BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA.pdf

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1 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL

DE LOS LLANOS OCCIDENTALES “EZEQUIEL ZAMORA”

VICERRECTORADO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO SOCIAL PROGRAMA: INGENIERÍA, ARQUITECTURA Y TECNOLOGIA

CARRERA: INGENIERIA DE PETRÓLEO

METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL: BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA

(BCP)

BARINAS, JUNIO DE 2013.

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(BCP).

BARINAS, JUNIO DE 2013. AUTORES:

ASUAJE LISETH 21.255.750 [email protected]

CASTILLO OSWALDO 20.867.762 [email protected]

FONSECA MARIA I. 17.983.393 [email protected]

MONAGAS ANA 20.963.873 [email protected]

PRADA JUAN C. 19.637.749 [email protected]

ROSALES DANIEL 20.767.804 [email protected]

SALAZAR VERONICA 19.613.039 [email protected]

TERAN MARIA C. 21.167.608 [email protected]

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3 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. CONTENIDO Pág. RESUMEN 8 INTRODUCCION. 9 DESARROLLO

PARTEI:RESEÑAHISTÓRICA. 10

PARTEII:DEFINICIÓNYFUNCIONAMIENTO. 11

PARTEIII:APLICACIONES,VENTAJASYDESVENTAJAS 16

PARTEIV:CARACTERÍSTICAS. 20

Presión en la bomba- Distribución y efectos: 20 Requerimientos de Torque y Potencia 22

PARTEV:COMPONENTES. 23

5.1.- Equipos de Subsuelo o Fondo: 24

5.1.1.- Elastómeros: 24

5.1.1.2.- Propiedades mecánicas mínimas requeridas. 25 5.1.1.3.- Condiciones de elastómeros para PCP: 25

5.1.1.4.- Tipos de Elastómeros: 26

5.1.1.5.- Elastómeros para petróleo: 28

5.1.2.- Estator PCP: 31

5.1.3.- Elementos de la sarta de varillas de bombeo. 32

5.1.3.1.- Rotor: 32

5.1.3.2.-Trozo de Maniobra: 33

5.1.3.3.- Varillas de bombeo API: 33

5.1.3.4.- Varillas de Bombeo no Convencionales: 33

5.1.3.5.- Vástago: 34 5.1.4.- Niple de Paro: 34 5.1.5.- Niple Intermedio: 35 5.1.6.- Anclas de Gas: 36 5.1.7.-Caño filtro: 38 5.1.8.- Ancla de Torque: 38

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4 Completación y Reacondicionamiento de Pozos.

5.1.9.- Zapato Probador de Hermeticidad: 39 5.1.10.- Centralizadores de Cabillas: 40 5.1.11.-Niples de Drenaje: 40 5.1.12.- Niples “X”: 41 5.2.- Instalación de Superficie: 41 5.2.1.- Cabezal de Rotación: 43 5.2.2.- Motovariadores Mecánicos: 49 5.2.3.- Motorreductores: 50 5.2.4.- Variadores de Frecuencia: 52 5.2.5.- Sistema de transmisión: 54

5.2.5.1.- Sistema de Correas y Poleas: 55 5.2.5.2.-Sistema de transmisión a engranajes. 55

5.2.6.- Sistema de Frenado: 59

5.3.- Dimensionamiento de los Equipos: 62

5.4.- Instalación de Equipos: 62

5.4.1.- Instalación de Equipos de Subsuelo. 64 5.4.1.1.-Conexión del niple de paro. 64 5.4.1.2.-Conexión del niple de maniobra al estator. 64 5.4.1.4.- Conexión del rotor a la sarta de cabillas. 64 5.4.1.5. Bajada de la sarta de cabillas. 65 5.4.1.6.- Espaciamiento del Rotor: 66 5.4.2.- Instalación Equipos de Superficie: 67

5.4.2.1.- Instalación del cabezal de rotación y

motorreductor. 67

5.4.2.2.- Instalación de equipos de polea y correas. 68

PARTE VI: CLASIFICACIÓN DE LAS BCP. 72

6.1.- Bombas Tubulares: 72

6.2.- Bombas tipo Insertable: 73

6.3.- Bombas de geometría simple; 73

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6.5.- Bombas de Alto Caudal: 74

6.6.- Bombas de gran altura (head): 74

PARTE VII: PRINCIPIOS BÁSICOS DE PRODUCCIÓN. 75

PARTE VIII: TÍPICOS PROBLEMAS DE OPERACIÓN EN

SISTEMAS 82

PARTE IX: MANTENIMIENTO DE LOS EQUIPOS. 90

PARTE X: DIAGNÓSTICO DE FALLAS (POST MORTEM). 91

10.1.- Fallas en los rotores. 92

10.2.- Falla en los elastómeros. 93

PARTE XI: ALMACENAMIENTO Y MANEJO DE EQUIPOS. 94

11.1.- Equipos nuevos: 94

11.1.1.- Cuidados para preservar rotores nuevos. 94 11.1.2.- Cuidados para preservar estatores nuevos. 94

11.2.- Equipos usados 95

11.2.1.- Recuperación y cuidados de rotores usados. 95 11.2.2.- Recuperación y cuidados de estatores usados. 95

11.3.- Reutilización de equipos. 95

PARTE XII APLICACIONES ESPECIALES. 96

12.1.- Bombas tipo Insertables. 97

12.2.- Bombas Multilobulares. 97

12.3.- Bombas con motor eléctrico de fondo. 97

12.4.- Bombas Metálicas. 101

12.5.- Bombas con Elastómeros de espesor constante 102

CONCLUSIÓN 104

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6 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. ÍNDICE DE FIGURAS

Pág. Figura Nº1: Bomba de desplazamiento positivo 13

Figura Nº2: Geometría Interna de la BCP. 14

Figura Nº3: Disposición Rotor/Estator en una BCP. 16 Figura Nº 4: Combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro

de la bomba. 21

Figura Nº5: Componentes de subsuelo de una BCP. 23

Figura Nº6: Elastómeros. 24

Figuras N°8 (A y B) Cortes Transversales de un rotor 30 Figura N°7: Cortes longitudinales de un estator. 31

Figura N° 9.Niples de Paro. 35

Figura Nº10: Ancla de Gas. 36

Figura Nº11: Torque de Ancla 39

Figura Nº12: Centralizadores de Cabillas 40

Figura Nº13: Equipo de Superficie poleas y Correas 43 Figura Nº14: Descripción de las partes del cabezal para BCP 46

Figura Nº15: Cabezal de Rotación. 48

Figura N°16. Cabezal de Rotación utilizado en Occidente. 49 Figura Nº17: Evolución de los equipos de Superficie. 51

