La aplicación del bombeo mecánico en el pozo Guanta 9

(1)

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

Tesis previa la obtención del título de Tecnología en Petróleos

LA APLICACIÓN DEL BOMBEO MECÁNICO EN EL POZO GUANTA 9

Autor:

Juan Carlos Chanaluisa Quishpe

Director de Tesis: Ing. Marco Corrales Palma

(2)

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor:

________________________________ Juan Carlos Chanaluisa Quishpe

(3)

CERTIFICACIÓN

Que la presente tesis de grado fue desarrollada en su totalidad por el señor Juan Carlos Chanaluisa Quishpe

_________________________ Ing. Marco Corrales Palma

(4)

(5)

AGRADECIMIENTO

Agradezco a mi DIOS por estar siempre a mi lado y darme la oportunidad de salir adelante en la vida, en los momentos difíciles siempre estuvo junto a mí.

A la universidad Tecnológica Equinoccial, por contribuir a mí desarrollo profesional.

Gracias:

Al Ing. Jorge Viteri Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, por brindarme la oportunidad de vivir mis sueños.

Al Ing. Bolívar Haro Sub Decano de la Facultad y a todos los profesores quienes supieron impartirme sus conocimientos.

Agradecer al Ing. Marco Corrales Palma mi maestro y amigo, que supo brindarme su tiempo y experiencia para poder terminar este trabajo.

(6)

DEDICATORIA

Esta tesis está dedicada de manera muy especial a mis padres a quienes debo todo lo que soy y por enseñarme desde pequeño a luchar para alcanzar mis metas. Mi triunfo es el de ustedes, sin el apoyo de ustedes no hubiese podido hacer realidad este sueño.

A mis amigos y amigas que de una u otra manera siempre estuvieron en aquellos momentos difíciles.

También se la dedico a mis familiares quienes estuvieron para darme ese empujoncito que siempre hace falta.

A todas aquellas personas que tuve la suerte de conocer durante esta etapa de mi vida, y supieron aportar con su granito de arena.

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CONTENIDO

PORTADA__________________________________________________________________ I

DECLARATORIA ___________________________________________________________ II

CERTIFICACIÓN ___________________________________________________________ III

CARTA DE LA EMPRESA ___________________________________________________ IV

AGRADECIMIENTO _________________________________________________________V

DEDICATORIA ____________________________________________________________ VI

CONTENIDO _____________________________________________________________ VII

ÍNDICE GENERAL ________________________________________________________VIII

ÍNDICE DE FIGURAS _____________________________________________________ XIV

ÍNDICE DE ECUACIONES _________________________________________________ XIV

ÍNDICE DE TABLAS _______________________________________________________ XV

ÍNDICE DE ANEXOS _____________________________________________________ XVI

RESUMEN ______________________________________________________________ XVII

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ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO 1 ______________________________________________________________ 2

1. INTRODUCCIÓN __________________________________________________________ 2

1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN _____________________________________ 2

1.1.1 OBJETIVO GENERAL _______________________________________________ 2

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ___________________________________________ 3

1.2 JUSTIFICACIÓN _______________________________________________________ 3

1.3 IDEA A DEFENDER ____________________________________________________ 4

1.4 VARIABLES___________________________________________________________ 4

1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE __________________________________________ 4

1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE __________________________________________ 4

1.5 MARCO DE REFERENCIA_______________________________________________ 4

1.5.1 MARCO TEÓRICO __________________________________________________ 4

1.6 MARCO CONCEPTUAL _________________________________________________ 5

CAPÍTULO II _____________________________________________________________ 10

2. LEVANTAMIENTO MECÁNICO____________________________________________ 10

2.1 INTRODUCCIÓN______________________________________________________ 10

2.2 BOMBAS DE PROFUNDIDAD __________________________________________ 11

2.2.1 PARTES COMPONENTES __________________________________________ 11

(9)

2.5 DESIGNACIÓN DE LAS BOMBAS EN LA OPERACIÓN_____________________ 15

2.6 BOMBAS INSERTABLES_______________________________________________ 17

2.7 CRITERIO DE SELECCIÓN DE BOMBAS INSERTABLES ___________________ 20

2.7.1 DEPOSICIÓN DE ARENA ___________________________________________ 20

2.7.1.1 DESGASTE DE VÁLVULAS _____________________________________ 20

2.7.1.2 ACUMULACIÓN DE ARENA ENTRE BARRIL Y TUBING ATASCANDO

LA BOMBA _________________________________________________________ 21

2.7.1.3 DESGASTE DEL PISTÓN Y EL BARRIL ___________________________ 21

2.7.2 POZOS CON GAS__________________________________________________ 24

2.8 SEPARADORES DE GAS _______________________________________________ 25

2.9 PETRÓLEO VISCOSO__________________________________________________ 27

2.10 INCRUSTACIONES___________________________________________________ 28

2.11 BOMBAS DE TUBING ________________________________________________ 28

2.12 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA _________________________ 29

2.12.1 TRANSPORTE ___________________________________________________ 29

2.12.2 EN EL POZO _____________________________________________________ 30

2.12.3 REPARACIÓN Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD __________ 31

2.13 COLUMNA DE BOMBEO______________________________________________ 31

2.13.1 VARILLAS Y TROZOS ____________________________________________ 32

2.13.2 CUPLAS Y REDUCCIONES ________________________________________ 32

2.13.2.1 TIPOS _______________________________________________________ 32

2.13.2.2 CLASE ______________________________________________________ 33

(10)

2.13.4 CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS _ 34

2.13.4.1 VARILLAS___________________________________________________ 34

2.13.5 CUPLAS ________________________________________________________ 35

2.14 FALLAS COMUNES EN LA CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS _ 37

2.14.1 CONEXIÓN DE LAS VARILLAS ____________________________________ 37

2.14.2 OPERACIÓN DE CONEXIÓN DE LAS VARILLAS _____________________ 37

2.14.3 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS __________________ 39

2.14.4 ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS ________________________________ 40

2.15 CAUSAS DE FALLAS _________________________________________________ 42

2.16 VARILLA DE 7/8” CON PIN DE 1” ______________________________________ 45

2.17 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING) _________________________________ 45

2.17.1 MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA ____________________ 46

2.17.2 ANCLAJE DEL TUBING ___________________________________________ 47

2.18 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DEL ANCLA _____________________________ 48

2.18.1 NORMAS A OBSERVAR___________________________________________ 51

2.18.2 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE

TUBERÍAS CON ANCLA ________________________________________________ 52

2.18.2.1 FUERZA A APLICAR A LA TUBERÍA AL FIJAR EL ANCLA ________ 52

2.18.2.2 CÁLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIÓN DE LA

FUERZA “Ft” A APLICAR _____________________________________________ 56

2.18.2.3 FUERZA “Ft” EN CASO DE BAJAR TUBING PROBANDO

HERMETICIDAD ____________________________________________________ 58

2.19 POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO CON CAPTACIÓN DE GAS_________ 59

(11)

CAPÍTULO III_____________________________________________________________ 62

3. UNIDADES DE BOMBEO CON BALANCIN _______________________________ 62

3.1 TIPOS DE UNIDADES _________________________________________________ 62

3.2 CALIFICACIONES API DE LAS UNIDADES_______________________________ 66

3.2.1 UNIDADES MARK II_______________________________________________ 67

3.3 UNIDADES BALANCEADAS A AIRE - SISTEMA DE CONTRAPESO _________ 68

3.4 PROCEDIMIENTO PARA PONER EN MARCHA LA UNIDAD ________________ 69

3.4.1 ACCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO __________________ 71

3.4.1.1 ACCIONAMIENTO CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA ______ 71

3.4.1.2 VARIACIÓN DEL NÚMERO DE GOLPES POR MINUTO _____________ 71

3.4.1.3 TENSIÓN DE LAS CORREAS ____________________________________ 73

3.5 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES ____________________ 74

