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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
ANÁLISIS DE FALLAS DE LOS ELASTÓMEROS EN BOMBAS DE
CAVIDAD PROGRESIVA POR EFECTOS DE GASES ÁCIDOS EN LA PRODUCCIÓN.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar
al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Carlos Raúl Carrillo Jimenez Tutor: Msc. Jorge Barrientos
Maracaibo, julio de 2009
Carrillo Jiménez, Carlos Raúl; “Análisis de fallas de los elastómeros en bombas de cavidad progresiva por efectos de gases en la producción”. Trabajo de grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo Venezuela. 154 p.Tutor: Msc. Jorge Barrientos.
RESUMEN
La Unidad de Explotación Tía Juana Lago (U.E.T.J.L.) se encuentra en la División Occidente de PDVSA, en ella se explota comercialmente el yacimiento Lagunillas Inferior 04 (LGINF04), que posee pozos bajo el método de producción por bombeo de cavidades progresivas (BCP) y que presentan fallas en los elastómeros de las bombas BCP. Debido a esto y en pro de mejorar la vida útil de las BCP y minimizar los costos de producción la UETJL requirió un análisis de fallas en los elastómeros de dichas bombas. Para ello se llevo a cabo una metodología que permitiera una selección adecuada selección de las bombas a estudiar como sigue: se seleccionó el yacimiento con mayor concentración de pozos BCP (LGINF04), posteriormente se seleccionaron los pozos de las áreas de mayor densidad, luego se visualizó la condición deficiencia en el bombeo en CENTINELA para filtrar los pozos, después se escogieron tres de ellos para realizarle el ensayo destructivo (TJ 270, TJ 1417, TJ 1397) y así determinar las causas de las fallas, y por último se revisaron las condiciones operacionales de los pozos al momento de presentar la falla, con el objetivo de verificar si estas estaban siendo sobrepasadas por los limites permisibles para cada fabricante. En los resultados del análisis que comprendió la inspección visual, dimensional y la visual con destrucción se pudo precisar que: el elastómero de la bomba NETZSCH del pozo TJ 270 presentó desprendimiento y descentre del metal base así como desgaste, en la bomba PCM del pozo TJ 1417 se visualizó desgarramiento del elastómero, y la GEREMIAS del TJ1397 presentó histéresis y también desgarramiento del elastómero. Todo ello debido principalmente a efectos de impurezas en el gas de formación como lo son el H2S y CO2, estas fracciones determinadas mediante la cromatografía de gases.
Palabras claves: Estator, Elastómeros, Cromatografía, PC PUMP, NETZSCH, PCM, GEREMIA. E-mail: [email protected]
Carrillo Jiménez, Carlos Raúl; “Faillure analisis of the elastomers in progresive cavity pump by gas acid effects in the production”. Trabajo de grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo Venezuela. 154 p. Tutor: Msc. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
The Unit of explotation Tía Juana Lago (U.E.T.J.L) is located in the west division of PDVSA, in which the Lagunillas inferior 04, is exploted comercially, that have wells producing under the progresive cavity pump method (PCP), And present faillures in the eslastomer of the BCP. For that and to amprove the run life of the PCP’s and reducing the production cost of (U.E.T.J.L) requiered an analisis of the eslastomer faillures of the pumps. For this a methodology was applied that allon the riglet selection of the pumps, to be study as is fallow. I was seck the reservoir the highs concentration of PCP wells (LGINF04), after that the wells of the areas with higer density, them the deficiency condition was visualized in the pumping in centinela to filter ther wells, theree wells chose to do the destructure test: ( TJ 270, TJ 1417, TJ 1397) to determine the cuses of the faillure, and the last the operational conditions were check. On the wells at the time of the faillure whit the objecture of makeif were exceding the limits allovesfor cach manufactures. In the results that include the visual, dimensional and dectruction it can be know that:the elastomer of the pump NETZSCH, of the well TJ 270. Was detach, and descentralized, fromthe metal base-also wear. In the PCM of the well TJ 1417. A torn of the elastomer was show and in the GEREMIA pumping the 1397, present Histerisis and torn of the elastomer , all thatduemainli to tho effects of the impurities in the formation gas like the H2S y CO2,
this factor determined by the chromatography of gases. Key Words: Stator, Elastómers, Chromatography, Pc Pump, Netzsch, Pcm, Geremia. Author’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios, por darme buena salud, sabiduría, voluntad y la oportunidad de alcanzar
mis metas.
A mis Padres, Familia y Amigos por su gran colaboración y apoyo, ya que sin
ellos no hubiese podido lograr esta meta.
A mi esposa y su familia y a mi Hijo y Hermano.
A todas aquellas personas que de una u otra manera me apoyaron para lograr
mis objetivos, especialmente a mi colega y amigo Angel Anciani.
A las personas que creen que no se puede…..
AGRADECIMIENTOS
A Dios por las cosas buenas y las no tan buenas presentadas en el camino.
A mis Padres, Pastora (Maita) por confiar en mi siempre este éxito es tuyo,
Raúl (Dios te tenga en un buen lugar ) por los consejos.
A mi esposa Geraldine Canaan, pecho por estar siempre a mi lado.
A mi Hermano, por tu desinteresada compañía, Ito tomalo como ejemplo.
A mi Hijito, Carlos David, pechochito que este éxito sea para tu futuro
Quiero agradecer inmensamente a mi familia, y a mis grandes hermanos y
amigos (Johomel ,Nelson, Beto, Marxiu y Jorge)
A la Nueva PDVSA específicamente a la Unidad de Explotación Tía Juana
Lago, y su personal, especialmente a mi amigo Alfonso Diaz, y a todos
aquellos que me ayudaron.
ÍNDICE GENERAL
Pág.
RESUMEN ...................................................................................................................... 3
ABSTRACT ..................................................................................................................... 4
DEDICATORIA ................................................................................................................ 5
AGRADECIMIENTO ........................................................................................................ 6
ÍNDICE GENERAL .......................................................................................................... 7
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................... 10
ÍNDICE DE TABLAS ..................................................................................................... 13
INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 14
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA
1.1.- Planteamiento y formulación del problema ........................................................... 15
1.2.- Objetivo general de la investigación ...................................................................... 16
1.3.- Objetivos específicos de la investigación .............................................................. 16
1.4.- Justificación y delimitación de la investigación ...................................................... 16
1.5.- Hipótesis ............................................................................................................... 17
1.6.- Viabilidad de la investigación ................................................................................ 17
1.7.- Resultados esperados de la investigación y estrategias de implementación ........ 17
CAPÍTULO II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1.- Antecedentes de la investigación .......................................................................... 19
2.2. Características del yacimiento LGINF – 04. ........................................................... 20
2.2.1. Ubicación del Yacimiento LGINF- 04................................................................... 21
2.2.2. Datos Básicos del Yacimiento. ............................................................................ 21
2.2.3. Geología del Yacimiento. .................................................................................... 22
2.2.4. Mecanismos de Producción del Yacimiento. ....................................................... 23
2.2.5. Métodos de Producción del Yacimiento. ............................................................. 23
2.2.6. Completación Típica del Yacimiento ................................................................... 24
2.3. Aplicaciones del Bombeo por Cavidades Progresivas. .......................................... 24
2.4. Principios de Funcionamiento de la Bomba. .......................................................... 25
2.5. Principios Básicos de Producción. ......................................................................... 28
2.6. Descripción de los equipos. .................................................................................... 34
2.6.1. Equipos de Subsuelo........................................................................................... 34
2.6.1.1. El Estator .......................................................................................................... 34
2.6.1.2. El Elastómero ................................................................................................... 35
2.6.1.3. El Rotor ............................................................................................................ 40
2.6.1.4. El Niple de Paro ............................................................................................... 41
2.6.1.5. Otros equipos de subsuelo ............................................................................... 42
2.6.2. Equipos de Superficie.......................................................................................... 47
2.6.2.1. Cabezales de Rotación .................................................................................... 49
2.6.2.2. Motovariadores Mecánicos ............................................................................... 52
2.6.2.3. Motorreductores ............................................................................................... 53
2.6.2.4. Variadores de Frecuencia ................................................................................ 54
2.6.2.5. Equipos integrados de polea y correa .............................................................. 59
2.7. Características operativas de las BCP ................................................................... 64
2.8. Clasificación de las Bombas de Cavidades Progresivas ........................................ 69
2.9. Nomenclatura de las BCP según los fabricantes ................................................... 75
2.10. Selección de los Equipos (diseño) ....................................................................... 77
2.11. 2.11. Diagnostico y Optimización ......................................................................... 89
2.12. Mantenimiento de los equipos. ............................................................................. 93
2.13. Cromatografía del proceso. .................................................................................. 95
CAPÍTULO III. METODOLOGÍA APLICADA
3.1. Tipo de investigación .............................................................................................. 98
3.2. Fuentes de Información. ...................................................................................... 100
3.2.1. Fuentes Primarias ............................................................................................. 100
3.2.2. Fuentes Secundarias ........................................................................................ 100
