3B 1XA 2 1/8" 1 7/8" + EXTEN 21,75 15,96 0,73 87 1389
SUPER A 1 7/8" 1 3/4" 16,17 14 0,87 87 1218
E 2½" 1 3/4" 1 3/4" 35,45 40,63 1,15 57 2316
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
51
4.5.1.1 BOMBAS PISTÓN TIPO “A”
Está diseñado con un solo sello, ubicado en la parte motriz de la bomba, esto permite aislar el fluido motriz del tubing con el fluido del espacio anular, posee dos cilindros de 1 ¾” tanto en lo motriz como en su sección bomba, se recomienda utilizar en pozos donde se tiene problemas con los sellos de la cavidad o tubos paralelos, es adaptable a cavidades Oilmaster de 3” tanto para 3x54” como 3x48”, ya que su funcionamiento y longitud lo permiten. Estas bombas utilizan Engine valve tipo B.
Figura 18: Diseño de una Bomba Pistón kobe Tipo A
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.5.1.2 BOMBAS PISTÓN TIPO “B”
Tiene sellos externos que permiten que el espacio anular entre la bomba y el tubing sirva de paso para su característica de funcionamiento que es de doble acción; En su parte motor tienen cilindro y pistón de 21/8” y según la capacidad de levantamiento que se desee se puede cambiar del tamaño de sus pistones en la parte bomba.
52
Figura 19: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo B
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.5.1.3 BOMBAS PISTÓN TIPO “D”
Es una combinación de la bomba pistón tipo A y B, el motor de la bomba tipo “D” corresponde al motor de la bomba tipo A + el motor de la bomba tipo B; estos equipos vienen con un cilindro y pistón de 1 ¾” y otro pistón 2 1/8” separados por un tapón medio en la parte bomba al igual que el tipo B; dependiendo de la capacidad de levantamiento que se desee se pueden cambiar los pistones. Todas estas bombas constan de 9 sellos.
Figura 20: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo D
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
53
4.5.1.4 BOMBAS PISTÓN TIPO “E”
Este tipo de bomba es diferente a las anteriores (A, B, D), exteriormente vienen con sellos que permiten aislar el fluido de la tubería y el espacio anular que forma la bomba con el tubing, la unidad motora está ubicada en el centro de la bomba para darle características de doble acción, produce volúmenes altos de fluido.
Figura 21: Diseño de una Bomba Pistón Kobe Tipo E
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.6 FACTOR “P/E” IMPORTANCIA DENTRO DEL DISEÑO
Del análisis estático y de las fuerzas que actúan en cada una de las bombas Tanto de simple efecto (Oilmaster) como de doble efecto (Kobe) se determina que el factor adimensional P/E es:
Donde:
P/E = Relación adimensional bomba / motor
App = Área pistón bomba
Apr = Área de la varilla bomba
Aep = Área pistón motor
Aer = Área varilla motor
Con un factor:
P/E > 1 > PRESIÓN DE OPERACIÓN
54
P/E < 1
< PRESIÓN DE OPERACIÓN> INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ
Figura 22: Relación de Presión Pump/Engine
Fuente: Introducción al Bombeo Hidráulico con Equipos Oilmaster y Kobe
Elaborado por: Wilson Chimarro
4.7 FABRICANTES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO PISTÓN
En la industria petrolera existe gran diversidad de diseños de bombas hidráulicas tipo pistón, entre las cuales las más utilizadas en el campo petrolero son las siguientes:
National Oilmaster.
Kobe.
Guiberson.