3.6 PACKER DE PRODUCCIÓN ____________________________________________ 77

3.6.1 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN ______________________________________ 78

3.6.2 CABEZAL DEL POZO _____________________________________________ 78

3.6.3 CABEZA COLGADORA BRIDADA TIPO CAMERON WF - ADAPTADOR

DANCO / WENLEN_____________________________________________________ 80

3.6.4 ARMADURAS DE LOS POZOS ______________________________________ 80

CAPÍTULO IV _____________________________________________________________ 82

4. DINAMÓMETROS________________________________________________________ 82

(12)

4.3 EQUIPO DINAMÓMETRO ______________________________________________ 84

4.3.1 PESO DE LAS BARRAS ____________________________________________ 86

4.3.2 PRUEBA DE LA VÁLVULA FIJA ____________________________________ 87

4.3.3 PESO DEL FLUIDO ________________________________________________ 88

4.3.4 EFECTO DE CONTRAPESADO ______________________________________ 89

4.4 DINAMÓMETRO ELECTRÓNICO _______________________________________ 93

4.5 INFORMES DE DINAMOMETRÍA _______________________________________ 93

4.5.1 NIVEL DE FLUIDO ________________________________________________ 95

4.5.2 INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS _____________________________ 97

4.5.3 COLUMNA DE FLUIDO GASEOSO __________________________________ 97

4.5.4 ESPACIO ANULAR CON ESPUMA ___________________________________ 97

4.5.5 RUIDOS Y ENMASCARAMIENTO ___________________________________ 97

4.6 MONTAJE DE EQUIPOS DE PULLING ___________________________________ 98

4.7 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO GUANTA 9 ____________________ 100

4.8 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DEL POZO GUANTA- 09 ______ 103

4.8.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 01 ___________________ 104

4.8.5 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 05 ____________________ 108

(13)

CAPÍTULO V ____________________________________________________________ 118

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES__________________________________ 118

5.1 CONCLUSIONES_____________________________________________________ 118

5.2 RECOMENDACIONES ________________________________________________ 119

BIBLIOGRAFÍA _________________________________________________________ 121

CITAS BIBLIOGRÁFICAS ________________________________________________ 122

(14)

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1 Balancín para Bombeo mecánico ... 11

Fig.2 Bombas de Profundidad... 12

Fig.3 Bomba Insertable ... 18

Fig.4 Filtro Parisi ... 22

Fig. 5 Separador de gas ... 26

Fig. 6 Desalineación: ... 36

Fig. 7. Ancla... 49

Fig. 8 Conjunto prensa estopa... 77

Fig. 9 Cabezal del pozo... 79

Fig 10 Completación del Pozo Guanta 9 con Bombeo Mecánico ... 116

ÍNDICE DE ECUACIONES Ecuación No. 1... 56

Ecuación No. 2... 57

(15)

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 Propiedades químicas y mecánicas ... 32

Tabla 2 Cuplas y Reducciones ... 33

Tabla 3 Dimensiones de los Vástagos... 34

Tabla 4 Varillas... 35

Tabla 5 Diámetro de Varilla... 45

Tabla 6 Dimensiones generales de tubing... 46

Tabla 7 Fuerza y estiramientos de tuberías utilizando anclas tipo catcher de Baker ... 59

Tabla 8 Pruebas Iniciales del Reacondicionamiento No. 09... 103

Tabla 9 Pruebas finales del Reacondicionamiento No. 01... 104

Tabla 10 Resultado de las Pruebas del Reacondicionamiento No. 02 ... 105

Tabla 11 Resultado de las pruebas del Reacondicionamiento No. 03 ... 106

(16)

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo No. 1 Valor de “F1” (tubing 2 7/8) ... 125

Anexo No. 2 Valor de “F1” (tubing 3 ½ )... 126

Anexo No. 3 Valor de “F2” ... 127

Anexo No. 4 Valor de “F3” (tubing 2 7/8) ... 128

Anexo No. 5 Valor de “F3” (tubing 3 ½)... 129

Anexo No. 6 Pozos productores de petróleo con captación de gas... 129

Anexo No. 6 Pozos productores de petróleo con captación de gas... 130

Anexo No. 7 Unidad convencional ... 131

Anexo No. 8 Unidad de Bombeo balanceada por aire ... 132

Anexo No. 9 Sistema neumático del contrapeso... 133

(17)

RESUMEN

Este trabajo se origina en la necesidad de ofrecer conocimientos operacionales en los pozos con sistemas de levantamiento mecánico. Se inicia con la descripción de los métodos que se utilizan para la ejecución del trabajo, la descripción de los equipos y las operaciones de reacondicionamiento previas a la instalación del sistema de bombeo mecánico.

Para mejor conocimiento, doy una breve clasificación y descripciones de los varios tipos de balancines mecánicos que existen en la industria en general.

Además, este trabajo enfoca al conocimiento para generar soluciones a los problemas que se presentan en pozo las parafinas y los asfáltenos. Por lo tanto, es necesario ofrecer alternativas de solución a este problema y, una de las mejores alternativas es la remoción químico-térmica.

Puesto que el bombeo mecánico se ha constituido en el levantamiento artificial más económico en los últimos tiempos en algunos campos de Petroproducción, llegando a ser el sistema de levantamiento artificial utilizado para producciones menores, éste sistema también es el más usado por la compañía Tecpetrol en el campo Bermejo y otras compañías operadoras privadas.

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SUMMARY

This work originates in the necessity of offering operational knowledge in wells with mechanical artificial lift systems. It begins with the description of the methods that are used for the execution of the work, the equipment description and the previous work over operations for running the mechanic pumping system.

For better knowledge, I give a brief classification and descriptions of the several types of mechanical beams that exist in the oil industry.

Also, this work focuses to the knowledge to generate solutions to the problems that are presented in well like paraffin and the asphalts. Therefore, it is necessary to offer alternative of solution to this problem and, one of the best alternatives is the chemical-thermal removal.

Since at present time, the mechanical pumping has been constituted in the most economic artificial lift in some fields of Petroproducción, mentioned artificial lift system is the common system for small fluid productions. This system is also used for the company Tecpetrol in the Bermejo field and other private operators.

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CAPÍTULO 1

1. INTRODUCCIÓN

Puesto que el bombeo mecánico se ha constituido en el levantamiento artificial más económico en los últimos tiempos en algunos campos de Petroproducción, llegando a ser el sistema de levantamiento artificial utilizado para producciones menores, este sistema también es el más usado por la compañía Tecpetrol en el campo Bermejo y otras compañías operadoras privadas.

El conocimiento de las técnicas de operación debe ser básicamente una necesidad de todo profesional con deseos de superación y con la firme intención de poner en práctica esos conocimiento a los sistemas de levantamiento artificial, por consiguiente, este trabajo, propone dar a conocer como se operan los equipos de bombeo de mecánico, sus componentes, las normas para una mayor seguridad del personal de operaciones.

1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

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1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Exponer la dinámica operacional para la implementación del sistema de levantamiento Mecánico.

• Comparar las ventajas y desventajas de diferentes tipos de equipos

• Mostrar el funcionamiento del sistema de extracción en el pozo Guanta 9.