3.2.2.1 Centinela ........................................................................................................ 101
3.2.2.2 Aico. ............................................................................................................... 103
3.2.2.3 Oil field manager (OFM).. ............................................................................... 104
3.2.2.4 Dims.. ............................................................................................................. 105
3.3. Población y muestra. .......................................................................................... 106
3.4. Diseño de la investigación. .................................................................................. 108
3.4.1 Descripción de las características de los pozos con el método BCP que
presentaron fallas en el elastómero. ........................................................................... 108
3.4.2 Evaluar las fallas presentadas en los elastómeros de las bombas de cavidad
progresiva BCP. .......................................................................................................... 110
3.4.3 Análisis de las condiciones de operación actual y diseño en los elastómeros
basados en las características del gas presente utilizando la cromatografía de gases
y la herramienta de simulación comercial PC PUMP. ................................................. 113
3.4.4 Proponer el arreglo de los elementos constitutivos del elastómero resistente a
los gases ácidos que conlleve a minimizar la ocurrencia de las fallas en el mismo,
con el fin de incrementar la vida útil de los sistemas de bombeo. ............................... 122
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 Descripción de las características de los pozos con el método BCP que
presentaron fallas en el elastómero. .......................................................................... 124
4.2. Evaluación de las fallas presentadas en los elastómeros de las bombas de
cavidad progresiva BCP. ............................................................................................. 130
4.2.1 Resultados de los ensayos destructivos realizados los elastómeros de los
pozos en estudio ......................................................................................................... 131
4.3 Análisis de las condiciones de operación actual y diseño en los elastómeros
basados en las características del gas presente utilizando la herramienta de
simulación comercial PC PUMP. ................................................................................. 147
4.4 Proposición de los elementos constitutivos del elastómero resistente a los
gases ácidos que conlleve a minimizar la ocurrencia de las fallas en el
mismo……….. 149
CONCLUSIONES ........................................................................................................ 152
RECOMENDACIONES ............................................................................................... 154
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................... 155
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura
Pág.
1. Ubicación geográfica del Yac. LGINF-04 ................................................................ 21
2. Registro tipo del yacimiento LGINF-04 .................................................................... 23
3. Diagrama mecánico típico Completaciones Gas Lift - BCP ..................................... 24
4. Sección transversal de una BCP ............................................................................. 26
5. Sección tridimensional de las cavidades progresivas de la BCP ............................ 27
6. Componentes de subsuelo de una BCP.................................................................. 28
7. Esquema de un pozo en condiciones estáticas ....................................................... 29
8. Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. ..................................................... 29
9. Índice de productividad constante ........................................................................... 31
10. Índice de productividad variable ............................................................................. 32
11. IPR compuesta para yacimientos subsaturados. ................................................... 33
12. Corte longitudinal de un estator .............................................................................. 35
13. Corte transversal de un rotor ...................................................................................... 41
14. Niples de Paro ........................................................................................................ 42
15. Accesorios de Subsuelo. ........................................................................................ 44
16. Accesorios de Subsuelo. ........................................................................................ 46
17. Equipo de superficie de poleas y correas ............................................................... 48
18. Cabezal de Rotación utilizado en Occidente .......................................................... 51
19. Evolución de los equipos de superficie .................................................................. 54
20. Variadores de Frecuencia. ..................................................................................... 57
21. Equipos Integrados de polea y correas .................................................................. 60
22. Cabezal VH-100HP detalles de los rodamientos y componentes externos. ........... 61
23. Cabezal VH-100HP. Detalles del sistema de frenado. ........................................... 62
24. Cabezal VH-100HP. Detalles del prensaestopas ....................................................... 63
25. Geometría del Estator y del Rotor (Simple lóbulo y Multi lóbulo respectivamente). 65
26. Calculo de la presión en la bomba ......................................................................... 66
27. Efecto de head en el escurrimiento. ....................................................................... 68
28. Bomba tipo Insertable ensayadas en los pozos de la Costa Oriental del Lago de
Maracaibo...................................................................................................................... 71
29. Otro diseño de Bomba tipo Insertable. ................................................................... 72
30. Bombas de diversas geometrías ............................................................................ 73
31 Geometría de los rotores y su relación con las capacidades de la bomba. ............. 75
32. Programa para selección de equipos BCP ............................................................. 78
33. Nomograma para selección de las cabillas.. .......................................................... 81
34. Nomograma para el cálculo de carga axial ............................................................ 81
35. Curva L10 cabezales de 9000 lbs .......................................................................... 83
36. Curva L10 cabezal de 33.000 lbs. .......................................................................... 83
37. Cromatografía de Gases. ....................................................................................... 97
38. Equipo de Cromatografía de Gas ........................................................................... 97
39. Pantalla Principal Centinela Pozo. ....................................................................... 102
40. Pantalla Principal Centinela RAP. ........................................................................ 103
41. Aico. ..................................................................................................................... 104
42. Oil Field Manager. ................................................................................................ 104
43. Pantalla Principal de DIMS-32. ............................................................................. 106
44. Corrido en AICO de pozos BCP de la UETJL. ..................................................... 110
45. Visualización en CENTINELA. ............................................................................. 111
46. Sumarios de Operaciones. ................................................................................... 112
47. Impresión en pantalla del Reporte Sumario de Operaciones. .............................. 113
48. Visualización en CENTINELA de las condiciones operacionales de la BCP.................. 115
49. Análisis Cromatografico POZO TJ 270 ...................................................................... 116
50. Análisis Cromatografico POZO TJ 1397 .................................................................... 117
51. Análisis Cromatografico POZO TJ 1417 .................................................................... 118
52. Visualización en PC PUMP de las condiciones operacionales de la BCP ..................... 120
53. Analisis en PC PUMP de las condiciones de entrada de la BCP ................................. 121
54. Resultados obtenidos en en PC PUMP de las condiciones de salida del sistema
.................................................................................................................................... 122
55. Selección de Elastómeros .................................................................................... 123
56. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 270). .................................................................................................................................... 133
57. Elastómero en el extremo de Descarga en buenas condiciones .......................... 133
58. Elastómero sin desgarramiento; presenta desprendiendo del elastómero del tubo base y
interferencia pronunciada del lado B Corte longitudinal elemento de Succión ...................... 135
59. (Acercamiento) Elastómero presenta desprendimiento del tubo .................................. 135
60. Elastómero presenta descentre (ver diferencia en los círculos). .................................. 136
61. Se observa que la interferencia en el lado B es mas pronunciada que en el lado A.. .... 136
62. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 1417). .................... 138
63. Elastómero en el extremo de Descarga, desgarrado y desprendido de la base tubular.
.................................................................................................................................... 139
64. Desgarre puntual severo del elastómero a 8 ft a partir del extremo de Descarga ......... .139
65. Elastómero desgarrado, se puede apreciar superficie lisa en parte del área de desgarre
(Ovalo Verde). Corte longitudinal a 8 ft elemento de Descarga .......................................... 141
66. Vista del desgarre presente en el elastómero a 8 ft a partir del extremo de
Descarga. .............................................................................................................................. 141
67. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 270). ............ 142
68. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 1397). .................... 143
69. Elastómero en el extremo de Descarga, desgarrado y desprendido de la base tubular. . 144
70. Desgarre ocasionado por la explosión interna del elastómero (óvalos verdes). Corte
longitudinal elemento de Descarga .................................................................................. 145
71. Elastómero desgarrado, superficie endurecida de tono brillante .................................. 146
72. Explosión interna del elastómero ocasionada por el incremento de la temperatura ....... 146
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla
Pág.