Figura Nº18: Variadores de Frecuencia. 53

Figura Nº19: Diagrama del Sistema de Transmisión 54

Figura Nº20: Sistema de Poleas y Correas. 56

Figura Nº21: Cabezal VH – 100 HP, detalles de los rodamientos y

componentes externos. 57

Figura Nº22.A: Velocidades de rotación del proceso de Back-Spin. 60 Figura Nº22.B: Daños severos al equipo de superficie. 60 Figura Nº23: Frenos de accionamiento Hidráulicos. 62 Figura Nº24:Completaciones en bombas de cavidades progresivas. 71

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Figura Nº 25: Esquema de un pozo en condiciones estáticas. 75 Figura Nº 26: Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. 76 Figura Nº27: Índice de productividad constante. 78 Figura Nº28: Índice de productividad Variable. 79 Figura Nº29: IPR compuesta para yacimientos sub-saturados. 81 Figura Nº30: Esquema de una BCP con motor de Fondo. 100

Figura Nº31: BCP Metálica. 101

Figura Nº32: Sección de una BCP tipo CTR. 104 ÍNDICE DE TABLAS

Pág. Tabla Nº1: Resultados obtenidos del Método BCP. 19 Tabla Nº2: Características de algunos elastómeros 27 Tabla N° 3: Características de otros materiales usados en los Estatores BCP 30 Tabla N°4: Equipos Integrados, especificaciones 56 Tabla Nº5: Dimensionamiento de los Equipos. 62 Tabla Nº6: Torques óptimos recomendados para diferentes tubulares. 66 Tabla Nº7: Torques recomendados para las cabillas en función del diámetro. 67 Tabla Nº8: Bajo caudal y Baja eficiencia volumétrica. 83 Tabla Nº9: Caudal intermedio. Baja eficiencia volumétrica. 84 Tabla Nº10: Caudal intermitente. Pobre volumétrica eficiencia. 85 Tabla Nº11: Sin producción. Perdida de velocidad gradual 86

Tabla Nº12:Sin producción 87

Tabla Nº13:Perdida a través del sistema de sello. 87 Tabla Nº14:Correas cortadas frecuentemente. 88

Tabla Nº15:Nivel de aceite 88

Tabla Nº16:. Perdida a través del sistema del sellado del vástago 89 Tabla Nº17:Temperatura del aceite del cabezal. 89 Tabla Nº18: Identificación de fallas en Rotores. 92 Tabla Nº19: Identificación de fallas en elastómeros 93

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(BCP).

RESUMEN

Cuando el yacimiento no tiene la suficiente energía para levantar los fluidos, es necesaria la instalación de un sistema de levantamiento artificial que adicione presión y lleve los fluidos hasta la superficie. El propósito la bomba PCP es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, y maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento provocando así, mayor afluencia de fluidos. El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aún si estos transportan partículas sólidas, y/o flujos bifásicos de gas y petróleoEstas bombas de desplazamiento positivo consisten en un rotor de acero helicoidal y un estator de elastómero sintético pegado internamente a un tubo de acero.Los métodos de levantamiento artificial más comunes al comienzo de la industria petrolera eran: bombeo mecánico convencional (BMC) para crudos pesados y levantamiento por gas (GL) para crudos medianos y livianos. Posteriormente comienza la aplicación en campo, de métodos no convencionales, tales como el bombeo electro sumergible (BES) y el bombeo por cavidades progresivas (BCP). El desarrollo de este trabajo se enfatizará totalmente sobre este último, el cual es muy utilizado en la industria petrolera por los beneficios que genera su aplicación.

AUTORES: ASUAJE L,CASTILLO O,FONSECA M. MONAGAS A, PRADA J, ROSALES D, SALAZAR V, TERAN M.

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9 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. INTRODUCCION.

Los métodos de levantamiento artificial más comunes al comienzo de la industria petrolera eran: bombeo mecánico convencional (BMC) para crudos pesados y levantamiento por gas (GL) para crudos medianos y livianos. Posteriormente comienza la aplicación en campo, de métodos no convencionales, tales como el bombeo electro sumergible (BES) y el bombeo por cavidades progresivas (BCP).

Una Bomba de cavidad progresiva consiste en una bomba de desplazamiento positivo, engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son un rotor metálico y un estator cuyo material es elastómero. El crudo es desplazado en forma continua entre los filamentos de tornillo del rotor y desplazado axialmente mientras que el tornillo rota. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como también es ideal para manejar crudos de mediano y bajo Grado API.

Es de interés mencionar que cuando el yacimiento tiene la suficiente energía, llámese presión, para levantar estos fluidos hasta la superficie, se dice que el pozo produce en forma natural. Cuando esto no es posible, es decir, el yacimiento solo tiene la presión necesaria para levantar los fluidos hasta cierto nivel dentro del pozo, es necesaria la instalación de un sistema de levantamiento artificial, que adicione presión para poder llevar los fluidos hasta la superficie.

El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objetivo de minimizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos. El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Es una bomba que accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aun si estos transportan partículas sólidas y fluidos bifásicos de gas y petróleo.

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PARTEI:

RESEÑAHISTÓRICA.

Historia del Bombeo de Cavidad Progresiva y aplicaciones.

La Bomba de Cavidades Progresivas (B.C.P.) fue inventada en 1932 por un Ingeniero Aeronáutico Francés llamado René Moineau, quién estableció la empresa llamada PCM POMPES S.A. para la fabricación de la misma.

A fines de los años `20, Rene Moineau desarrolló el concepto inspirado en el funcionamiento del tornillo de Arquímedes para una serie de bombas helicoidales. Una de ellas tomó el nombre con el cual hoy es conocido, ProgressingCavityPump (PCP).

En sus inicios, estas bombas fueron ampliamente utilizadas como bombas de superficie especialmente para el bombeo de mezclas viscosas. Actualmente, el mayor número de bombas de cavidades progresivas instaladas para la extracción de petróleo se encuentran en Canadá.

Las primeras Bombas de Cavidades Progresivas (B.C.P. de subsuelo) utilizadas en Canadá fueron instaladas en 1979 en pozos de petróleo con alto contenido de arena y bajas gravedades API (crudos pesados). En la actualidad, se utilizan también en pozos productores de crudos medianos y livianos, especialmente con alto contenido de agua.

En Venezuela, las Bombas de Cavidades Progresivas de subsuelo comenzaron a evaluarse a mediados de los años 80. Los resultados no fueron del todo satisfactorios y esto se debió en gran parte a lo relativamente incipiente de la

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tecnología en el país y al desconocimiento del alcance y limitaciones del sistema. Hoy en día, se cuenta con instalaciones exitosas en pozos de crudos viscosos; bajos y medianos; y aplicaciones a moderadas profundidades.

El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primera opción a considerar en la explotación de pozos productores de petróleo por su relativa baja inversión inicial; bajos costos de transporte, instalación, operación y mantenimiento; bajo impacto visual, muy bajos niveles de ruido y mínimos requerimientos de espacio físico tanto en el pozo como en almacén.

PARTEII:

DEFINICIÓNYFUNCIONAMIENTO.