1.2 JUSTIFICACIÓN

Perfeccionar el funcionamiento de un sistema de extracción es lograr un funcionamiento que asegure extraer del pozo la máxima cantidad de fluido que los reservorios puedan aportar, con el mínimo consumo energético y costo operativo; mantener el régimen de operación equilibrado, ni sobredimensionado ni subdimensionado; tener en cuenta las dificultades de la extracción, la presencia de gas, de arena, de parafinas, agresividad del fluido, etc. El sistema debe consumir el mínimo de energía, eléctrica o calórica, compatible con la máxima extracción. Y a su vez, esta máxima extracción debe ser compatible con el potencial productivo de los reservorios.

Esta Tesis mostrará una opción adicional de los avances tecnológicos para la optimización del levantamiento artificial mecánico que se está aplicando en los campos petroleros del país.

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1.3 IDEA A DEFENDER

Revelar los avances tecnológicos aplicados al Bombeo Mecánico y la optimización de la producción que se está logrando en el Pozo Guanta 9.

1.4 VARIABLES

1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE

Instalación del sistema de bombeo Mecánico en el pozo productor Guanta 9

1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE

Parámetros actuales del pozo.

Datos de producción y de reacondicionamiento del pozo Guanta

Características técnicas del sistema de levantamiento artificial Mecánico.

1.5 MARCO DE REFERENCIA

1.5.1 MARCO TEÓRICO

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Este tipo de sistema de levantamiento artificial surge como una alternativa técnica y económicamente aplicable en el proceso de producción de petróleo, especialmente en pozos de baja productividad, en donde los sistemas de producción convencionales como el gas lift, bombeo hidráulico y bombeo eléctrico sumergible presentan altos costos de producción por pozo. (1)

En Ecuador, su aplicación data de los años 40, en la explotación de petróleo en los campos de la Península de Santa Elena en la Región costanera del país, cuyos yacimientos son someros (baja profundidad), con resultados satisfactorios, sin embargo; la compleja explotación de los yacimientos únicos en el Distrito Amazónico con mecanismo de empuje por capa de gas, entrada de agua y el bajo potencial de los pozos, en algunos casos registran eficiencias bajas.

CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL POZO:

1.6 MARCO CONCEPTUAL

Pozo de desarrollo: Aquel que se perfora en un campo hidrocarburífero con el propósito de realizar la explotación de sus yacimientos.

Pozo exploratorio: Aquel que se perfora para verificar las posibles acumulaciones de hidrocarburos entrampados en una estructura detectada por estudios geológicos y geofísicos.

(24)

Reacondicionamiento de pozos: Son trabajos destinados a mejorar la producción de un pozo. Pueden ser trabajos de reparación de la completación de un pozo o trabajos a la formación tales como estimulaciones, acidificaciones, fracturamientos, etc.

Revestimiento: Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de perforación, tubería de acero que se atornilla por piezas y sirve para evitar el desplome de las paredes, permitiendo una buena marcha en la perforación de un pozo.

Fundamentos hidráulicos generales

Para comprender algunos de los fenómenos que se producen en la operación y en el diseño de las bombas electro sumergibles, se tienen que revisar algunos conceptos generales:

Densidad

Es la masa por unidad de volumen de una sustancia. Por ejemplo la densidad del agua es de 8.328 lb / gl o 62.4 lb / pie 3 y la densidad del aire es de 0.0752 lb / pie 3 a condiciones estándar de 14.7 psi y 60 ºF. La densidad es inversamente proporcional a la temperatura, es decir, si esta sube, la densidad disminuye, porque el volumen aumenta con la temperatura.

Gradiente de presión

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psi / pie). Para incrementar la presión en un psi se requiere 2.31 pies de incremento en la profundidad.(2)

Gravedad específica

Es la relación de la densidad o peso específico de un fluido, para la densidad de un fluido estándar. En los líquidos, el agua es el material de referencia a una temperatura de 4ºC. Para los gases es el aire a las condiciones estándar de 14.7 psi y 60ºF.

La gravedad API de un crudo se determina empleando el termo-hidrómetro, es decir, se mide el grado API y la temperatura del líquido. Este valor se lo denomina gravedad observada y se la debe corregir a 60 ºF mediante tablas de corrección. Con el valor de la densidad API podemos obtener la gravedad específica. Diez grados API corresponden a una gravedad específica de 1 que es el caso del agua.

Viscosidad

(26)

(27)

(28)

CAPÍTULO II

2. LEVANTAMIENTO MECÁNICO

2.1 INTRODUCCIÓN

El método de bombeo por levantamiento mecánico se fundamenta en elevar el fluido (petróleo + agua) desde el nivel que este alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de recolección (estación satélite o tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad accionada por la columna de varillas que transmiten el movimiento del equipo de bombeo.

El fluido es conducido hasta la superficie a través de la tubería de producción (tubing) y de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (flow line) (Figura 1).

La bomba eleva el fluido desde el nivel dinámico y no desde la profundidad donde está asentada; por lo tanto el trabajo desarrollado será mayor cuanto más bajo se encuentre dicho nivel. Por ejemplo, si la bomba está asentada a 5.249 pies, pero el nivel dinámico del pozo es de 1.640 ft, el trabajo desarrollado por la bomba será elevar el fluido desde los 1640 ft hasta la superficie, más la altura equivalente a la presión de cabeza del pozo.

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Fig. 1 Balancín para Bombeo mecánico

Fuente: Manual de Lufkin

Elaborado por: Juan Carlos Chanaluisa

2.2 BOMBAS DE PROFUNDIDAD

2.2.1 PARTES COMPONENTES

Las bombas (Fig.2) están compuestas por: el barril, el pistón,

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jaula de válvulas, adaptador del pistón,

vástago con conectores especiales en ambos extremos guía del vástago (rod guide),

cupla del vástago (rod coupling), etc.

Fig.2 Bombas de Profundidad

Fuente: Manual de Kobe

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2.3 FUNCIONAMIENTO

En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la válvula viajera (T.V.) y es desplazado por el pistón hacia la superficie. El ascenso del pistón causa una disminución de presión sobre la válvula de pie, por lo que esta se abre, permitiendo el ingreso de fluido de la formación a la bomba.

En la carrera descendente el movimiento del pistón incrementa la presión en la cámara entre ambas válvulas, lo que provoca la apertura de la válvula viajera (T.V.) y el cierre de la válvula de pie (S.V.). El peso de la columna de fluido se transfiere de las varillas al tubing y el fluido que pasa a través de la válvula viajera será elevado en la próxima carrera ascendente del pistón.

En la carrera ascendente el peso del fluido actúa sobre la válvula viajera y en consecuencia sobre las varillas; y en la descendente el peso del fluido actúa sobre la válvula de pie. Como la bomba está asentada en el tubing, la carga del fluido se transmite al mismo. Por lo tanto, en la carrera ascendente las varillas se alargan (deformación elástica) y vuelven a su longitud inicial en la descendente. El tubing se alarga en la carrera descendente y vuelve a su longitud inicial en la ascendente.

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2.4 TIPOS DE BOMBAS

Las bombas de profundidad cuya descripción se efectúa en las páginas siguientes pueden ser del tipo insertable o de tubing. La diferencia básica entre ambas es que las primeras se instalan en el interior del tubing y se bajan al pozo con las varillas, fijándolas a la tubería en un niple asiento al efecto. Las bombas de tubing se conectan a la tubería de producción y se bajan al pozo formando una parte integral de la columna, luego, se bajarán las varillas de bombeo con el pistón.