1. Datos básicos del yacimiento LGINF-04……………………………...…………….22
2. Características de algunos elastómeros ……………………………………..……39
3. Características de otros materiales usados en los Estatores
BCP………...…….40
4. Comparación Motovariador Vs. Motorreductor ....................................................... 58
5. Equipos Integrados (Especificaciones)................................................................... 59
6. Nomenclatura de las BCP según el fabricante. ...................................................... 76
7. Aplicabilidad de los diversos elastómeros .............................................................. 87
8. Población de la Investigación. .............................................................................. 106
9. Corrido de pozos BCP de la UETJL. .................................................................... 109
10. Registro Pozos BCP de la UETJL. ...................................................................... 109
11. Yacimientos con pozos BCP de la UETJL.. ......................................................... 124
12. Pozos asociados a cada parcela ......................................................................... 127
13. Pozos con cabillas sueltas o partidas .................................................................. 128
14. Pozos con deficiencia en el bombeo. .................................................................. 129
15. Estatores enviados a ensayo destructivo ............................................................ 130
16 Modos de Fallas ................................................................................................... 132
17. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 270).. ........................ 132
18. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 1417). ....................... 138
19. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 1397). ....................... 143
20. Condiciones operativas de los pozos seleccionados .......................................... 147
21. Características de producción del pozo. ................................................................... 148
22. Temperatura de fondo de los pozos ......................................................................... 148
INTRODUCCIÓN
Las bombas de cavidad progresivas son bombas de desplazamiento positivo,
compuestas generalmente por un rotor metálico, un estator recubierto internamente
por un material elastomerico, un sistema de motor y sistemas de acoples flexibles. El
efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que
se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor
gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de
cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor acoplado
a las cabillas.
Este tipo de bombas se caracteriza por operar a diferentes velocidades y permitir
manejar medianos a altos volúmenes de gas incluyendo las impurezas que se
encuentran en el mismo, esto solo si se tiene una buena selección de los elementos
que contituyen el matarial del elastomero, tambien estas bombas estan en
capacidad de tratar con sólidos en suspensión y cortes de agua, así como también
son ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API.
Las limitaciones del método son la incapacidad de los elastómeros para manejar
altas temperaturas, crudos livianos y alto contenido de aromáticos, medianos a altos
volúmenes de gas libre (el gas afecta la bomba de dos maneras, atacándolo
directamente y por el calor que se genera al ser sustituido los líquidos por la mezcla
gaseosa).
Por lo antes mencionado y en busca de mejorar la vida útil de la BCP en ésta
investigación se analizarán las fallas en los elastómeros de las BCP causada por el
efecto de las impurezas como el CO2 y H2S, asi como tambien las distintas fallas de
los elastomeros de las bombas que operan en los pozos en el yacimiento Lagunillas
Inferior 04 (LGINF04) de la Unidad de Explotación Tía Juana Lago (UETJL).
CAPÍTULO I
Planteamiento del problema
1.1.- Planteamiento y formulación del problema
En la Unidad de Explotación Tía Juana Lago (UETJL) de la División Occidente de
PDVSA, se encuentra el yacimiento Lagunillas Inferior 04 (LGINF-04), que
operacionalmente esta compartido con la Unidad de Explotación Rosa Mediano en la
zona Norte. Este yacimiento posee pozos que producen con bombas de cavidad
progresiva BCP y presentan fallas operativas tales como: desconexión del equipo
de subsuelo, problemas mecánicos asociados a rotura o desacoples de cabillas,
atascamiento de la bomba por hinchamiento excesivo, estas fallas han sido
estudiadas anteriormente por Álvarez(1), Carrero y Rojas(2), Rodríguez(3), y Pírela
(4).
El deterioro del elastómero afectado por la fragilidad que pudieran causar los gases
ácidos como el H2S y el CO2 entre otras impurezas del gas no presenta estudios
previos razón por la que no se tienen antecedentes de las posibles soluciones a
plantear con esta investigación.
Adicionalmente se tiene incremento en la temperatura de operación debido a que en
yacimientos vecinos se está inyectando vapor como método de recuperación
secundaria, lo que causa según Martínez (5) la liberación de impurezas en el gas.
La Unidad de Explotación Tía Juana Lago, está en continua búsqueda de la
optimización de la producción y de los costos, por lo que requiere tomar medidas
para minimizar las fallas en los elastómeros de las bombas BCP, considerando que
ya por su depletación los yacimientos han cambiado, y por lo tanto el tipo de fluido
(comprende concentración de gases, agua y sedimentos), parámetros que incide
directamente en la configuración de las bombas y por ende en la configuración
química de los elastómeros.
1.2.- Objetivo general de la investigación
Analizar las fallas de los elastómeros en bombas de cavidad progresiva por efectos
de gases ácidos en la producción.
1.3.- Objetivos específicos de la investigación
1. Describir las características de los pozos con el método BCP que presentan
fallas en el elastómero.
2. Evaluar las fallas presentadas en los elastómeros de las bombas de cavidad
progresiva BCP.
3. Analizar las condiciones de operación actual y diseño en los elastómeros
basados en las características del gas presente utilizando la herramienta de
simulación comercial PC PUMP.
4. Proponer el arreglo de los elementos constitutivos del elastómero resistente a
los gases ácidos que conlleve a minimizar la ocurrencia de las fallas en el mismo,
con el fin de incrementar la vida útil de los sistemas de bombeo.
1.4.- Justificación y delimitación de la investigación
Al analizar y evaluar las condiciones de diseño de las bombas de cavidad
progresiva, se pretende el análisis de las causas de fallas en los elastómeros de las
bombas BCP, ya que posiblemente los problemas están en la configuración química
de los elastómeros, una vez identificadas las causas posteriormente se deben tomar
medidas en cuanto al diseño de éstos y así evitar la nueva ocurrencia de la falla, se
persigue conocer las nuevas características del gas de formación mediante
cromatografía de gases para determinar impurezas en el ambiente químico a tratar,
con los ensayos destructivos realizados a la bombas de cavidad progresiva se busca
obtener así un índice de ocurrencia que permita evaluar la factibilidad de la
investigación. Además podrá servir de base para futuras investigaciones y de
antecedentes para estudios que manejen las mismas variables.
El proyecto de investigación se realizara en las instalaciones de PDVSA División
Occidente, U.E. Tía Juana Lago, los datos serán extraídos del Yacimiento Lagunillas
Inferior 04, específicamente de los pozos que presenten Bombas de Cavidades
Progresivas como método de levantamiento
1.5.- Hipótesis
No aplica.
1.6.- Viabilidad de la investigación
La viabilidad de este proyecto está garantizada porque cuenta con la infraestructura
técnica y personal humano. Igualmente se cuentan con todos los recursos
informáticos (Software y Hardware).
Además se tienen conocimientos teóricos y técnicos en el área de gas e
hidrocarburos; por medio de cursos realizados en la industria, en laboratorios de
ensayos destructivos y experiencias de campo. También están disponibles manuales
de operación y funcionamiento en pozos con Bombas de Cavidad Progresiva, estos
ayudaran a desarrollar la investigación de forma clara, precisa y organizada
permitiendo la utilización óptima de los recursos.
1.7.- Resultados esperados de la investigación y estrategias de implementación
Se espera encontrar las causas de las fallas existentes actualmente, para formular
una composición química capaz de minimizar el impacto causado por los fluidos y
las características de los mismos producidos por el yacimiento, garantizando cumplir
con los requerimientos para los elastómeros dentro de los parámetros establecidos
por el fabricante. De esta manera se estima mejorar la vida útil de las bombas BCP
incrementando el RUN LIFE (Vida Útil), igualmente se estima realizar pruebas a los
elastómeros en el laboratorio y ensayos de campo para validar el desempeño de la
nueva composición química.
Con este trabajo de investigación se proyecta disminuir los costos asociados a las
intervenciones con taladros, a la vez que se disminuir la producción diferida
asociada.
CAPÍTULO II
Fundamentos teóricos
2.1.- Antecedentes de la investigación
Rodríguez (3) en 1999, evaluó la factibilidad de la aplicación del sistema de bombeo
de cavidad progresiva a los pozos de crudo liviano de Mara y La Paz con el objeto
de hacer un estudio de la eficiencia hidráulica de las bombas de cavidad progresiva
en los pozos, para de ésta forma hacer una selección de pozos candidatos a un
cambio de método de Levantamiento Artificial por Gas a BCP.