La Bomba de Cavidades Progresivas (BCP o PCP por sus siglas en inglés) está constituida por dos piezas longitudinales enforma de hélice, una que gira en contacto permanente dentro de laotra que está fija, formando un engranaje helicoidal. Las BCP representan un método de Levantamiento Artificial de crudos pesados, medianos y livianos que ofrece una amplia versatilidad, alta eficiencia y bajo costo. La geometría simple de este tipo de bombas constituidas principalmente por un rotor metálico y un estator elastomérico le confieren al sistema tales ventajas. 1. El rotor metálico, es la pieza interna conformada por una solahélice

2. El estator, la parte externa está constituida por una camisa deacero revestida internamente por un elastómero(goma),moldeado en forma de hélice enfrentadas entre sí, cuyos pasosson el doble del paso de la hélice del rotor.

El Rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que transmite el movimiento rotativo a la sarta de Cabillas la cual, a su vez, se encuentra conectada al Rotor. El Estator es el componente estático de la bomba y contiene un polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación elástica llamado Elastómero.

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El funcionamiento de las BCP utiliza un Rotor de forma helicoidal de n lóbulos dentro de un Estator en forma de helicoide de n+1 lóbulos. Las dimensiones del Rotor y el Estator están diseñadas de manera que producen una interferencia, la cual crea líneas de sello que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan (o progresan), en un movimiento combinado de traslación y rotación, que se manifiesta en un desplazamiento helicoidal de las cavidades desde la succión de la bomba, hasta su descarga.

Se cuenta con diversos arreglos de materiales y geometría, sin embargo la utilizada en la Industria Petrolera Nacional es la de un Rotor metálico de un lóbulo en un Estator con un material elástico (Elastómero) de dos lóbulos.El estator y el rotor no son concéntricos y el movimiento del rotor es combinado, uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional (en dirección opuesta a su propio eje) alrededor el eje del estator. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator (succión) hasta la descarga, generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo, es de desplazamiento positivo.

Estas bombas de desplazamiento positivo consisten en un rotor de acero helicoidal y un estator de elastómero sintético pegado internamente a un tubo de acero.

El estator se instala en el pozo conectado al fondo de la tubería de producción, a la vez que el rotor está conectado al final de la sarta de cabillas.

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Figura Nº1:Bomba de desplazamiento positivo, tomado de Fundamentales para diseños

Completación y Reacondicionamiento de Pozos.

Bomba de desplazamiento positivo, tomado de Fundamentales para diseños de bombas PCP.

Bomba de desplazamiento positivo, tomado de Principios de bombas PCP.

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Figura Nº2:Geometría Interna de la BCP. Tomado de “PcpumpHandbook” La geometría del sello helicoidal formado por el rotor y el estator están definidos por los siguientesparámetros:

D: Diámetro mayor delrotor(diámetro nominal). dr: Diámetro de la sección transversal del rotor. E:Excentricidad del rotor.

Ps: Paso del estator (long de la cavidad = long de la etapa). Pr: Paso del rotor.

Cada ciclo de rotación del rotor produce dos cavidades de fluido. La sección de esta cavidad es:

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El área es constante, y a velocidad de rotación constante, el caudal es uniforme. Esta es una importantecaracterística del sistema que lo diferencia del bombeo alternativo con descarga pulsante. Esta acción debombeo puede asemejarse a la de un pistón moviéndose a través de un cilindro de longitud infinita.

La mínima longitud requerida por la bomba para crear un efecto de acción de bombeo es un paso, ésta esentonces una bomba de una etapa. Cada longitud adicional de paso da por resultado una etapa más.El desplazamiento de la bomba, es el volumen producido por cada vuelta del rotor (es función del área y dela longitud de la cavidad).

V = A.P = 4 .dr. E. Ps

En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a la velocidad de rotación N:

Q = V. N = 4 .dr. E. Ps. N

La capacidad de la bomba PCP para vencer una determinada presiónestá dada por las líneas de sello hidráulico formados entre rotor- estator.Para obtener esas líneas de sello se requiere unainterferenciaentre rotor/estator, es decir una compresión entre rotor yestator.

La Figura N° 3muestra un dibujo tridimensional donde se aprecian la forma y posición de las cavidades formadas entre el Rotor y el Estator. Nótese que en un mismo plano transversal siempre pueden definirse dos cavidades, y que el área de estas dos cavidades se complementan, es decir, cuando una es máxima la otra es mínima, de modo que el área transversal total es siempre constante.

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Figura Nº3: Disposición Rotor/Estator en una BCP. Tomada de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

La distribución de efectos es dada por la cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor número de etapas, mayor es la capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar distintas combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro de la bomba.

PARTEIII:

APLICACIONES,VENTAJASYDESVENTAJAS

En 1979, algunos operadores de Canadá, de yacimientos con petróleos viscosos y alto contenido de arena, comenzaron a experimentar con bombas de cavidades progresivas. Muy pronto, las fábricas comenzaron con importantes avances en términos de capacidad, presión de trabajo y tipos de elastómeros.

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Algunos de los avances logrados y que en la actualidad juegan un papel importante, han extendido su rango de aplicación que incluyen:

• Producción de petróleos pesados y bitúmenes (< 18ºAPI) con cortes de arena hasta un 50 %.

• Producción de crudos medios (18-30 º API) con limitaciones en el % de SH2.

• Petróleos livianos (>30º API) con limitaciones en aromáticos.

• Producción de pozos con altos % de agua y altas producciones brutas, asociadas a proyectos avanzados de recuperaciónSecundaria (por inyección de agua)

En los últimos años las PCP han experimentado un incremento gradual como un método de extracción artificial común. Sin embargo las bombas de cavidades progresivas están recién en su infancia si las comparamos con los otros métodos de extracción artificial como las bombas electrosumergibles o el bombeo mecánico. Los sistemas PCP tienen algunas características únicas qua los hacen ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más importantes es su alta eficiencia total.

Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60%. Otras ventajas adicionales de los sistemas PCP son:

• Habilidad para producir fluidos altamente viscosos.

• Habilidad para producir con altas concentraciones de arena.

• Habilidad para tolerar altos porcentajes de gas libre (no se bloquea).

• Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles.

• Muy buena resistencia a la abrasión. • Bajos costos de inversión inicial.

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18 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. • Bajos costos de energía.

• Demanda constante de energía (no hay fluctuaciones en el consumo). • Simple instalación y operación.

• Bajo mantenimiento.

• Equipos de superficie de pequeñas dimensiones. • Bajo nivel de ruido.

Los sistemas PCP también tienen algunas desventajas en comparación con los otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de componentes aromáticos.

A continuación se presentan varias de las desventajas de los sistemas PCP:

• Capacidad de desplazamiento real de hasta 2000 Bls/dia o 320 m3/dia (máximo de 4000 Bls/día o 640 m3/día).

• Capacidad de elevación real de hasta 6000 pies o 1850 metros (máximo de 1050 pies o 3500 metros).

• Resistencia a la temperatura de hasta 280 'F o 138 °C (máxima de 350 °F o 178 °C).

• Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por periodos prolongados de tiempo).

• Opera con bajas capacidades volumétricas cuando se producen cantidades de gas libre considerables (evitando una buena lubricación).

• Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por periodos de tiempo relativamente cortos.

• Desgaste por contacto entre las varillas de bombeo y la tubería de producción puede tornarse un problema grave en pozos direccionales y horizontales.

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• La mayoría de los sistemas requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba.

• Los sistemas están propensos a altas vibraciones en el caso de operar a altas velocidades requiriendo el uso de anclas de tubería y estabilizadores o centralizadores de varillas de bombeo.

• Poca experiencia en el diseño, instalación y operación del sistema.

Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los equipos.

En su aplicación correcta, los sistemas con bombas de cavidad progresiva proveen el más económico método de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente.

A continuación se muestran las estadísticas de las aplicaciones del bombeo por cavidades progresivas para Venezuela e internacionalmente. Nótese que se han alcanzado periodos de operación superiores a los 8 años, aplicaciones en pozos horizontales en las cuales la bomba se instaló en una sección a noventa grados con respecto a la vertical, gravedades API de hasta 45°, profundidades superiores a los 9000 pies y viscosidades de hasta 100.000 cps.

PAÍS VARIABLE RESULTADOS

OBTENIDOS MATERIAL OBSERVACIONES EQUIPO /

Venezuela Producción Total 525 MBls Bombas serie 5” Asociada a 150 bombas instaladas Canadá Mayor Tasa/pozo 5270 b/d Bomba Multilóbulo Pozos productores de agua. California, USA Mayor desviación Posición Horizontal Bomba 300TP1300 DogLeg de hasta 15 ° / 100 pies. Texas, USA Crudo mas liviano Gravedad API de 45° Elastómero usado: 199 Temperatura 140° F Canadá Mayor contenido 70 % en Volumen Elastómero usado: 194 Duración promedio de 6 a 9

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20 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. de arena meses. Canadá Mayor contenido de H2S Hasta un 7 % de H2S Elastómero usado: 159 Temperatura 46 °C

Canadá Mayor vida útil 99 meses (mas de 8 años) Bomba 240TP600 Elastómero 159 Ecuador Profundida d de la bomba Mayor de 9800 pies Bomba 180TP3000 Canadá Crudo mas

pesado Gravedad API de 8° Bomba 660TP2000 Viscosidad 100.000 cps. Argentina Mayor Temperatu ra 260 °F / 127 °C Elastómero 159 Bomba 300TP1800 Texas Mayor contenido de aromáticos 15% de aromáticos solventes Elastómero 204 Bomba 200TP1800 Wyoming Mayor contenido de CO2 30% de contenido de CO2 Elastómero 159 Bomba 200TP1800

Tabla Nº1: Resultados obtenidos del Metodo BCP. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

PARTEIV:

CARACTERÍSTICAS. Presión en la bomba- Distribución y efectos:

La presión desarrollada dentro de la bomba depende básicamente de dos factores:

- Número de líneas de sello (etapas).

- Interferencia o compresión entre rotor y estator.

La mayor o menor interferencia, o compresión entre rotor y estator se puede lograr en principio variando eldiámetro nominal del rotor. A su vez, la expansión del

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elastómero durante el proceso de producción haceque la interferencia aumente, lo cual se deberá tener en cuenta para elegir la mejor combinación entre rotor yestator.La expansión del elastómero se puede dar por:

- Expansión térmica(por la temperatura del fondo de pozo o debido a la energía térmicagenerada por deformación cíclica-Histéresis).

- Expansión química.

La cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapaestá diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor Nº de etapas, mayores la capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar distintas combinaciones queafectan a la distribución de la presión dentro de la bomba:

Figura Nº 4: Combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro de la bomba. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

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22 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. Requerimientos de Torque y Potencia

Al transmitir la rotación al rotor desde superficie a través de las varillas de bombeo, la potencia necesariapara elevar el fluido me genera un torque el cual tiene la siguiente expresión:

Torque = K * Potencia / N K= Constante de pasaje de unidades.

Potencia= Potencia Suministrada. N= velocidad de operación.

El torque requerido tiene la siguiente composición:

Torque total: Torque Hidráulico + Torque fricción + Torque resistivo

- Torque hidráulico, función de (presión de boca de pozo, presión por pérdida de carga, presión por presión diferencial).

- Torque por fricción en bomba, fricción entre rotor y estator. Este parámetro se puede obtener de las mediciones realizadas en un test de banco.

- Torque resistivo, fricción entre varillas y tubing. El máximo torque resistivo estáenboca de pozo.

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PARTEV:

COMPONENTES.

Las bombas de cavidades progresivas (PCP) son bombas de desplazamiento positivo la cual consiste, como se explicó anteriormente, en un rotor de acero de forma helicoidal y un estator de elastómero sintético moldeado dentro de un tubo de acero. El estator es bajado al fondo del pozo formando parte del extremo inferior de la columna de tubos de producción (tubings), mientras que el rotor es conectado y bajado junto a las varillas de bombeo. La rotación del rotor dentro del estator es transmitida por las varillas de bombeo, cuyo movimiento es generado en superficie por un cabezal.

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24 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. 5.1.-Equipos de Subsuelo o Fondo:

5.1.1.- Elastómeros:

Son la base del sistema PCP en el que está moldeado el perfil de doble hélice del estator. De su correctadeterminación y su interferencia con el rotor depende en gran medida la vida útil de la PCP. Consiste en un elemento que puede ser estirado un mínimo de 2(dos) veces su longitud y recuperar inmediatamente sudimensión original.

El Elastómero constituye el elemento más “delicado” de la Bomba de Cavidades Progresivas y de su adecuada selección depende en una gran medida el éxito o fracaso de esta aplicación.

El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un Polímero de alto peso molecular con la propiedad de deformarse y recuperarse elásticamente, esta propiedad se conoce como resiliencia o memoria, y es la que hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator la cual determina la hermeticidad entre cavidades contiguas y en consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo).

Figura Nº6: Elastómeros. Tomado de Principios Fundamentales para diseños de bombas PCP.

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Los Elastómeros deben presentar resistencia química para manejar los fluidos producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la abrasión.

5.1.1.2.- Propiedades mecánicas mínimas requeridas. • Hinchamiento: del 3 al 7% (máximo).

• Dureza Shore A: 55 a 78 puntos.

• Resistencia Tensíl: Mayor a 55 Mpascal. • Elongación a la ruptura: Mayor al 500% • Resistencia a la fatiga: Mayor a 55.000 ciclos • Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm.

5.1.1.3.- Condiciones de elastómeros para PCP:

• Resistencia a la fatiga: (hasta 500.000.000 de ciclos acumulados de deformación cíclica).

• Elasticidad:Fuerza necesaria por unidad de superficie para estirar una unidad de longitud.

• Dureza Shore “A”:Fuerza requerida para deformar la superficie del elastómero.