En el anexo 10, se indica la designación API, de las bombas estándar de pistón metálico utilizadas en nuestra operación. (5)

Ejemplos:

-Bomba insertable 25-200 - RWBC 24-5: bomba para ser utilizada en tubing de 2-7/8", diámetro pistón 2", tipo insertable, de pared fina, asiento inferior tipo de copas, con longitud de barril de 24' y longitud de pistón 5' sin extensiones (21/2 x 2 x 24 BHD) -Bomba de tubing 30-275 - THBM 20-5: bomba para ser utilizada en tubing de 3-1/2", diámetro de pistón 2-3/4", tipo tubing pump de pared gruesa, asiento inferior tipo mecánico, con longitud de barril de 20' y longitud de pistón 5' sin extensiones. (3-1/2 X 2-3/4 X 20 tubing pump)

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2.5 DESIGNACIÓN DE LAS BOMBAS EN LA OPERACIÓN

En la designación de las bombas deberá especificarse: Tipo de bomba.

Diámetro del pistón.

Los diámetros que utilizamos para bombas insertables son: En tubing de 2-7/8": pistones de 1-1/2", 1-3/4" y 2"; En tubing de 3-1/2": pistón de 2-1/2"

Para bombas de tubing los pistones de uso común son: En tubing de 2-7/8": pistón de 2-1/4";

En tubing de 3-1/2": pistón de 2-3/4"

Longitud del pistón.

Depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio de adoptar la longitud del pistón de 1' cada 1000' de profundidad. En nuestra operación la longitud estándar del pistón es 5'.

Longitud del barril.

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Espesor de pared del barril.

En bombas insertables usamos barriles de pared gruesa con diámetros de pistón 1-3/4", 1-1/2" y 2" (en pozos profundos, las de 2” de pared gruesa no pueden ser instaladas con doble asiento). En bombas de tubing utilizamos barriles de pared gruesa únicamente.

Tipos de asientos.

BHD: asiento de copas inferior MHD: asiento mecánico inferior

THD: asiento de copas superior (no lo utilizamos en nuestra operación) MHD-THD: doble asiento, mecánico inferior y de copas superior.

Luz entre pistón y barril.

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

Luces utilizadas entre 0.004" y 0.006".

Ejemplos:

Bomba insertable para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal (diámetro interior 2 -1/2"), con pistón de 2", largo de barril 24', luz de pistón 0.006", longitud de pistón 5' y asiento de copas inferior.

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Bomba de tubing para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal (diámetro interior 2-1/2"), con pistón de 2-1/4" largo de barril 24', luz de pistón 0.004" y luz de barril 0.002", longitud de pistón 5', válvula de pie con asiento mecánico inferior.

Bomba de tubing 2-7/8" x 2-1/4" x 24', (-6), MHD API 25-225-THM-24-5

Nota: como puede verse en los ejemplos, el espesor de pared, barril de pared gruesa o fina normalmente no se indica, dado que en nuestra operación están estandarizados de acuerdo al tipo de bomba y su diámetro (punto e). Respecto del largo del pistón, solamente se indica si la longitud del mismo difiere de la medida estándar de 5' (punto).

2.6 BOMBAS INSERTABLES

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Fig.3 Bomba Insertable

Una bomba con asiento de copas en la parte superior de la bomba y asiento mecánico en la parte inferior se denomina MHD-THD (doble asiento). Existen dos tipos de asientos para bombas: común y mecánico; ambos tipos con el niple de asiento correspondiente (que va enroscado en el tubing)

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inferior de la misma (bottom hold-down). Cuando la bomba se baja al pozo el mandril del asiento, que tiene un diámetro mayor que cualquier otra parte de la bomba, se pone en contacto con el niple de asiento que ha sido bajado con la columna de tubing. Este conjunto forma un sello por fricción que mantiene a la bomba firmemente ajustada al tubing. (El material de las copas depende de las necesidades propias del yacimiento y sus características).

Sobre las copas el mandril tiene un anillo tope que impide que la bomba pase a través del asiento.

Asiento mecánico: Puede utilizarse solamente como bottom hold-down. Los fabricantes recomiendan este tipo de asiento especialmente para los pozos profundos. Su encastre de tipo positivo hace más difícil que se desasiente mientras esté en operación.

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Dicha deformación disminuye el rendimiento de la bomba y puede provocar la rotura del cuerpo del barril o en las conexiones. Nuestra experiencia nos indica que no es conveniente utilizar el asiento top hold-down por debajo de los 1000 m, salvo en los casos especiales de pozos con alto nivel de fluido.

2.7 CRITERIO DE SELECCIÓN DE BOMBAS INSERTABLES

Los problemas más comunes que presentan los fluidos de nuestros yacimientos para ser bombeados son:

Deposición de arena Pozos con gas Petróleo viscoso Incrustaciones varias.

2.7.1 DEPOSICIÓN DE ARENA. La arena que suele transportar en suspensión el fluido origina

los siguientes problemas en el bombeo mecánico:

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presión que se produzca ante petróleos viscosos no permitirá el buen llenado del barril provocando liberación de gas y el consecuente bloqueo.

2.7.1.2 Acumulación de arena entre barril y tubing atascando la bomba: esto hace necesario sacar el tubing para poder cambiar la bomba. Normalmente se utiliza con doble asiento, asiento mecánico inferior y a copas el superior. Se adjunta dibujo de niple tubing para bomba doble asiento (para 16' y 24 pies). En los pozos poco profundos del orden de 1000 m, o en aquellos más profundos con buen nivel de fluido es suficiente el anclaje superior a copas para prevenir el problema.

2.7.1.3 Desgaste del pistón y el barril.- Produciendo a veces el atascamiento del pistón. En estos casos se trata de adecuar las características de la bomba a las condiciones particulares del pozo y de acuerdo a los resultados previos obtenidos en pozos similares.

Las técnicas que normalmente se aplican en nuestra operación son:

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Fig.4 Filtro Parisi

Fuente: Petroproducción

Utilizar válvulas de retención de arena

Adecuar la luz entre pistón y barril de la bomba

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La parte superior de los anillos es cóncava para lograr este efecto. En la carrera descendente, los anillos se contraen y el pistón se desplaza libre sin fricciones, limpiando las pequeñas partículas de arena o suciedad.

Utilizar pistón Lubri-plunger. Tiene la particularidad de contar con solo dos sellos en los extremos, de composición especial, resistentes a la abrasión y fundamentalmente una importante disminución de diámetro entre ambos, que permite, en un alojamiento estanco, mantener un lubricante que cumplirá la función en las distintas carreras de lubricar el barril y permitir que los extremos sellantes del pistón, se vean favorecidos en su recorrido. De esta forma se impide el ingreso de arena / sólidos al espacio anular pistón / barril.

Al no haber escurrimiento entre pistón y barril, podemos considerar que su eficiencia es alta.

De las soluciones indicadas la más importante a considerar es el valor de la luz entre pistón y barril. Nuestra experiencia nos indica que dicha luz deberá ser la menor posible a fin de no permitir que los pequeños granos de arena que decanten puedan pasar a través del espacio entre el pistón y el barril, evitándose de esta manera el excesivo desgaste y atascamiento del pistón. El valor de luz que se adopte deberá además asegurar un libre movimiento del pistón.

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En general, para pozos productores de arena, la luz entre pistón y barril no debería superar 0.003", dependiendo ello de las condiciones particulares de cada pozo, viscosidad del petróleo y porcentaje de agua. Para el caso que sea necesario luces más altas deberá consultarse con el Ingeniero de Producción.

La decantación de la arena cuyos inconvenientes se citaron en (b) y (c) se agrava cuanto mayor sea el tamaño de las partículas de arena y cuanto menor sea la viscosidad del fluido especialmente si el bombeo se detiene por tiempos prolongados.

2.7.2 POZOS CON GAS

El gas disminuye el rendimiento de la bomba ya que ocupa un volumen que de no estar presente ocuparía el fluido. En casos extremos el gas ocupa todo el volumen del barril con lo cual la bomba se bloquea y deja de producir. Lo que ocurre es que el gas se comporta como un resorte, en la carrera ascendente se expande y en la descendente se comprime, impidiendo que la válvula viajera (T.V.) se abra para desalojarlo del barril.