A raíz del incremento en los costos de producción de métodos convencionales de
Levantamiento Artificial como Bombeo Mecánico, Bombeo Convencional y LAG, así
como un aumento en la incidencia de entrada de máquina a los pozos de crudo
liviano de los campos Mara y la Paz, se investigó la posibilidad de reducir éstos
costos cambiando el método de levantamiento utilizado y sustituyéndolo por otro que
genera menores gastos y a su vez logra aumentar la producción de crudo. Se
planteó utilizar la bomba de cavidad progresiva, la cual ya ha demostró su eficiencia
en los pozos de crudo pesado en la Costa Bolívar y en ciertos pozos de crudo liviano
en la Concepción. Los resultados permitieron verificar la rentabilidad del proyecto.
Carrero y Rojas (2) en el mismo año plantearon un esquema de trabajo para la
instalación y completacion de bombas de cavidad progresivas en Costa Bolívar. Se
basaron en la eficiencia probada del sistema de bombeo por cavidad progresiva para
la producción de crudos pesados en los campos de la costa Bolívar específicamente
en los Campos Bachaquero, Lagunillas y Tía Juana. realizaron una prueba “try and
buy”, con 21 equipos objeto de hacer una evaluación posterior y observar el
comportamiento de los equipos Para esto se realizó la selección de los pozos
dependiendo de los parámetros del fabricante y para facilitar dicha selección, se
simuló el comportamiento de los mismos con el programa BCPI 2.3, el cual arroja
entre los resultados parámetros importantes como: el espaciamiento requerido, el
torque obtenido con el sistema recomendado, la potencia requerida por los equipos
en superficie, la velocidad de la bomba, la pérdida por fricción, entre otros.
Partiendo de los resultados obtenidos del programa BCPI 2.3, se procedió a realizar
la completación de cada uno de los pozos, finalmente seleccionados con todas las
consideraciones de una instalación de Bombas de Cavidad Progresiva.
Álvarez (3) en el (2001) Evaluó la factibilidad de aplicar el método de bombeo por
cavidades progresivas en la u.e. Bachaquero lago. Considerando la declinación de la
presion de yacimiento y los problemas relacionados con la compresión del gas de
inyección. Para la selección de los pozos candidatos se establecieron las siguientes
premisas: pozos verticales, RGP<700, BBP<400, BNPD<160, ºAPI<16,
Perforaciones<5000’, sin antecedentes de arena, sin inyección de vapor ni de
química. Siguiendo esta metodología se pasó de 528 pozos (población) a 27 que
cumplieron con todas las premisas establecidas, para finalmente escoger cinco
pozos que son los que conformaron la muestra, y a las cuales se le realizó el análisis
de S.A.R.A, caracterización del crudo, compatibilidad crudo-elastómero, análisis
nodal, simulación del BCPI y revisión de la disponibilidad eléctrica del área,
finalmente se estimaron los costos del proyecto. Demostró la factibilidad técnica y
económica de aplicar el método de bombeo por cavidades progresivas en la u.e.
Bachaquero lago.
Pírela (4) en el 2006, analizó las fallas en bombas de cavidad progresiva, usadas
para el levantamiento artificial de hidrocarburos. El objetivo fundamental de ésta
investigación fue elaborar una metodología que permita caracterizar las fallas que
puede ocurrir en las bombas de cavidad progresiva, ya que este levantamiento
artificial presenta problemas de superficie complejos dependiendo de diversos
factores. Evaluó los equipos de superficie: variador eléctrico, el cable de
alimentación eléctrica, motor eléctrico, motorreductor y cabezal de rotación; y los
equipo de subsuelo tales como: la sarta de cabillas, el niple de drenaje, el niple de
descarga, el elastómero-rotor. El estudio se baso en la realización de un diagrama
de flujo y cinco diagramas causa-efecto que involucra el análisis de las fallas
comenzando por los equipos de superficie y subsuelo. Concluyo que las fallas se
presentaron el la sarta de cabillas específicamente en el desacople y
desprendimiento de la misma.
2.2. Características del yacimiento LGINF – 04.
2.2.1. Ubicación del Yacimiento LGINF- 04.
El Yacimiento LGINF-04 se encuentra ubicado en el área Tía Juana Pesado del
Campo Costanero Bolívar en el Lago de Maracaibo, operacionalmente se encuentra
compartido con la Unidad de Explotación La Salina en la zona Norte (Figura 1).
Figura 1. Ubicación geográfica del Yac. LGINF-04. Fuente: PDVSA (2008)
2.2.2. Datos Básicos del Yacimiento.
Tabla 1. Datos Básicos del Yacimiento LGINF-04. Actualizada hasta Junio del 2006. Fuente: PDVSA (2008)
DDaattooss
Área (acres) 13591
POES (MMBls) 2786
ºAPI 12° - 21°
Datum del Yacimiento (pies) 2350
Temperatura al Datum (°F) 125
Factor de Recobro (%) 21
Permeabilidad Promedio (md) 1250
Porosidad (%) 30
ANP (pies) 140
P yac @ Datum (lpc) 330-850
Total Pozos 534
Pozos Activos 119
Pozos Inactivos 415
Producción Prom. (BPPD)
Desde Ene – Jun. del año 2006
14352
RGP (PCN/BN) 874
% A y S 30
Reservas Rec. (MMBls) 641
Reservas Rem. (MMBls) 80
Np (MMBls)
Hasta Jun. 2006
561
2.2.3. Geología del Yacimiento.
La geología de este yacimiento, consiste de una intercalación de areniscas y lutitas
en donde los cambios verticales y laterales de facies son rápidos, se alternan
patrones de altos y bajos espesores de arena neta y contienen al menos una
discordancia o límite de secuencia, que contiene el mayor yacimiento de
hidrocarburo de la Formación Lagunillas. Las litofacies incluyen arenas no
consolidadas, arenas con laminaciones y rizaduras, areniscas fosilíferas, una
litofacies heterolítica con intercalaciones menores de 2 pies de areniscas y lutitas.
En el Miembro Lagunillas inferior se reconocieron 4 disconformidades, dichas
unidades en orden ascendente corresponde a LL-D, LL-C, LL – B y LL – A.
El ambiente depositacional para el yacimiento LGINF-04 varia de marino poco
profundo a fluvial. El Miembro Lagunillas (Fm. Lagunillas) se encuentra discordante
sobre la Formación la Rosa, y consiste de sedimentos fluviales y fluviales –
estuarinos. En la figura 2 se observa el registro tipo del yacimiento LGINF-04.
Figura 2. Registro Tipo del Yacimiento LGINF-04. Fuente: PDVSA (2008)
SB
2900
FMLA ROSA
FM. LAGUNILLAS
2800
2700
2600
2500
2400
2300
FEET
LAGUNILLAS
I
N
F.
LAGUNA INF.
LR
ARENA
INTERMEDIA
E D A D
M I O C E N O
PERFIL TIPO DE LGINF-04
2.2.4. Mecanismos de Producción del Yacimiento.
Empuje por gas en solución.
Compactación de la roca.
Empuje por aguas provenientes del acuífero y de la inyección siendo el último el
más importante.
2.2.5. Métodos de Producción del Yacimiento.
Levantamiento artificial por gas.
Bombeo de cavidad progresiva.
Bombeo mecánico.
La mayoría de los pozos ubicados en la zona norte del Yacimiento presentan el
método de Bombeo de Cavidad Progresiva.
2.2.6. Completación Típica del Yacimiento.
Los pozos se completan con revestidor en la zona productora y se empacan con
grava la mayoría 20 – 40, a continuación se observan los diagramas mecánicos tipo
de los pozos completados en este yacimiento:
Figura 3. Diagrama Mecánico Típico del Yacimiento. LGINF-04. Completaciones Gas Lift - BCP.
Fuente: PDVSA (2008)
GL BCP
DIAGRAMAS MECÁNICOS TIPO
2.3. Aplicaciones del Bombeo por Cavidades Progresivas.
El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas es casi siempre 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.