• Resistencia al corte: Fuerza necesaria para cortar la muestra en condiciones ASTM.

• Resistencia al desgarramiento. • Resistencia a la abrasión.

• Resiliencia:Velocidad para volver a la forma original, para poder volver a sellar las cavidades.

• Permeabilidad:Para evitar la descompresión explosiva, en paros de producción de pozos con gas libre en la succión de la bomba.

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26 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. 5.1.1.4.-Tipos de Elastómeros:

• Elastómero 198:

Un butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho). Este Elastómero fue desarrollado para obtener una mayor resistencia al H2S y a mayor temperatura que la del caucho. La resistencia a la abrasión es buena. El módulo de corte es excelente. La resistencia a los aromáticos no es tan buena como la de los Elastómeros tipo caucho. La temperatura máxima de servicio recomendada es de 160 °C (320 °F), sin embargo, sigue siendo probado al respecto.

Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 50% de nitrílo. Su resistencia a los aromáticos es buena, se ha utilizado con éxito en fluidos con 13% de aromáticos a 40 °C (104 °F). Su resistencia a la abrasión es baja. El módulo de corte es excelente y su resistencia a la temperatura es levemente mejor a la del 159.

Es un co-polimerofurocarbono butadieno. Este Elastómero fue desarrollado para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a los gases ácidos (CO2 y H2S). Algunas bombas fabricadas con este Elastómero han operado por 3 años en pozos con 28% de CO2, 3% de H2S en el gas y 3% de aromáticos en el crudo. Los ensayos de campo continúan.

El módulo de corte es muy bajo, el módulo de desgarramiento es bueno. Se debe utilizar una baja interferencia entre el Rotor y el Elastómero

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27 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. • Elastómero 194:

Es un butadieno-acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo. Este Elastómero fue desarrollado para crudos pesados con alto contenido de arena. La resistencia a la abrasión es buena (dureza Shore A = 58).

Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo. Su distribuidor (y fabricante) lo utiliza como estándar para comparación de la solidez y resistencia química de los Elastómeros.

En la siguiente tabla se resume el desempeño de los Elastómeros presentados anteriormente, se debe destacar que la nomenclatura es propia del fabricante y que la misma, la formulación (y por ende las propiedades) varían de un fabricante a otro. 159 194 198 199 204 Abrasión B A A C B Ampollas de gas A B B A A Crudos Pesados A A B C B Crudos Medianos A B B A B Crudos Livianos C C C A A Aromáticos B C C A A CO2 B C B B A

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H2S B B A B A

Pozos de agua B C C C C

Temp. Max (ºC) 120 100 160 110 80

Temp. Max (ºF) 248 212 320 230 176

Escala: A: Excelente B: AceptableC: Insatisfactorio.

Tabla Nº2: Características de algunos elastómeros. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

5.1.1.5.- Elastómeros para petróleo:

Los Elastómeros más utilizados en la aplicación BCP, poseen base Nitrílica (convencionales), Hidrogenación Catalítica (Elastómeros Hidrogenados) o Fluoelastómeros.

• Caucho NBR o base nitrílica (nitrilebutadienerubber):

Cadenas copolímeras de butadieno y acrilonitrilo (acn).El butadieno posee un doble enlace tenso de carbono que favorece las reacciones químicas que permitenagregar aditivos que mejoran sus propiedades. Este proceso se da en la vulcanización. Los aditivos se mezclan mecánicamente y luego se moldea y vulcaniza la mezcla para acelerar el proceso de formación de los enlaces.

Se utilizan más de una docena de aditivos en cada compuesto específico de caucho, tales como azufre que provee enlaces, reducidores de fricción, catalizadores de vulcanizado, etc.

- a > % de ACN > resistencia a los Aromáticos y al CO2. - a > % de carbono > resistencia mecánica.

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29 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. - oleófilos: tienden a absorber petróleo.

- baja resistencia al agua caliente.

• HNBR Nitrílico hidrogenado (hydrogenatednitrilebutadienerubber).

- Buena resistencia al SH2: el hidrógeno satura el triple enlace del ACN. - Muy buena resistencia a la temperatura.

- Propiedades mecánicas medias. - Descompresión explosiva: pobre.

- Baja resistencia a los Aromáticos y al CO2. - Muy baja resistencia al agua caliente. -

• Fluorocarbono – fkm (viton):

- Excelente resistencia a los Aromáticos y al CO2. - Excelente resistencia a la temperatura.

- Buena resistencia al SH2. - Resistencia a la abrasión pobre. - Propiedades mecánicas medias. - Descompresión explosiva pobre. - Muy baja resistencia al agua caliente. - Difícil de moldear para PCP.

- Hoy solo moldeable en bombas de paso largo.

Los cambios más comunes en las propiedades mecánicas de los Elastómeros son: el Hinchamiento, el Endurecimiento y el Reblandecimiento.

Estos elastómeros son clasificados como “bajo contenido de acrilo-nitrilo (NBRA)”, contenido medio de acrilo-nitrilo (NBRM), nitrílos hidrogenados (HNBR) y Vitón. La siguiente tabla muestra el desempeño de estos materiales.

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30 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. NBRA NBRM HNBR VITON Resistencia Mecánica ₊₊ ₊ ₊ _- Resistencia a la abrasión + ++ ++ - Tolerancia al CO2 - - - + Tolerancia al H2S - - - + - Tolerancia a aromáticos ++ - + +++ Alta temperatura - - + ++

Escala: (+++Excelente)(++ Muy Bueno)(+ Bueno)(- Pobre)(-- Muy Pobre). TABLA N° 3: Características de otros materiales usados en los Estatores

BCP.“Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

Los elastómeros se construyen de materiales vivos, sus propiedades pueden verse afectados de manera adversa por:

a) Los parámetros que caracterizan el fluido del pozo tales como: - Gravedad del crudo

- Temperatura de profundidad de la bomba - Corte de agua

- Relación gas liquido

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31 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. - Partículas abrasivas - Agentes agresivos - Solventes aromáticos - CO2 y H2S 5.1.2.- Estator PCP:

Es la parte externa está constituida por una camisa de acero revestida internamente por unelastómero(goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas entre si, cuyos pasos son el doble del paso dela hélice del rotor.

Figura N°7: Cortes longitudinales de un estator. Tomados de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil” y Principios Fundamentales para diseños de bombas PCP.

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32 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. 5.1.3.- Elementos de la sarta de varillas de bombeo.

Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego de ser mecanizado se recubre con una capa de un mater

trata de un recubrimiento con un proceso electro químico de cromado. Mientras que los Estatores de un mismo modelo de bomba, fabricados con el mismo Elastómero, son todos idénticos, los rotores se mecanizan con varios diámetros y se recubren de varios espesores de cromado. Las variaciones de estos dos parámetros diámetro y espesor, son los que permiten un ajuste fino de la interferencia.