En estos casos es necesario asegurarse que, durante el bombeo, el espacio que queda entre las válvulas de la bomba al final de la carrera descendente sea el mínimo posible. Para constatarlo, se puede maniobrar el pozo “golpeando y re-espaciando la bomba”.

(43)

a. Utilizar bombas con menor separación entre válvulas (Aproximadamente 3-1/2” menos que las bombas utilizadas).

b. Espaciar adecuadamente la bomba de modo de reducir al mínimo el espacio nocivo. Esto se efectúa regulando manualmente la posición de la grapa del vástago pulido hasta lograr el efecto deseado.

Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo. De esta forma se logra mayor tiempo para el llenado de la bomba y por consiguiente mejora el rendimiento.

Profundizar la bomba, de manera que quede por debajo de la zona productora de alta relación gas-petróleo.

2.8 SEPARADORES DE GAS

Llamados también "anclas de gas" son utilizados en nuestra operación en aquellos pozos que debido a su alta relación gas-petróleo, no se logran buenos resultados con las técnicas y dispositivos descritos.

(44)

la máxima posible que pueda lograrse con cualquier otro tipo de ancla de gas. Para un mejor resultado es recomendable, cuando sea posible, que la succión de la bomba se ubique a 14.76 ft debajo del punzado productivo más profundo, como mínimo. (6)

(b). En éste la instalación se completa con un packer que se ubica por encima de las zonas productoras a fin de que pueda liberarse el gas. El fluido llega a la bomba a través de un conducto con entrada en la parte inferior y el gas asciende por el espacio anular.

Fig. 5 Separador de gas

(45)

Su utilidad está condicionada a la ubicación de las zonas productivas y al nivel de luido por lo que deberá seleccionarse muy bien los pozos en los que se instalará.

Los proveedores de equipamiento de producción, orientados al Bombeo Mecánico, permanentemente están experimentando con nuevos diseños y algunos de ellos se recomiendan para ensayar.

2.9 PETRÓLEO VISCOSO

El petróleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamiento del pistón y a su desplazamiento a través de la tubería de producción, provocando sobrecargas en los componentes del sistema de bombeo.

En nuestra operación se aplican distintas técnicas para su extracción: Utilizar pistones de menor longitud (2' a 3').

Utilizar jaulas con mayor paso de fluido.

Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (G.P.M). Utilizar bombas con mayor luz entre pistón y barril.

En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20%, la inyección de demulsionantes por el anular casing - tubing.

(46)

El fluido producido pasa por el tubing perforado y de éste a la superficie a través del espacio anular casing-tubing. La cañería de producción se llena normalmente con gasoil o kerosene para reducir la fricción en el movimiento de las varillas y de esta forma permitir aumentar los G.P.M. con el consiguiente incremento de producción.

2.10 INCRUSTACIONES

En algunos pozos de nuestra operación se han observado incrustaciones de algún tipo, en distintas partes de la bomba. Normalmente se acumula en las paredes del barril hasta que por su espesor origina el atascamiento del pistón, sobre los asientos de las válvulas, en especial de la de pie. Tiene el mismo efecto que los granos de arena.

En casos de alta concentración se producen obturaciones parciales de bar-collar, jaula de válvula de pie y filtros. La precipitación de los carbonatos y la incrustación resultante se produce en este caso, por la caída de presión que experimenta el fluido a través de la bomba, por lo que se aplican las mismas recomendaciones prácticas indicadas para el bombeo de pozos con gas.

2.11 BOMBAS DE TUBING

(47)

Las bombas de uso común son las de pistón de 2-1/4" utilizadas en tubing de 2-7/8" y las de 2-3/4" usadas en tubing de 2-7/8" y 3-1/2". En este tipo de bombas, el barril con el niple asiento y la válvula de pie instalada se bajan con los tubing y el pistón con las varillas de bombeo. En el caso de tener que recuperarse la válvula de pie y/o el pistón puede efectuarse esta operación sin retirar la cañería de producción. Esto es para bombas de 2-1/4" en tubing de 2-7/8" o bombas de 2-3/4" en tubing de 3-1/2", donde para recuperar la válvula de pie se giran las varillas con el pistón solidario hacia la derecha, y se enrosca el pescador en la válvula de pie, recuperando el conjunto pistón-válvula.

Las bombas de tubing no son recomendables para trabajar en pozos con alta relación gas-petróleo pues tienen un espacio nocivo grande y se corre el riesgo de bloqueo por tal motivo. Otra desventaja de este tipo de bomba es al bloquearse no se puede golpear, ya que de hacerlo podría dañarse el pescador o la conexión de la válvula de pie, que son las partes que se pondrán en contacto en dicha maniobra.

2.12 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA

La forma de transportar y utilizar las bombas de profundidad está indicada en el Manual de Procedimientos. Aquí nos limitaremos a transcribir las principales:

2.12.1 TRANSPORTE

(48)

No deberá permitirse que las bombas estén sueltas o rueden sobre el camión que las transporta, ni tampoco deberán asegurarse con cadenas o zunchos. Deben estar bien sujetas y atadas con una faja blanda a efectos de prevenir daños. La bomba deberá ser transportada en camión, con el vástago hacia adelante.

2.12.2 EN EL POZO

La bomba debe ser colocada en un lugar plano sobre cuatro tacos de madera.

Debe usarse un trozo de maniobra (pony rod) en la parte superior de la bomba para toda clase de maniobras. La llave de sostén debe ser colocada en la parte superior del conector (rod coupling) del vástago de la bomba y no en el cuerpo del mismo.

La bomba no debe ser levantada o bajada con el vástago fuera del barril. Se debe sujetar el vástago dentro del barril hasta que la bomba esté en posición vertical utilizando las grapas al efecto que tienen los equipos de pulling.

Cuando la bomba se acerca al niple de asiento, debe ser bajada lentamente a fin de no insertarla en el mismo en forma brusca y asentarla con aproximadamente 3.000 lbs., de peso. Una vez que esté asentada es recomendable bombear unas pocas veces para asegurarse que está asentada y que tiene recorrido completo del pistón.

(49)

2.12.3 REPARACIÓN Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD

Se realizan en un taller provisto de todas las herramientas adecuadas con operarios especializados. Después de su armado y/o reparación se hace un informe de bombas realizado en la computadora.

Este es un informe similar al API. adaptado a nuestras operaciones y tipos de bombas utilizadas. Se obtiene de él la siguiente información:

- Tipos de fallas en las bombas - Duración de las bombas - Fallas por áreas o distritos

- Tipo de repuestos y cantidades utilizadas - Materiales extraños encontrados

- Datos por pozos, o por números de bombas - Accidentes

- Contaminación ambiental

2.13 COLUMNA DE BOMBEO

(50)

2.13.1 VARILLAS Y TROZOS

Materiales. Las varillas de bombeo (sucker rod) y los trozos de maniobra (pony rod) se fabrican en los grados K, C y D, y deben responder a las especificaciones indicadas en la Tabla 1.

Tabla 1 Propiedades químicas y mecánicas

Resistencia a la rotura tracción Grado Composición

Química

Mínimo (psi)

Máximo (psi)

K Acero AISI 46 XX 85000 115000

C Acero AISI 1035 90000 115000

D Acero al carbono o aleado 115000 140000

UHS-NR Acero 4142 140000 150000

NORRIS-97 Acero 4142 140000 150000

Cuplas y protección de rosca.- Salvo que se indique lo contrario, todas las varillas de bombeo serán suministradas con una cupla ensamblada en uno de los extremos. Las roscas expuestas (pin y cuplas) serán provistas con guardaroscas.