Las posibilidades de las bombas de ser utilizadas en pozos de crudos medianos y
pesados; de bajas a medianas tasas de producción; instalaciones relativamente
profundas; en la producción de crudos arenosos, parafínicos y muy viscosos; pozos
verticales, inclinados, altamente desviados y horizontales y pozos con alto contenido
de agua, las constituyen en una alternativa técnicamente apropiada para la
evaluación del potencial de pozos o como optimización y reducción de costos. Al
sustituir grandes equipos de Bombeo Mecánico, se reduce el impacto ambiental
(ruidos, derrames, etc.), gastos asociados a consumo energético, optimización
(cambios de velocidad de operación), diagnóstico y adicionalmente, en pozos de
crudos viscosos se eliminan los problemas de flotabilidad de cabillas (seno).
De igual forma, como alternativa a pozos de gas lift, permite liberar capacidad de
compresión y gas (sobre todo en pozos con altas producciones de agua) y optimizar
la utilización de este último. En general, el sistema de BCP es una alternativa
económica y confiable que resuelve muchos de los problemas presentados por otros
métodos de levantamiento artificial y una vez optimizado el sistema, su control y
seguimiento es muy sencillo.
2.4. Principios de Funcionamiento de la Bomba.
A grandes rasgos, la Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) está compuesta por el
Rotor y el Estator. 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.
El funcionamiento de las BCP está basado en el principio ideado por René Moineau
(no debe confundirse con la bomba de Arquímedes ya que son principios totalmente
diferentes), la 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. La Figura Nº 4 muestra
una sección transversal de una BCP convencional (1x2 lóbulos), donde observa
como el diámetro del rotor es un poco mayor que el ancho de la cavidad,
produciendo la interferencia (i) que crea el sello.
Figura 4. Sección transversal de una BCP. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
La Figura 5 muestra 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
Elastomero
Rotor
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.
Figura 5. Sección tridimensional de las cavidades progresivas de la BCP.
Fuente: Manual ESP OIL (2003)
En la sarta de cabillas se encuentran además los Acoples de cabillas y
(opcionalmente) los Centralizadores de cabillas, los cuales se utilizan para prevenir
el roce excesivo entre los acoples y la tubería de producción en pozos con marcadas
desviaciones (pata de perro o dog legs), con ángulos de inclinación muy grandes o
en pozos horizontales.
Debajo de la BCP se coloca el Niple de Paro, el cual sirve para espaciar el Rotor con
respecto al Estator. Opcionalmente y si se requiere, al Niple de Paro puede
conectarse un Ancla de gas, una Empacadura, un Filtro de Arena, un Ancla Anti-
Torque, etc.
En la Figura 6 se muestran de una manera esquemática, los componentes
principales de subsuelo y superficie del sistema de bombeo por cavidades
progresivas.
Figura 6. Componentes de subsuelo de una BCP. Fuente: Manual NETZSCH (2003)
2.5. Principios Básicos de Producción.
Nivel estático, Nivel dinámico, Presión Estática, Presión Fluyente, Sumergencia,
Índice de Productividad y Comportamiento de Afluencia.
Los parámetros que se tratarán a continuación intervienen de una manera muy
importante en la selección de las bombas, por tanto es primordial que se entiendan
perfectamente tanto en sus definiciones como en sus influencias en la operación de
la misma de manera de poder seleccionar e instalar el conjunto adecuado. Favor
dedicar un momento en detallar los elementos que se presentan en las siguientes
figuras, las cuales muestran esquemáticamente un pozo y su completación
mecánica y de producción.
Figura 7. Esquema de un pozo en condiciones estáticas.
Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Figura 8. Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Antes de arrancar la bomba en un pozo que no fluye (Figura 7), el fluido se estabiliza
en un nivel tal que la presión ejercida por la columna de fluido a la profundidad del
yacimiento mas la presión en Tubería de Revestimiento (CHP) es igual a la presión
del yacimiento (suponiendo que el pozo no esté instalado con una empacadura).
El nivel de fluido que equilibra exactamente la presión de yacimiento cuando está
abierto el espacio anular (CHP = 0) se llama Nivel Estático (NE) y se mide desde
superficie.
Este es el nivel más alto (mas cercano a la superficie) alcanzado por el fluido en el
pozo. La presión ejercida por esta columna de fluido al nivel del yacimiento se le
llama Presión Estática (Ps) Al arrancar la bomba (Figura 8), sube el nivel en la
tubería de producción hasta la superficie y baja el nivel en el espacio anular
(principios de vasos comunicantes). Al disminuir el nivel en el espacio anular,
disminuye la presión de fondo, lo que genera una afluencia de fluido desde el
yacimiento, el pozo comienza entonces a producir.
Cuanto más baja el nivel de fluido en el espacio anular, mas aumenta la afluencia
del fluido. El nivel se estabiliza cuando la producción del yacimiento es igual al
caudal de la bomba. En este caso la presión hidrostática mas la presión en el
revestidor (CHP) equilibran la Presión Fluyente de fondo (Pwf). El nivel de fluido
que equilibra la presión fluyente de fondo, cuando está abierto el espacio anular, se
llama nivel dinámico (ND).
Un nivel dinámico (o presión fluyente) está asociado a una tasa de producción
determinada; si aumenta la producción (al acelerar la bomba, por ejemplo) baja el
nivel y viceversa. La distancia vertical entre la succión de la bomba (PB) y el nivel
dinámico se conoce como Sumergencia de la bomba (H = PB – ND).
Queda claro que para el diseño apropiado de un sistema de Bombeo por Cavidades
Progresivas (y cualquier otro método de levantamiento artificial e incluso si el pozo
produce en forma natural), se debe conocer la capacidad del yacimiento en el área
del pozo (oferta), solo el conocimiento de las presiones en el fondo del pozo (Pwf) y
sus correspondientes tasas de producción (Q) permitirán construir una relación que
refleje lo que el yacimiento es capaz de ofrecer en este punto de drenaje. De allí la
importancia de establecer la relación entre la afluencia de los fluidos desde el
yacimiento al pozo, las cuales son producto de fuerzas que a su vez tienen lugar al
variar las presión en el yacimiento desde una presión promedio del yacimiento (Ps) a
las presiones de fondo fluyente (Pwf). Esta relación se conoce como Índice de
Comportamiento de Afluencia (IPR).
El primer intento para construir una curva que refleje el comportamiento de afluencia
de un pozo (primera aproximación) fue el de una línea recta. Bajo este supuesto, la
tasa de producción (Q) del pozo, sería directamente proporcional a la diferencia
entre la presión del yacimiento y la presión de fondo fluyente (Ps - Pwf), esta
constante de proporcionalidad es conocida como Índice de Productividad (IP) y
matemáticamente se expresa de la siguiente manera:
PwfPs
OIP
Donde:
IP = Índice de Productividad (B/D/Lpc)
Q = Tasa de producción líquida (B/D)
Ps = Presión promedio del yacimiento (Lpc)
Pwf = Presión de Fondo Fluyente (Lpc).
El diferencial de presión (PS – Pwf) se le conoce como draw-down. La siguiente
Figura ilustra de una manera gráfica, esta relación.
Figura 9. Índice de Productividad constante.
Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Nótese en esta figura que para Pwf = 0, se obtendría la tasa máxima de producción
del pozo, de igual manera, para una tasa de cero producción, la presión de fondo
sería igual a la presión estática del yacimiento.
Esta relación de proporcionalidad es válida siempre y cuando la Pwf sea mayor a la
Presión de Burbujeo (esta es la presión en la cual el gas disuelto comienza a
liberarse pasando a gas libre). Para este caso, el índice de productividad será igual
al inverso de la pendiente de la línea recta.
DownDrawTangPendienteIP
01
En muchos pozos que producen por algún método de levantamiento artificial, por lo
general la presión de fondo fluyente ha disminuido por debajo de la magnitud de la
Presión de Burbujeo, de manera que el fluido es multifásico con una fase gaseosa la
cual afecta la producción y la relación matemática expuesta anteriormente. Gilbert
fue el primero en observar el efecto, el desarrolló un método de análisis de pozos
utilizando un Índice de Productividad variable y llamó la relación entre la caída en la
presión de fondo y la tasa de flujo como Inflow Performance Relationship (Índice
de comportamiento de Afluencia) conocida en forma abreviada como IPR. Muskat
presentó modelos teóricos mostrando que para dos fases (líquido y gas), la IPR es
curva y no una línearecta, tal y como se observa en la figura siguiente.