Estando el estator y el rotor al mismo nivel sus extremos inferiores, el pin del rotor sobresale delestator

aproximadamente unos 460mm a 520mm. Este dato permite verificar en muchos casos si elespaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena

sea escasa, esta deja muchasveces marcada la hélice del rotor. De este modo, al Figura N°8.A: Cortes transversales de un

Rotor. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”

Completación y Reacondicionamiento de Pozos. de la sarta de varillas de bombeo.

5.1.3.1.- Rotor:

El rotor está fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con precisión y recubierto con una capa de material altamente resistente a la abrasión. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas tipo Tubular) las cuales le transmiten el movimiento de rotación desde la superficie (accionamiento o impulsor). Un Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego de ser mecanizado se recubre con una capa de un material duro. Generalmente se trata de un recubrimiento con un proceso

electro químico de cromado. Mientras que los Estatores de un mismo modelo de bomba, fabricados con el mismo Elastómero, son todos idénticos, los rotores se mecanizan con varios se recubren de varios espesores de cromado. Las variaciones de estos dos parámetros diámetro y espesor, son los que permiten un ajuste Estando el estator y el rotor al mismo nivel sus extremos inferiores, el pin del rotor sobresale delestator

aproximadamente unos 460mm a 520mm. Este dato permite verificar en muchos casos si elespaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena

sea escasa, esta deja muchasveces marcada la hélice del rotor. De este modo, al Cortes transversales de un

“Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”

El rotor está fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con precisión y recubierto con una capa de material altamente resistente a la abrasión. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas tipo Tubular) las cuales le transmiten el movimiento de rotación desde la superficie (accionamiento o impulsor). Un Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego ial duro. Generalmente se

aproximadamente unos 460mm a 520mm. Este dato permite verificar en muchos casos si elespaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena, aunque sea escasa, esta deja muchasveces marcada la hélice del rotor. De este modo, al

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retirar el rotor por cualquier motivo, se puede observar en que punto estuvo trabajando dentro del estator, partiendo del extremo superior del rotor.

5.1.3.2.-Trozo de Maniobra:

Es muy importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima delrotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las 250rpm. Cuando se instala unavarilla, debido a su largo y al movimiento excéntrico del rotor que se transmite directamente a ella, tiende adoblarse y rozar contra las paredes del último tubing. El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad dellargo de la varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro.

5.1.3.3.- Varillas de bombeo API:

Son varillas de acero, enroscadas unas con otras por medio de cuplas,formando la mencionada sarta, que va desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos utilizadosestán limitados por el diámetro interior de los tubings, utilizándose por ejemplo diámetros de 7/8” o 1” (cuplasslimhole) en tubings 27/8”. Su longitud puede ser de 25´o 30´.

5.1.3.4.- Varillas de Bombeo no Convencionales:

Podemos mencionar las barras huecas (hollowrods) lascuales sumadas a una conexión Premium ofrece entre otras ventajas, una mayor capacidad de transmisiónde torque que una varilla API. También podemos mencionar las varillas continuas las cuales ofrecen entreotras ventajas, su maniobrabilidad, posibilidad de usar mayor diámetro de varillas en tubingsslim-hole (notienen cuplas) y por este mismo motivo, un menor desgaste entre varillas y tubings.

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34 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. 5.1.3.5.- Vástago:

El extremo superior de la sarta se completa con un vástago cromado enroscado a las varillas, elcual va empaquetado en superficie, por medio de un dispositivo”prensa”. Todo esto se conecta al puentede producción. El vástago puede ser de diferentes medidas. Algunas de las que se utilizan son 1.1/4”; 1.1/2” en macizos, obien 48 mm en vástagos huecos; dependiendo de la sarta que se tenga en el pozo y del cabezal que seutilice en superficie.

5.1.4.- Niple de Paro:

Es un tubo de pequeña longitud (corto) el cual se instala bajo el Estator (bombas tubulares). Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del estator. Sus funciones:

• Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento.

• Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando. • Como succión de la bomba.

• Servir de punto de conexión para accesorios tales como Anclas de Gas o Anti-torque, Filtros de Arena, etc.

• Impedir que el rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo en caso de producirse rotura o desconexión de estas últimas.

Los más usuales son de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo superior, que va roscada alestator y una rosca macho de la misma medida en su extremo inferior, para permitir instalar debajo el anclade torque o cualquier otro elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante elespaciamiento.

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La siguiente figura muestra los de Niples de Paro distribuidos por dos diferentes conocidas empresas.

Figura N° 9.Niples de Paro. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”. 5.1.5.- Niple Intermedio:

Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de lacabeza del rotor con su cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuandoel diámetro del tubing no lo permite. En estos casos es imprescindible su instalación.

Otra ventaja de este niple intermedio o niple de maniobra es que durante las operaciones (bajada de la completación al pozo) las cuñas, mordazas, llaves de apriete, etc.; se colocaran en él, en lugar del cuerpo del estator, evitando así cualquier daño a este último.

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36 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. 5.1.6.- Anclas de Gas:

La eficiencia volumétrica de las BCP, al igual que la de otros tipos de bombas, es afectada de manera significativa por la presencia de gas libre en su interior.

Anclas de gas es el nombre que comúnmente se emplea para referirse a los separadores estáticos gas-líquido de fondo de pozo, generalmente la separación gas – líquido ocurre fuera del ancla desviándose el gas al espacio anular entre el revestidor y la tubería de producción y el líquido es enviado a la bomba, sin embargo, las anclas de gas no son 100% eficientes por lo que una porción del mismo es arrastrado a su interior y de allí a la bomba, adicionalmente dentro del ancla del ancla, por los diferenciales de presión que allí se originan, ocurren separaciones adicionales de gas el cual también es conducido a la bomba; algunos diseños consideran el desalojo de este gas al espacio anular revestidor-eductor.

Aunque existen separadores dinámicos de gas, estos son generalmente aplicados a bombas electrosumergibles, aprovechando la rotación a alta velocidad de la bomba para accionar el separador centrífugo. Los separadores estáticos o anclas de gas más populares en Venezuela son el poorman (o poorboy) y el de copas (Gilbert-cup). En ambos casos la separación se realiza por efecto de la gravedad, aprovechando la diferencia de densidades entre las dos fases (líquido y gas). Existen también separadores estáticos con elementos internos de forma helicoidal (anclas Dinamix), de modo que inducen una rotación, con el fin de crear un efecto centrífugo que contribuye con la gravedad en la separación. Sin embargo, este último tipo de separadores es muy poco usado, ya que son mucho más difíciles de construir y

Figura Nº10: Ancla de Gas. Tomado de “Bombeo de Cavidad

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hasta ahora su ventaja frente a los separadores más sencillos no ha sido comprobada.

En 1995, Podio y McCoy presentaron un nuevo diseño basado en un principio diferente a los planteados hasta entonces. Estos investigadores observaron el hecho de que en espacios anulares excéntricos el gas tiende a fluir preferencialmente por la zona más amplia de este espacio anular. Aprovechando éstefenómeno, diseñaron un separador excéntrico. La entrada al separador fue colocada en la región más cercana al revestidor, la cual coincide con la zona de alta concentración de líquido. De esta manera, se consigue que la mayor separación ocurra fuera del separador y no dentro de él.