2.13.2 CUPLAS Y REDUCCIONES

2.13.2.1 Tipos. Las cuplas y reducciones pueden ser del tipo "fullsize" (mayor diámetro) o "slimhole" (menor diámetro). En nuestra operación utilizamos las cuplas "fullsize" de diámetros 3/4" y 7/8" y las "slimhole" de diámetro 1" en tubing de 2 -7/8".

(51)

2.13.2.2 Clase. Se refiere a la especificación de los materiales, las cuplas y reducciones que usamos son clase T, UHS y N-97, con dureza Rockwell "C" según se indica:

Clase Dureza Rockwell "C" T Mínimo 23 - Máximo 26 UHS Mínimo 30 - Máximo 34 N-97 Mínimo 56 - Máximo 62

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

Tabla 2 Cuplas y Reducciones

CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SIZE

Diámetro varilla Diámetro exterior (W) Longitud mínima (NL)

Para utilizar en Tubing OD mínimo

3/4" 1-5/8" 4" 2-3/8" 7/8" 1-13/16" 4" 2-7/8"

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

CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SLIMHOLE

Diámetro varilla Diámetro exterior (W) Longitud mínima (NL)

Para utilizar en Tubing OD mínimo

3/4" 1-1/2" 4" 2-1/16" 7/8" 1-5/8" 4" 2-3/8"

(52)

2.13.3 VÁSTAGO PULIDO

2.13.3.1 Dimensiones generales. A continuación se indican las dimensiones de los vástagos que utilizados en la operación:

Tabla 3 Dimensiones de los Vástagos

Diámetro Exterior (Pulgadas)

Longitud (Pie)

Diámetro nominal del pin (Pulgadas)

1-1/4" 16-22 1-3/16" 1-1/2" 16-22 1-3/8"

2.13.3.2 Material. Los vástagos que utilizamos son construidos de acero al carbono SAE 1045 con límite de fluencia mínimo de 80000 psi. Para fluidos corrosivos se utilizan vástagos de las mismas características pero metalizados.

2.13.4 CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS

2.13.4.1 VARILLAS

(53)

Tabla 4 Varillas

Diámetro varillas (Pulgadas)

Longitud pin (mm)

Longitud rosca (mm)

3/4" 36.5 21.4

7/8" 41.3 24.2

1" 47.6 31.8

Espejos. No deberán tener material arrancado ni presentar golpes o marcas de maquinado.

Cuerpo. No deberán presentar marcas profundas ni superposición de material proveniente del laminado de la barra y deberán conservar la sección circular en toda su longitud.

Las varillas deberán estar razonablemente derechas, para ello se las hará girar sobre cinco puntos de apoyo y cualquier desviación superior a 1/8" en un giro completo será motivo de rechazo. (8)

Recalques. No deberán tener superposición de material ni marcas de forjado profundas.

2.13.5 CUPLAS

(54)

Roscas. Los flancos de los filetes deberán ser lisos sin marcas de arrastre de material.

Desalineación:

Fig. 6 Desalineación:

Para controlar la desalineación entre los ejes de simetría de la rosca de la cupla o reducción con el de la varilla, se procederá como sigue:

(55)

La desalineación angular se controla midiendo con una sonda de espesores el contacto entre espejos.

2.14 FALLAS COMUNES EN LA CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS

2.14.1 CONEXIÓN DE LAS VARILLAS

Al efectuar las conexiones de las varillas se requiere que cada unión sea ajustada con un determinado torque que asegure una adecuada pretensión del pin. Esto evitará que se produzca la separación entre los espejos del pin y de la cupla durante el ciclo de bombeo, eliminándose la posibilidad de roturas de pin por dicha causa. Debido a las altas cargas a que las varillas del grado D están sometidas, se tienden a separar los espejos de los pines de las cuplas. Por este motivo, los valores de torque adoptados son más altos que los recomendados por la Norma API RP11BR

Se calibra la llave hidráulica solamente con los valores de desplazamiento circunferencial indicados en la plantilla de control correspondiente al fabricante, (para varillas de 3/4", 7/8" y 1" de diámetro) que corresponden a 45.000 PSI, 60.000 PSI, o 78.000 PSI, de pretensión de acuerdo al yacimiento y calidad de la varilla utilizada. Dicho desplazamiento pre-cargará al pin y generará una fuerza de fricción entre las superficies de los espejos. (9)

2.14.2 OPERACIÓN DE CONEXIÓN DE LAS VARILLAS

(56)

a. Varillas en uso. Se lubrica la rosca (pin) con una pequeña cantidad de grasa especial y se enrosca manualmente la varilla hasta que hagan tope los espejos del pin y de la cupla. En esa posición se marca con tiza, en forma vertical, abarcando el extremo de la cupla y el diámetro exterior del pin.

A continuación se la afloja y ajusta nuevamente a mano para verificar la línea de referencia y luego se la ajusta al valor del desplazamiento requerido con la llave hidráulica. Se mide el valor del desplazamiento con la plantilla correspondiente, y en caso de no coincidir el valor, se regula la llave y se repite la operación hasta lograr el desplazamiento correcto. En nuestra operación se repite el control del torque en la quinta o décima varilla para asegurar que la calibración de la llave se mantenga constante y luego se repite cada veinte conexiones.

b- Varillas nuevas. La operación se realiza en la misma forma que para varillas en uso pero efectuando dos veces la operación de ajuste con la llave hidráulica y desenrosque (doble torque). Finalmente se controla el desplazamiento requerido.

(57)

2.14.3 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS

a. En la carga y descarga. El movimiento de los cajones de varillas deberá efectuarse utilizando una viga de carga o soportes adecuados que permitan tomarlos de los extremos, nunca efectuar esta maniobra tomando el cajón de su punto medio.

Si las varillas se transportan sin embalaje en distancias cortas, las mismas deberán apoyarse sobre cuatro cuñas de madera como mínimo y distribuidas simétricamente en su largo. Los apoyos extremos se ubicarán próximos al final de las varillas y cada tanda horizontal debe estar separada por espaciadores de madera. Se evitará colocar elementos metálicos que puedan golpear sobre las varillas y se sujetarán al transporte son sogas blandas.

Las roscas de las varillas nuevas o usadas en depósito deben estar limpias, lubricadas con aceite SAE 40 e inhibidor de corrosión (50%) y cubiertas con protectores en buen estado. Cuando se descarguen varillas sueltas en el depósito o en el pozo se las colocará sobre caballetes de madera (o metálicos debidamente recubiertos) y separadas las tandas horizontales de la misma forma que lo indicado para el transporte.

b. En operación de pulling. Las varillas deben manipularse con cuidado para evitar cualquier golpe que pueda dañarlas.

(58)

Antes de enroscar las varillas para ser bajadas al pozo, debe lubricarse el pin con una pequeña cantidad de grasa especial.

El torque debe ser controlado en la forma ya indicada y la llave hidráulica deberá calibrarse nuevamente cuando en la sarta se cambie el diámetro de la varilla. Es importante previo a la calibración de la llave, hacer circular el sistema hidráulico de la misma para que el fluido alcance la temperatura normal de funcionamiento.

2.14.4 ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS

Una sarta de varillas correctamente diseñada, observando los cuidados en su manipuleo que hemos indicado, usando torques correctos y bien operada tendrá un mayor tiempo de vida y un servicio económico y satisfactorio.

El tiempo de servicio dependerá del control de todas las condiciones que contribuyen a fallas prematuras, así como a la determinación temprana de las causas de tales fallas y la corrección del problema. Una rápida identificación de las fallas nos permitirá tomar medidas correctivas para prevenir la repetición de las mismas, reduciendo los tiempos de parada y la pérdida de producción que ello implica.