Figura 10. Índice de productividad variable. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Figura 11. IPR compuesta para yacimientos subsaturados. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
La curva de IPR varía con el recobro acumulado de fluidos del yacimiento y con el
mecanismo de producción. Vogel desarrolló en un computador un estudio del
comportamiento de afluencia utilizando las aproximaciones de Weller. Weller derivó
ecuaciones para describir los perfiles de presión y saturación en las cercanías de un
pozo perteneciente a un yacimiento subsaturado de hidrocarburos.
Con estas ecuaciones, Vogel consideró diferentes draw-down, fluidos y propiedades
de rocas y obtuvo una curva para las relaciones Pwf/Ps y Q/Qmax cuya expresión
matemática general es la siguiente: Q / Qmáx = 1 – 0.2 x (Pwf / Ps) – 0.8 x ( Pwf /
Ps) 2 Esta expresión es conocida como la “ecuación
de Vogel” y se utiliza para yacimientos produciendo por debajo del la Presión de
Burbujeo. La figura abajo mostrada representa la IPR para un yacimiento
subsaturado.
Conocida la Presión de Burbujeo y una prueba de producción (Q) y la presión
fluyente correspondiente (Pwf), se pueden calcular el IP y la Qb mediante las
siguientes expresiones:
PwfPs
QIP
PbPsIPQb
El Qmax se calcularía así:
8.1
maxQbPBIP
Q
Con estos datos se puede predecir cual será la producción dada cualquier Pwf o
(nivel dinámico convertido a presión) sobre o debajo de la presión de burbujeo.
Para Pwf mayor o igual a PB:
PwfPsIPQ
Para Pwf menor a PB:
2
8.02.01maxPb
PwfPb
PwfQbQQbQ
2.6. Descripción de los equipos.
2.6.1. Equipos de Subsuelo.
2.6.1.1. El estator.
El Estator es un cilindro de acero (o Tubo) revestido internamente con un
Elastómero sintético (polímero de alto peso molecular) moldeado en forma de dos
hélices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un proceso y especial.
El Estator se baja al pozo con la tubería de producción (bombas tipo Tubular o de
Tubería) o con la sarta de cabillas (bombas tipo Insertables). La figura Nº 12 muestra
un corte longitudinal de un Estator.
Un Estator se obtiene por inyección de un Elastómero a alta temperatura y a alta
presión entre la camisa de acero y un núcleo. Este núcleo, negativo del perfil interno
del Estator, es similar a un Rotor de dos lóbulos. Antes de la inyección del
Elastómero, se recubre con un adhesivo la superficie interna de la camisa de acero
(tubo). Luego del vulcanizado el Elastómero, se enfría y se contrae, lo que permite
extraer el núcleo. La magnitud de la contracción depende del tipo de Elastómero.
Los Estatores fabricados con el mismo Elastómero y el mismo núcleo, son todos
idénticos.
Figura 12. Corte longitudinal de un estator.
Figura: Manual ESP OIL (2003)
2.6.1.2. El Elastómero.
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).
Los Elastómeros deben presentar resistencia química para manejar los fluidos
producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la
abrasión. Los Elastómeros mas utilizados en la aplicación BCP, poseen base
Nitrílica (convencionales), Hidrogenación Catalítica (Elastómeros Hidrogenados) o
Fluoelastómeros.
Características deseables en los Elastómeros.
Buena resistencia química a los fluidos a transportar.
Buena resistencia térmica.
Capacidad de recuperación elástica.
Adecuadas propiedades mecánicas, especialmente resistencia a la fatiga.
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.
Los cambios más comunes en las propiedades mecánicas de los Elastómeros son:
el hinchamiento, el endurecimiento y el reblandecimiento.
El Hinchamiento origina una excesiva interferencia y como consecuencia, un torque
excesivo en las cabillas y calentamiento (y posible destrucción) del Elastómero. Se
debe destacar que un hinchamiento del 3 al 5 % puede ser manejado con rotores de
menor diámetro y que algunos fabricantes inclusive garantizan algunos de sus
materiales para hinchamientos mayores, no obstante se debe tener presente que
estos elastómeros pudieran ser utilizados siempre y cuando las propiedades
mecánicas de los mismos no se vean afectadas mas allá de los límites permisibles.
El Endurecimiento afecta negativamente a la resiliencia y como consecuencia la
eficiencia de la bomba. El Reblandecimiento deteriora la hermeticidad entre las
cavidades y por ende la eficiencia de la bomba. Cada Fabricante posee sus propios
desarrollos y por lo general utilizan nomenclaturas propias, no obstante, las bases
son Nitrílos, bases hidrogenadas o Fluoelastómeros. Esta diversidad permite
manejar la mayor parte de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo y
agua.
A continuación a manera de ejemplo se describen las características de algunos
elastómeros distribuidos comercialmente.
Elastómero 159
Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo (es un caucho). Su
distribuidor (y fabricante) lo utiliza como estándar para comparación de la solidez y
resistencia química de los Elastómeros, así como también para definir los rangos de
temperatura en las especificaciones de los rotores.
Se utiliza corrientemente en fluidos que contienen hasta 6% de H2S y 3% de
aromáticos. A 30 ºC (86 ºF) resiste hasta 6% de aromáticos.
La temperatura de servicio alcanza 120 ºC (248 ºF), la resistencia a la abrasión es
buena hasta 40 ºC (104 ºF). Tiene excelentes módulos de corte y desgarramiento.
Una de sus mayores ventajas es su resistencia a la descompresión explosiva.
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) y resulta muy reducido el desgaste de los
rotores en condiciones abrasivas.
El módulo de corte es excelente, el módulo de desgarramiento es bueno pero no se
recomienda un ajuste (interferencia) excesivo entre el Rotor y el Estator. La
temperatura máxima de servicio recomendada es de 100 ºC (212 ºF). Este
Elastómero se ha probado como adecuado para pozos de agua y para el desagüe
de los pozos de carbón-gas de metano.
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 ºC (320 ºF), sin embargo, sigue siendo probado al respecto.
Elastómero 199
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 ºC (104 ºF). 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.
Elastómero 204
Es un co-polimero fuorocarbono 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. 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.
Tabla 2. Características de algunos elastómeros. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
159 194 198 199 204
Abrasión BB AA AA CC BB
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
H2S B B A B A
Pozos de Agua B C C C C
Máx. Temp. ( °C ) 120 100 160 110 80
Máx. Temp. ( °F ) 248 212 320 230 176
Escala: A: Excelente B: Aceptable C: Insatisfactorio
Otra empresa, ofrece sus Elastómeros clasificados como “bajo contenido de acrilo-
nitrilo (NBRA)”, contenido medio de acrilo-nitrilo (NBRM), nitrílos hidrogenados
(HNBR) y VitónTM.
La siguiente tabla muestra el desempeño de estos materiales.
Tabla 3. Características de otros materiales usados en los Estatores BCP. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
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
Existen nuevos desarrollos, aun en fase de prueba, para aplicaciones en pozos con
presencia de gases ácidos o impurezas y alta temperatura (pozos inyectados con
vapor de agua), crudos muy livianos y bajos cortes de agua, etc.
2.6.1.3. El 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 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 La figura
13, se muestra una sección de Rotor
Figura 13. Corte transversal de un Rotor. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
2.6.1.4. El Niple de Paro.
El Niple de Paro es un tubo de pequeña longitud (corto) el cual se instala bajo el
Estator (bombas tubulares) y cuya funciones principales son:
Servir de punto tope al rotor cuando se realiza el Espaciamiento del mismo.
Brindar un espacio libre al rotor de manera de permitir la libre elongación de la
sarta de cabillas durante la operación del sistema.
Impedir que el rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo en caso de
producirse rotura o desconexión de estas últimas.
Servir de punto de conexión para accesorios tales como Anclas de Gas o Anti-
torque, Filtros de Arena, etc.
La Figura siguiente muestra los de Niples de Paro distribuidos por dos diferentes
empresas.