En todos los casos debe tenerse en cuenta que el separador actúa como un sistema que tiene dos efectos: 1) Separa gas libre, 2) Crea una caída de presión adicional. El segundo efecto es perjudicial, pues induce una liberación adicional de gas y aumenta el volumen ocupado por la masa de gas libre. La caída de presión impuesta por el separador se debe a la fricción y al hecho de que, en algunos casos, la sola presencia del separador obliga a colocar la bomba más arriba de lo que se haría si no se colocara este equipo. Estos factores deben analizarse al momento de decidir si es recomendable el uso de un ancla de gas a la entrada de la bomba.

Se han presentado métodos para estimar la eficiencia de separación y el límite para el uso de anclas de gas (Schmidth en 1986 y Campbell en 1989) sin embargo sus conclusiones no pueden ser generalizadas para el caso de crudos muy viscosos, debido a que algunos de los factores son experimentales y fueron obtenidos con fluidos de muy baja viscosidad.

Existen casos especiales, como el de los crudo espumantes en la FBO, donde la separación puramente mecánica es prácticamente imposible, lo cual obliga a la búsqueda de nuevas maneras de incrementar la eficiencia volumétrica de los

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equipos de bombeo, ya que hasta ahora el uso de separadores convencionales ha constituido una restricción a la entrada de la bomba.

5.1.7.-Caño filtro:

Se utiliza para evitar, en el caso de rotura de estator con desprendimiento de elastómero,trozos de tamaño regular del mismo queden dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación defondo, estos pedazos de elastómero podrán ser recuperados con un equipo de pulling y no permaneceráenel pozo donde se corre el peligro que sean succionados nuevamente por la bomba. La condición para suinstalación es que la suma de las áreas de sus orificios sea igual o mayor a seis (6) veces el área de succiónde la bomba, es decir seis veces el área del niple de paro.

5.1.8.- Ancla de Torque:

Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la derecha (vista desdearriba) se realiza la acción de girar la columna también hacia la derecha, es decir hacia el sentido dedesenrosque de los caños. A esto se suman las vibraciones producidas en la columna por las ondasarmónicas ocasionadas por el giro de la hélice del rotor dentro del estator, vibraciones que son tanto mayorescuanto más profunda es la instalación de la bomba. La combinación de ambos efectos puede producir eldesprendimiento del tubing. El ancla de torque evita este problema. Cuanto más la columna tiende aldesenrosque, más se ajusta el ancla. Debe ir siempre instalada debajo del estator, elemento de la columnadonde el esfuerzo de torque es mayor. No siempre es necesaria su instalación, ya que en bombas de menorcaudal a bajas velocidades o bajas profundidades, no se tienen torques importantes y o se producen grandes vibraciones. No obstante, es recomendable en todos los casos.

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Figura Nº11: Torque de Ancla. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

5.1.9.- Zapato Probador de Hermeticidad:

En caso de ser instalado (altamente recomendado), se debecolocar siempre arriba del niple intermedio, para poder probar toda la cañería y además como su diámetrointerno es menor que el del tubing no permite el paso de centralizadores a través de él. Para algunas medidasde bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del mismo es inferior al diámetro del rotor,impidiendo su paso en la bajada.

La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la hermeticidad, aunque siempreexiste escurrimiento, tanto mayor cuanto mayor sea la presión total resultante sobre la bomba.La suma de la presión de prueba más la altura de la columna debe ser tal que no supere la alturamanométrica de la bomba, para evitar dañarla.

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40 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. 5.1.10.- Centralizadores de Cabillas:

Los centralizadores de cabillas se suelen colocar sólo en aquellos pozos con desviaciones o inclinaciones muy pronunciadas. Hasta ahora no existe un acuerdo validado respecto a los criterios para la ubicación de estos dispositivos, sin embargo el programa del C-FER ofrece una rutina para estimar la colocación mas adecuada de los mismos en la sarta de cabillas. La Figura N° 12 ilustra algunos centralizadores de cabillas.

Figura Nº12: Centralizadores de Cabillas. Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

5.1.11.-Niples de Drenaje:

Generalmente se utiliza un niple de drenaje para desalojar el crudo de la tubería de producción en aquellos casos cuando no es posible sacar el rotor de la bomba, por ejemplo cuando falla la sarta de cabillas y no se puede “pescar” la misma. Es importante no tener crudo en la tubería al momento de sacar la sarta, ya que de otra manera se corre el riesgo de originar derrames de crudo indeseados en la superficie contaminando asi el medio ambiente. La mayoría de los niples de drenaje se activan aplicando presión interna a la tubería de producción. En el caso de crudos extrapesados, se ha subestimado, en algunos casos, la presión de descarga de la bomba, originando que el sistema de drenaje se active durante la operación, con lo cual es necesario recuperar la tubería.

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Es importante mencionar que cuando se cuenta con un cabezal de eje hueco, se acostumbra colocar una barra pulida mas larga que la longitud del rotor, con lo cual se puede sacar el rotor del estator con una operación muy sencilla cuando se desea circular el pozo.

5.1.12.- Niples “X”:

Con el fin de detectar agujeros o uniones defectuosas en la sarta de tubería, se acostumbra realizar una prueba de presión durante la operación de bajada de la misma. Para realizar esta prueba se puede instalar un niple de asiento X, sobre el estator de la bomba, en el cual se asienta una válvula fija con pescante, la cual es fácil de recuperar luego de la prueba.

Si el pozo presenta problemas de corrosión y la tubería es re-utilizada, es recomendable asentar la válvula en el niple X e ir probando a medida que se bajan los tubulares, por ejemplo, cada 10 tubos; de esa manera es más fácil detectar y corregir la existencia de algún tubo defectuoso.

5.2.-Instalación de Superficie:

Una vez obtenidos los parámetros de operación mínimos necesarios para accionar el equipo de subsuelo, esnecesario dimensionar correctamente los equipos de superficie que sean capaces de proveer la energíarequerida por el sistema. Esto significa que deben ser capaces de:

• Suspender la sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de fondo. • Entregar el torque requerido en el vástago.

• Rotar el vástago a la velocidad requerida. • Prevenir la fuga de fluidos en la superficie.

• Existen diferentes configuraciones de cabezales y a su vez un amplio rango de accesorios y tecnologíaspara cada una de estas configuraciones.

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Los accionamientos de superficie para los sistemas de bombeo por cavidades progresivas han evolucionado desde pequeñas unidades de velocidad fija hasta sofisticados sistemas protegidos mecánica y eléctricamente y con capacidades de supervisión y control a distancia.

Las unidades de velocidad fija se caracterizan por ser necesario el cambio de poleas y correas para variar la velocidad obteniendo cambios discretos en esta variable con los inconvenientes de contar con un número limitado de combinaciones, no obtener las “revoluciones exactas” requeridas según el diseño y además requerir de inventarios de poleas, correas y demás accesorios.