Casi todas las roturas de varillas se deben a fallas por fatiga o por tensión estática.

(59)

es un tipo poco común de falla y ocurre cuando en una intervención del pozo se tira la sarta con una fuerza excesiva, como por ejemplo para desasentar una bomba atascada. Para trabajar con un cierto margen de seguridad, la fuerza de tracción que se aplique a la sarta nunca deberá ser mayor que el 50 % de la tensión de fluencia del material de la varilla. En el capítulo de intervenciones de pozos se indica una tabla con los valores máximos en libras a aplicar sobre el peso de varillas para desasentar bombas insertables.

(60)

2.15 CAUSAS DE FALLAS

a. Fallas debido a curvaturas. Las varillas son fabricadas con una desalineación del cuerpo no mayor de 1/8" en 5'; si el cuerpo de la varilla tiene una desalineación mayor que la mencionada, la varilla no deberá utilizarse. Si se produce en la barra una curvatura después que ha sido fabricada se introduce en la misma, cambios en su estructura metálica y concentración de tensiones que pueden provocar roturas por fatiga. Dichas curvaturas pueden ocurrir cuando se levanta la varilla de ambos extremos y se deforma debido a su propio peso.

b. Fallas debido a flexión. Estas fallas ocurren por el movimiento de la sarta durante el ciclo de bombeo y son provocados por distintas causas tales como: velocidades de bombeo muy altas, bloqueo de bomba, golpe de fluido y cualquier movimiento de la sarta que no le permita a ésta moverse lo más verticalmente posible. Tales circunstancias hacen que la sarta flexione y puedan causar fisuras por fatiga que provocan la falla por el mismo motivo. Generalmente se coloca sobre la bomba un tramo de varillas de mayor diámetro a fin de darle peso para mantener la sarta en tensión y evitar la flexión.

(61)

En el caso que el elevador de varillas no estuviera en buenas condiciones, deberá reemplazarse a fin de evitar las fallas que se indican a continuación:

Roturas que se producen en el cuerpo de la varilla, cercanas a la transición entre el cuerpo y el recalque. En este caso la falla puede ser producida por inclinación del elevador, que imparte de esta forma una curvatura en la varilla y crea en ese lugar un punto de concentración de tensiones. Este problema de "elevadores inclinados" (o sea cuando el cuerpo del mismo no está a 90° con respecto al eje de la varilla) ocurre en elevadores desgastados o deteriorados debido a la aplicación de sobrecargas.

Roturas en el recalque de la varilla debidas a marcas en el mismo que se producen cuando el contorno del asiento del elevador está desgastado y no coincide con la forma de recalque de la varilla. Este contorno suele ser postizo y recambiable, a medida que se deteriora, y está normalmente construido de un material más blando que el de las varillas.

(62)

Se deberá tener cuidado en la selección de los centralizadores; la rotura de los mismos complica generalmente no sólo el proceso del bombeo sino que también obstruyen en forma severa líneas de conducción, válvulas de colectores o manifolds, separadores etc..

Son recomendables aquellos fusionados a las varillas (de fábrica, o con procesos similares) y no los independientes que se fijan mecánicamente o por fricción a la varilla.

Con respecto a los rotadores de superficie, hay en el mercado dos proveedores líderes y ambos dan buenos resultados, HUBER y TULSA.

d. Fallas en las conexiones. El número de fallas en las conexiones se dividen casi igualmente entre la cupla y el pin. Las roturas de pin y cupla, salvo raras ocasiones, son siempre el resultado de un torque incorrecto o falta de limpieza en las roscas. Si la unión tiene poco torque, el espejo del pin y de la cupla se separa en operación provocando roturas de pin o de cupla por fatiga. La fisura que se produce en el pin suele ubicarse en la raíz del primer filete de rosca a continuación del undercut. En la cupla se inicia, por lo general, en la raíz del filete coincidente con el último filete del pin y progresa hacia el exterior.

(63)

2.16 VARILLA DE 7/8” CON PIN DE 1”

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

En la siguiente tabla se muestran las relaciones existentes entre secciones para cada diámetro de varilla.

Tabla 5 Diámetro de Varilla

DIÁMETRO CUERPO PIN RELACIÓN

5/8" 197.83 mm2 316.20 mm2 1.60 3/4" 284.88 mm2 423.98 mm2 1.49 7/8" 387.75 mm2 547.94 mm2 1.41 1" 506.45 mm2 762.68 mm2 1.50

En la varilla estándar de 7/8” la relación de área no se mantenía haciendo la zona de pin más débil y por ende un punto de falla más concentrado dentro de la sarta.

2.17 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)

(64)

Consecuentemente, su uso ha obligado a desarrollar diferentes tipos de aceros así como también distintos tipos de uniones que han permitido trabajar a mayores profundidades y presiones.

Los tubing se fabrican en distintas calidades según su resistencia, en aceros de grado J-55, C-75, N-80, P-105, P-110 y de acuerdo a los requerimientos de las normas API 5A, 5 AC y 5 AX (el grado del acero indica el límite de fluencia mínimo en miles de psi).

En Petroproducción utilizan tubings sin costura con recalque externo (EUE) y rosca redonda de ocho filetes por pulgada (8 rd).

Tabla 6 Dimensiones generales de tubing

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

Diámetro externo Plg. Grado Peso con cupla Diámetro interior Plg. Espesor pared Plg. Área transversal

Plg2.

Diámetro externo

cupla

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

2-7/8" J-55 N-80

6.5 2.44 0.217 1.81 3.668

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

2.17.1 MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA

(65)

No retirar los protectores de las roscas hasta el momento de ser utilizados.

Las roscas y cuplas deben limpiarse con gasoil o kerosén y lubricarse en el momento de enroscar, con grasa grafitada. Cada vez que se baje tubing deberá correrse un calibre para su inspección, descartando aquellos por donde no pase este calibre.

Controlar las uniones; las cuplas golpeadas o gastadas al igual que el tubing o cuplas con roscas deterioradas deberán reemplazarse. Asegurarse que las cuplas sean del mismo grado de acero que el tubing.

Durante la maniobra debe evitarse la introducción de materias extrañas dentro de los tubing; y en lo que respecta a la parte exterior deberá evitarse pisar sobre los mismos o apoyar herramientas y elevadores.

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

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

2.17.2 ANCLAJE DEL TUBING

(66)

la tubería. Este movimiento puede causar desgastes de las cuplas por rozamiento con el casing y disminuir la carrera efectiva del pistón que se traduce en pérdida de rendimiento de la bomba.

Para evitar dichos inconvenientes se vincula el tubing al casing mediante un "ancla" que permite mantener traccionada la tubería de producción. Tenemos dos tipos de anclas catcher: Baker, las cuales se asientan y desasientan en igual forma.

2.18 DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DEL ANCLA

En la Fig. 7, se indican las partes componentes del ancla tipo catcher de Baker modelo B3, utilizada en la operación.

Las cuñas que ajustan contra las paredes del casing tienen entalladuras en dos direcciones para evitar ambos movimientos verticales, en caso de rotura del tubing las cuñas impiden el desplazamiento del resto de la tubería hacia el fondo del pozo facilitando de esta manera las operaciones de pesca.

(67)

Fig. 7. Ancla

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

Manteniendo la tubería torsionada se le aplica alternativamente entre 8000 a 10000 lbs de tensión y peso hasta lograr asentar las cuñas.