Figura 14. Niples de Paro. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
2.6.1.5. Otros equipos de subsuelo.
Adicionalmente a los equipos mencionados, se cuenta con otros aditamentos
algunos de los cuales son de uso obligatorio bajo ciertas condiciones. Entre estos
equipos se encuentran: Niple de Maniobra.- Su utilización es obligatoria. El
movimiento excéntrico de la cabeza del rotor junto con el acople de unión a la
primera cabilla, escribe un circulo de diámetro mayor que su propio diámetro. El
diámetro que permitiría este movimiento es de D+2E, donde:
“D” es el mayor de los dos diámetros, el de la cabeza del rotor o el diámetro
externo del acople.
“E” es la excentricidad de la bomba (dato suministrado por el fabricante o
distribuidor).
El niple de maniobra debe contar con un diámetro interno mayor que el resultado
obtenido con la expresión D+2E. En cuanto a su longitud, la misma deberá ser la
suficiente de manera de garantizar que la cabeza del rotor (en condiciones de
operación) se encuentre en el interior del dicho niple.
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.
Empacadura: Es un equipo que se activa mecánica o hidráulicamente y que una vez
instalada cierra u obtura completamente el espacio anular entre la tubería de
producción y el revestidor. Este equipo se utiliza en completaciones donde la
producción se lleve hasta la superficie por el espacio anular. No se recomienda su
utilización en pozos con alto contenido de gas libre a nivel de la bomba y cuya
completación considere el manejo de los fluidos por la tubería de producción.
Ancla de Tubería: Es un dispositivo que fija la tubería de producción al revestidor,
limitando el movimiento axial y rotativo de la sarta. A diferencia de una empacadura,
no realiza un sello en el espacio anular, permitiendo el libre paso de fluidos a través
del anclaje mecánico.
Ancla de Torque: Al girar la sarta de cabillas hacia la derecha (vista desde arriba) la
fricción entre el rotor y el estator hace que la tubería también tienda a girar hacia la
derecha, en el sentido de su desenrosque. Este efecto puede originar la
desconexión de la tubería, la utilización de un ancla de torque evita este riesgo. Este
equipo se conecta debajo del niple de paro, se fija al revestidor por medio de cuñas
verticales. Al arrancar la bomba el torque generado hace que las cuñas se aferren al
revestidor impidiendo el giro del Estator (Ver Figura 15)
No siempre es obligatorio el uso de este equipo, tales son los casos de pozos
someros y/o de bajo caudal girando a baja velocidad, que no tienen un torque
importante.
Las Anclas de Torque no obturan el espacio anular revestidor – tubería de
producción.
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 (ver
Figura 15) .
Figura 15. Accesorios de Subsuelo.
Fuente: Manual ESP OIL (2003)
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 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 este fenómeno,
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
equipos de bombeo, ya que hasta ahora el uso de separadores convencionales ha
constituido una restricción a la entrada de la bomba.
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 16 Ilustra
algunos centralizadores de cabillas.
Figura 16. Accesorios de Subsuelo. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
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 así 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.
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.
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.
2.6.2. Equipos de Superficie.
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. Actualmente muchos
suplidores ofrecen estos equipos y las capacidades y algunas prestaciones se han
incrementado. Por ejemplo algunos equipos ofrecen (según catalogo) capacidades
de 150 Hp, carga axial de 22.000 Kgs a 500 r.p.m., 2000 lbs-pié de torque, 6
velocidades distintas, etc. De igual manera también se encuentran disponibles
comercialmente sistemas de 200 HP, 18.000 Kgrs, y hasta velocidades de 750 r.p.m.
estos equipos pueden ser accionados con motores eléctricos, a gas o
hidráulicamente.
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.
La mayor experiencia estos equipos se cuenta en el Oriente del país. En la Figura
16 se muestra uno de los más sencillos sistemas de este tipo
Figura 17. Equipo de superficie de poleas y correas. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Posteriormente a estos sistemas, se evaluaron en el Occidente del país (Costa
Oriental del Lago de Maracaibo) equipos en los cuales el cabezal de rotación y el
accionamiento electro-mecánico constituyen sistemas independientes.
Inicialmente se instalaron cabezales de rotación y motovariadores mecánicos
accionados por un tablero eléctrico, para ser sustituidos en breve tiempo por un
motorreductor (en lugar del motovariador) y por un variador de frecuencia (en lugar
del tablero eléctrico).
Estos equipos serán detallados a continuación.
2.6.2.1. Cabezales de Rotación.
El cabezal de rotación, cumple con 4 funciones básicas:
• Soporte para las cargas axiales.
• Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas.
• Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente
• Soportar el accionamiento electro-mecánico (para algunos modelos).
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.
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 quedan sometidas 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 de los 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, detállelos en la siguiente figura.
Figura 18. Cabezal de Rotación utilizado en Occidente. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Estos cabezales de rotación constan principalmente de tres partes, superior, central
e inferior. En zona superior se distingue la ventana la cual es la encargada de
soportar el accionamiento electro-mecánico (Motovariador o Moto Reductor) y de
alojar los acoples de rotación (encargados de conectar los ejes del cabezal y del
accionamiento). Esta zona se protege con una cubierta metálica como la ilustrada en
la foto, o del tipo malla o red.
La zona central contiene los rodamientos (encargados de soportar las cargas axiales
y radiales requeridas por el sistema), el mecanismo anti-retorno (tipo zapata) y el
visor del nivel de aceite.
La zona interior consta principalmente de la caja de prensa-estopas y el eje inferior
el cual se conecta a la sarta de cabillas.
En algunos cabezales, el mecanismo anti-retorno se encuentra en la zona superior
bajo los acoples de rotación.
2.6.2.2. 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 impide que al
realizar una parada el equipo se pueda arrancar a velocidad mínima para evitar
daños a los componentes del sistema. Una solución la ofrecen los acoples que se
instalan entre la salida de sistema motriz y el eje del cabezal de rotación de manera
que estos puedan ser desacoplados para así variar la relación de transmisión
(velocidad) con el sistema girando en vacío.
• En sistemas de considerable potencia la asimetría del equipo tienden a flectar el
cabezal, por lo cual es necesario fijar el equipo al piso con algún tipo de soporte,
esta excentricidad también produce vibraciones que en algunos casos puede limitar
la velocidad del equipo.
• La eficiencia del sistema se reduce al agregar un componente mecánico al
conjunto.
2.6.2.3. Motorreductores.
Generalmente en la práctica el rango de operación de las BCP es de 40 a 350
R.P.M. Al girar los motores eléctricos a una velocidad nominal y fija de
aproximadamente 1800 R.P.M. (motores de 4 polos), es necesario contar con una
caja reductora de una relación de transmisión adecuada para llevar la velocidad
angular del motor a velocidades más cercanas a la requerida por la bomba, además
de ser el elemento que suministrará el torque exigido por el sistema.
En cuanto al cambio de velocidad de operación de la bomba (R.P.M), la optimización
de la producción y la declinación en la vida productiva de un pozo, hacen que se
requiera de ajustes de esta variable; por lo tanto, y al ofrecer el motorreductor una
velocidad constante, es necesario contar con un sistema que permita variar las
R.P.M. de la bomba, para realizar esta tarea se utilizan los variadores de frecuencia.
Para realizar una correcta selección del motorreductor, es necesario determinar con
la mayor precisión posible el torque requerido en superficie a la máxima velocidad de
rotación esperada. Este torque depende del tipo de bomba, el diferencial de presión
de la misma y el roce de las cabillas con el fluido en el eductor. Una vez conocido el
torque, se selecciona la caja reductora cuya relación de transmisión permita obtener
la máxima velocidad de rotación de diseño. Seguidamente se verifica que el torque
máximo de la caja reductora sea mayor a requerido (en 10-20%, o un factor de
servicio mayor a 1,2).
Un cálculo erróneo del torque máximo puede traer como consecuencia daños
irreparables para el equipo al trabajar con torques mayores a los de diseño, por otra
parte es importante mencionar que en los sistemas de bombeo por cavidades
progresivas, a mayor velocidad de bombeo mayor es el torque requerido (si se
mantiene la misma bomba y se logra una mayor tasa de producción), ya que el
diferencial de presión a vencer por la bomba es mayor; mientras que el torque que
resiste la caja reductora es constante.
A continuación se presenta a modelo comparativo aplicaciones con motovariadores
(izquierda) y motorreductor (derecha). Estos diseños prevalecen en los pozos
instalados con BCP en el occidente del país.