En este tipo de sistemas, la relación de transmisión total viene dada por la relación de transmisión de la caja reductora en sí, multiplicada por la relación de transmisión del conjunto correa poleas que acopla el motor a la caja. En este caso la velocidad se varía cambiando la polea del motor, y de este modo la relación de transmisión.

En el pasado, muchos de estos equipos no contaban con mecanismos de freno ni de liberación de torque y sus capacidades para soportar cargas axiales y brindar los torques y potencias exigidos por el sistema eran muy limitados

La ventaja de este equipo consiste en que al utilizar poleas / correas dentadas se elimina el deslizamiento y son equipos integrados. Las desventajas radican básicamente en que la operación de cambio de velocidad del sistema es más lenta y requiere un trabajo previo de preparación de la pieza (polea); también es necesario parar la marcha del equipo para realizar la operación y no se obtienen las velocidades exactas de diseño (a menos que se instalen en conjunto con un variador de frecuencia). El hecho de que la operación de cambio de velocidad requiera el cambio de piezas impidió en el pasado la automatización de este equipo.

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En la Figura N° 13 se muestra uno de los más sencillos sistemas de este tipo.

Figura Nº13: Equipo de Superficie poleas y Correas

5.2.1.- Cabezal de Rotación:

Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza depozo. Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistemade freno (mecánico o hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un

GUARDA

POLEAS BARRA PULIDA

MOTOR

CABEZAL

MOTOR GUARDA

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dispositivoexterno, y un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de empaque (“stuffing box”) para evitar lafiltración de fluidos a través de las conexiones de superficie.Además, algunos cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado por engranajes mecánicos opoleas y correas.

El cabezal de rotación, cumple con 4 funciones básicas:

• Soporte para las cargas axiales. Las cargas axiales originadas por el peso de la sarta de cabillas sumergida en el fluido del eductor y la producida por el diferencial de presión que levanta la bomba es soportada a través de rodamientos cónicos ubicados en el cabezal de rotación. Dependiendo del fabricante, pueden encontrase uno o dos rodamientos actuando en paralelo y distribuyéndose las cargas.

• Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. El giro inverso puede causar múltiples inconvenientes tales como daños en la caja reductora del motorreductor o motovariador (ya que la misma actúa como multiplicadora cuando son la cabillas las que la hacen girar), daños en el motor eléctrico al actuar como generador y por último puede causar el desenrosque de las cabillas, ya que son estas las que deben detener el sistema motriz una vez que se ha liberado el torque de las mismas y la columna de fluido. Este fenómeno junto con los efectos dinámicos que se presentan a grandes velocidades (por ejemplo vibraciones) generan un torque que tiende a desenroscar las cabillas.

Algunos cabezales ofrecen un sistema retardador del giro inverso, el cual puede ser hidráulico o mecánico (Tambor y Zapata); este mecanismo permite que la sarta gire en sentido inverso (anti-horario visto desde arriba) al detener el sistema motriz, a baja velocidad de rotación, esta característica garantiza que la sarta no girará a la hora de levantar el cabezal durante una reparación. Este sistema permite que las columnas dentro y fuera del eductor se equilibren, con lo cual el torque de arranque es menor, no obstante se requerirá más tiempo para obtener la producción del pozo en superficie una vez que se arranca el sistema.

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Otros fabricantes suministran equipos con sistemas anti-retorno, formados generalmente por una banda (o zapata) con un alto coeficiente de fricción la cual sujeta un disco pulido y este a su vez el eje del cabezal. La desventaja de este sistema consiste en que las cabillas quedansometidas a un torque que se liberará al levantar el cabezal al momento de una reparación. Como punto a favor, con este sistema el eductor permanece lleno durante la parada del sistema motriz permitiendo llevar la producción del pozo hasta la superficie al arrancar nuevamente el sistema.

• Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente. Se evita el derrame delos fluidos de producción al medio ambiente mediante un conjunto de sellos que aíslan el eje de rotación del cabezal de producción (prensa - estopas). En los casos donde el eje del cabezal es hueco, el sello se realiza sobre la barra pulida.

• Soportar el accionamiento electro-mecánico. Sobre el cabezal de rotación se instala o bien el motovariador o el motorreductor, según el caso.

Existen el mercado cabezales de eje macizo y cabezales de eje hueco, estos últimos poseen la ventaja de permitir el levantar la sarta de cabillas sin desmontar el sistema motriz con la finalidad de re-espaciar la bomba o circular el pozo. También existen cabezales dónde el rodamiento de carga es lubricado por aceite y en otros casos lubricado con grasa; el seleccionar el tipo de lubricación depende del operador, ya que una lubricación con grasa requiere menos chequeos y protege más los equipos contra la intemperie, sin embargo la lubricación con aceite protege más el rodamiento mejorando la vida útil del mismo, no obstante estos sistemas requieren una revisión más periódica para garantizar los niveles de aceite y corregir la presencia de fugas.

En el Occidente del país, prevalecen los cabezales de eje sólido con rodamientos lubricados por aceite.

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47 Completación y Reacondicionamiento de Pozos. LEYENDA:

1. base porta empaque 2. tuerca porta empaque

3. buje centralizador de tuerca empaque 4. buje centralizador inferior

5. deflector ecológico

6. bulones 10/32 anclaje buje de tuerca 7. cuerpo principal

8. tapa superior

9. eje motriz pasaje hasta 1 1/2" 10. rodamiento 29420 11. rodamiento nj 221 12. rodamiento nj 214 13. caño guía 14. visor 15. reten inferior 16. mesa porta polea

17. bulones alem 3/4 x 2 1/4" 18. caliper de freno

19. disco de freno

20. bulonalem 12 x 175 x 35 21. caja comando hidráulico 22. motor hidráulico

23. correa sincrónica 90 x 190 24. engranaje 22 dientes 25. engranaje 42 dientes

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Figura N°16. Cabezal de Rotación utilizado en Occidente.Tomado de “Bombeo de Cavidad Progresiva ESP Oil”.

5.2.2.- Motovariadores Mecánicos:

En este sistema el acople entre motor y caja reductora no es directo; en este caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad” formado por correas y poleas de diámetro variable, el cual cumple con la función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la parada del equipo ni el cambio de componentes. Esta operación se realiza girando el volante que gobierna la polea motriz, al mover el volante se varía el diámetro de la polea separando los discos cónicos que la componen cambiando de esta forma la relación de transmisión.

Los equipos donde se instalan los motovariadores tienen la posibilidad de ser ajustados en un rango de velocidades desde 50 R.P.M. hasta 400 R.P.M.

Hay algunas desventajas de este sistema, entre ellas se pueden destacar las siguientes:

• La velocidad no se puede ajustar con el equipo apagado, ya que es en movimiento que la correa se ajusta al cambio de diámetro de la polea motriz, esto