(68)

Una vez fijada el ancla se libra la torsión aplicada, se da todo el peso de tubing suavemente y se tracciona la tubería. El valor de la fuerza a aplicar se determina de acuerdo al procedimiento de cálculo que se indica más adelante.

a) Librado del ancla. Para librar el ancla se aplica peso y se gira la tubería de 5 a 8 vueltas a la derecha, mientras se la mueve alternativamente hasta eliminar por completo el torque. Realizado esto se eleva la cañería evitando todo movimiento hacia la izquierda que pueda desplazar las cuñas.

b) Librado de emergencia. Si en la operación anterior no se logra librar el ancla será necesario circular el pozo y volver a hacer nuevamente la maniobra de librado.

c) Seguridad en el Trabajo por la Observación Preventiva

Actualmente se utilizan anclas cuyos pernos de seguridad le confieren a la misma una resistencia total de corte de 60.000 lbs. La resistencia al corte de los pernos del ancla se determina mediante ensayos del material y de acuerdo a los valores que se obtienen se colocan en el ancla el número de pernos necesarios para lograr la resistencia total de corte indicada. De manera tal que según sea la condición de operación que se presente, habrá que sumar a los pesos de la tubería, varillas y/o fluido, la resistencia total de corte de los pernos del ancla para estimar las fuerzas necesarias (Fc).

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En las operaciones se han fijado como valores máximos de (Fc) los que a continuación se indican:

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

2.18.1 NORMAS A OBSERVAR

a. Antes de bajar el ancla, verificar su correcto funcionamiento, calibrarla y nunca manipular la misma tomándola de los flejes.

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

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

d. No ajustar las cuplas del ancla ya que las mismas se enroscan con su correspondiente torque en el taller de reparación.

e. El ancla se debe instalar lo más próxima posible a la bomba. Si la instalación es con bomba insertable el ancla podrá ubicarse por arriba o por debajo de la bomba, tratando de no dejar caños de cola; en el caso de instalaciones con bomba de tubing el ancla debe ubicarse por arriba de la bomba dejando dos caños libres para operaciones de pulling. En todos los casos se consultará con el Ingeniero de Producción quién recomendará el diseño de la instalación.

(70)

2.18.2 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE

TUBERÍAS CON ANCLA

2.18.2.1 FUERZA A APLICAR A LA TUBERÍA AL FIJAR EL ANCLA

Para el cálculo de la fuerza total (Ft) a aplicar a la tubería se debe tener en cuenta además del estiramiento que le produce la carga de fluido, los efectos debidos a la sumergencia de la bomba y a la temperatura del fluido.

La sumergencia de la bomba es la diferencia entre la profundidad a la que ésta se encuentra y el nivel de fluido del pozo. Normalmente, mientras el pozo no está en bombeo sube el nivel del fluido (nivel estático), o en el caso de pozos nuevos el nivel puede estar en boca de pozo. Luego, en bombeo el nivel de fluido se ubicará en una zona más próxima a la bomba (nivel dinámico).

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

(71)

Cuando el pozo no está en bombeo, la completación de fondo baja su temperatura tendiendo al gradiente térmico natural de las formaciones. Luego en bombeo se eleva gradualmente su temperatura, haciendo que la misma se dilate y como consecuencia la tubería quedará con menor tensión si no tenemos en cuenta este efecto.

El valor de la fuerza total será entonces:

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

Los valores de F1, F2 y F3 son fácilmente obtenidos a partir de tablas proporcionadas por el fabricante del ancla; las utilizadas en nuestra operación son tipo catcher modelo B3 de Baker.

a. Determinación de F1. El valor de F1 depende del nivel dinámico, el cual lo consideramos de acuerdo a los datos disponibles en el archivo del pozo, quedando a criterio de quien efectúe el cálculo, la confiabilidad de los "sonolog" en cada caso particular (expresar los niveles en pies; para pasar valores en metros a pies multiplicar por 3,281). Si no es posible obtener este dato se deberá considerar el caso más desfavorable, que se producirá cuando el nivel de fluido se encuentre en la bomba, tomando esa profundidad como nivel dinámico del pozo.

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El uso de la tabla para determinar el valor de F1 es simple, ya que solamente hay que buscar sobre el eje horizontal el nivel dinámico del pozo en pies, mientras que sobre el eje vertical se localiza la profundidad a la que se fijará el ancla (en pies); luego, trazando paralelas por esos valores a ambos ejes, en su intersección se lee el valor correspondiente a F1. En definitiva, en el ejemplo se ve que para un nivel dinámico de 5500' y el ancla en la misma profundidad, el valor de F1 es 12480 Libras.

b. Determinación de F2. El valor de F2 depende de la temperatura del fluido del pozo en superficie y del promedio anual de la temperatura ambiente del yacimiento, medidas en grados Fahrenheit (°F). Estas temperaturas ya han sido estimadas para nuestra operación, tomando como temperatura promedio del fluido en superficie 90 °F y como temperatura ambiente promedio anual de 50 °F. De todas formas, actualizar esta información, cada vez que se requiere será importante, dado el peso que tiene el dato de F2 en el cálculo final de estiramientos y tensiones a aplicar.

Recordar que las temperaturas se deben expresar en grados Fahrenheit (°F) y no en grados celsius (°C), por lo que, si es necesario pasar de (°C) a (°F) debe utilizarse la siguiente fórmula:

°F = ( C° x 9/5 ) + 32

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Para elegir el valor de F2 se utiliza el anexo 3. La forma de obtener el valor de F2 es restar a la temperatura del fluido del pozo en superficie la temperatura promedio anual ambiente, con lo que obtenemos una diferencia que la llamaremos T. Con ese valor de T buscamos en la tabla. Para nuestro ejemplo T = 40 °F corresponde un valor de F2 = 7500 libras.

c. Determinación de F3. Para determinar el valor F3 se utiliza la tabla del anexo 4. Este valor está determinado por dos variables. La primera es el nivel estático del pozo en el momento de fijar el ancla y la segunda la profundidad del ancla. En el caso de pozos viejos, este nivel puede ser obtenido por medida directa en el momento de sacar la tubería de producción, ya que si el pozo ha estado parado algún tiempo, en la tubería puede verse la marca hasta donde llegó el fluido.

En los casos de pozos recién completados a poner en producción la operación de fijar el ancla se hace con pozo lleno, por lo que tomaremos el mínimo valor que figura en la tabla: 250' para el nivel estático. Para determinar entonces el valor de F3 hay que buscar sobre el eje horizontal el nivel estático del pozo en el momento de fijar el ancla (pies), mientras que sobre el eje vertical se localiza la profundidad a la que se asentará el ancla (también en pies). Luego, trazando paralelas a ambos ejes por los valores buscados, en la intersección de éstas se lee el valor de F3 en libras.

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producción cuyo nivel estático se encuentra a 4750', en la tabla encontramos el valor de F3 = 2840 libras.

d. Cálculo de la fuerza inicial en el tubing “Ft”. - nivel estático pozo recién completado (lleno) Ft = F1 + F2 - F3

Ft = 12480 + 7500 - 90 = 19890 libras - nivel estático pozo en producción (4750') Ft = 12480 + 7500 - 2840 = 17140 libras

2.18.2.2 CÁLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIÓN DE LA

FUERZA “Ft” A APLICAR

De acuerdo al Manual de Producción-PAE, lo que hacemos es en realidad medir el estiramiento que se le dará al tubing cuando se fije el ancla, el cual está directamente relacionado con la tensión Ft que ya calculamos y con la profundidad a la cual se fija el ancla. El valor de dicho estiramiento se podrá calcular rápidamente mediante la aplicación de la expresión matemática de la Ley de Hooke.

Ecuación No. 1

A E L F e ∗ ∗ =

Fuente: Ley de Hooke