Figura 19. Evolución de los equipos de superficie. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
2.6.2.4. Variadores de Frecuencia.
Estos equipos son utilizados en conjunto con los motorreductores y con los equipos
de polea-correa en los cuales la velocidad es constante (a menos que se cambie la
caja reductora o la relación de poleas) para brindar la flexibilidad del cambio de
velocidad en muy breve tiempo y sin recurrir a modificaciones mecánicas en los
equipos.
El variador de frecuencia rectifica la corriente alterna requerida por el motor y la
modula electrónicamente produciendo una señal de salida con frecuencia y voltaje
diferente. Al variar la frecuencia, varia la velocidad de rotación ya que ambas son
proporcionales, finalmente al variar la velocidad de operación, varía la producción.
La gran ventaja de estos equipos esta representada por las funciones que brinda
entre ellas se destacan:
• Ajuste de velocidad: Este equipos permite variar la velocidad en un rango más
amplio que los demás sistemas y en un tiempo relativamente muy corto.
• Ajuste de arranque y parada: Permiten el ajuste de las rampas de arranque y
parada reduciendo los picos de corriente y controlando el torque en el sistema.
• Ajuste de torque: Se puede ajustar el torque de arranque para permitir arranque
seguros, así mismo pueden mantener el torque a bajas velocidades.
• Entradas / Salidas analógicas y digitales: Estos equipos poseen puertos para
señales analógicas y/o digitales de manera de captar alguna variable medida en el
pozo o en el cabezal y sobre las cuales se tomar decisiones y acciones a nivel del
programa interno del variador de frecuencia o generar una señal de salida.
• Facilita la optimización: La mayoría de las acciones de campo (supervisión y
control) se pueden ejecutar de manera remota.
• Se reduce la cantidad de equipos montados sobre el cabezal del pozo.
Por otra parte, también existen algunas desventajas entre las que se pueden
mencionar:
• Fragilidad de los equipos: Estos equipos continúan mejorándose para las exigentes
aplicaciones en campo (intemperie, altas temperaturas, humedad, polvo, corrosión,
etc.), por lo tanto algunas de las fallas presentadas por los mismos pueden estar
asociadas a estos factores ambientales.
• Poca experiencia por parte de los operadores en este tipo de tecnología (esto
puede superarse con el adiestramiento adecuado).
• Generación de armónicos que se realimentan en la línea de suministro del fluido
eléctrico y que pueden causar daños en los generadores y en las líneas de
transmisión.
En los últimos años PDVSA ha trabajado en conjunto con los fabricantes /
distribuidores de estos equipos de manera de mejorar la confiabilidad de los mismos.
Muchos de estos variadores fueron adaptados de otras aplicaciones al sistema de
bombeo por cavidades progresivas, sin embargo, algunos de ellos fueron diseñados
desde el comienzo para este trabajo.
Por lo general, casi todos (quizás todos) los equipos tienen en común las siguientes
protecciones eléctricas:
Sobrecarga (sobrecorriente), subcarga, sobrevoltaje y bajo voltaje. Cortocircuito
entre fase y fase, fase a neutro, las fases y tierra, en las salidas del variador y de las
fuentes internas y en las salidas/entradas analógicas y digitales. Fallo o pérdida de
fase, falla interna. Sobretemperatura del motor y/o del variador. Sobretorque por
rotor del motor bloqueado o atascamiento de los equipos de subsuelo. Límites
programables de velocidad (mínimo y máximo), limites de torque y rearmes
automáticos.
Poseen pantallas de cristal líquido (LCD) con iluminación nocturna con panel (o
consola) desmontable. En estas pantallas se pueden leer las siguientes variables de
operación: Frecuencia de salida (Hz), velocidad de la bomba en R.P.M o SPM (para
aplicaciones de bombeo mecánico), referencia de velocidad en RPM o SPM
corriente de salida (Amp), tensión en el bus de corriente continua en Voltios,
potencia activa en HP o Kw, torque en Nw-mts o lbs-pie, tensión a la entrada y a la
salida del variador (Voltios). Registro y presentación de las últimas fallas; (indicando
en algunos equipos) fecha y hora de ocurrencia de las mismas, tiempo de servicio
desde la puesta en operación del variador, temperatura del variador y del motor y
energía total consumida (Kw acumulados).
Debido a su incapacidad para manejar agentes externos agresivos (como los
comentados anteriormente), los variadores de frecuencia se instalan en gabinetes
resistentes y robustos de uso intemperie (Nema 3R) con lámina calibre 12 M.S.G.
(2,5 mm), protegidos con pintura epóxica. Por lo general, el gabinete posee doble
puerta donde la externa esta dotada de cierre en tres puntos (mínimo); goma de
neopreno en todo el perímetro, bisagras firmemente soldadas y no visibles, manilla
robusta de uso exterior con previsión para candado y protección antivandálica,
candado del tipo anticizalla, sistemas de ventilación natural y en algunos casos
forzada, algunos están dotados de sistemas de calefacción, etc.
En síntesis, como equipo electrónico el variador de frecuencia debe de protegerse
de manera de garantizar su integridad. Algunos variadores poseen cerramiento IP55
pero esto eleva significativamente el costo.
A continuación se presentan fotografías de algunos variadores de frecuencia
utilizados para sistemas BCP.
Figura 20. Variadores de Frecuencia. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
A continuación se presenta la comparación técnica de los accionamientos de
superficie discutidos en esta sección.
Sistema “A” basados en el uso de un motovariador y un tablero eléctrico (MVM + TE)
y el Sistema “B” integrado por un motorreductor con un variador de frecuencia (MR +
VF).
Tabla 4. Comparación Motovariador Vs. Motorreductor. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Sistema “A” MVM + TE Sistema “B” MR + VF
• Mayores costos de mantenimiento. • Menores costos (operación y
mantenimiento.
• Inventario de poleas y correas • Mayor vida útil del motor eléctrico
• Requiere arrancador (alta incidencia de
hurtos de componentes). • No se requiere de arrancador
• Mayores puntos de falla. • Incluye facilidades de comunicación.
• Para comunicación remota, requiere de un
sistema (hardware) adicional.
• Permite arranques y paradas suaves.
• Arranques y paradas bruscas. • Las variables de operación y control
son mostradas en pantalla.
• Las variables de operación y control deben
ser medidas con instrumentos adicionales. • Incluye registro de fallas.
• Difícil diagnostico de fallas
(No incluye histórico de fallas).
• Optimiza el consumo de energía
(Reducción de un 30% o más).
• La rampa de aceleración (o de
desaceleración) son manuales y
no hay control de las mismas en
caso de falla eléctrica
• Disminución de niveles de ruido
• Ofrece para un mismo equipo
rangos mas amplios para el
ajuste de la velocidad
• No puede operar a baja
frecuencia (requeriría ventilación
Forzada o cambiar relación de la caja
reductora)
• Los equipos mantienen alineación
vertical eliminando vibraciones
2.6.2.5. Equipos integrados de polea y correa.
Estos equipos son utilizados principalmente en el Oriente del país el fabricante
ofrece principalmente cuatro modelos, de equipos de impulsión de poleas y correas
para los pozos instalados con BCP, estos son accionados por motores eléctricos, a
gas, o por sistemas hidráulicos.
Estos cabezales tienen capacidades desde 5,6 hasta 18 Toneladas de carga axial y
desde 40 hasta 300 Hp de potencia. La Tabla siguiente resume las características
principales de estos equipos.
Tabla 5. Equipos Integrados (Especificaciones).
Fuente: Manual ESP OIL (2003)
VH-40HP 5,6T VH-100HP 18T VH-200HP 18T RH-100 18T
Máxima
CCaarrggaa AAxxiiaall
(Toneladas)
5,6 11,6 y 18 18 11 y 18
Máxima
Velocidad
(r.p.m.)
750
750 750 500
Tipo
Lubricación
Aceite y
Grasa
Aceite Aceite Aceite
Capacidad
de frenado (lb-
pie)
No
disponible en
catalogo
2500 3500 3500
Potencia
Máxima
(Hp)
20 Hp Motor
Eléctrico
40 Hp Motor
Hidráulico.
100 Hp con
motores
eléctricos o
hidráulicos.
200 Hp con
motores
eléctricos o
hidráulicos.
Hasta 300
Hp
combustión
y eléctrico.
En la Figura 21 se muestran estos cabezales.
Figura 21. Equipos Integrados de polea y correas. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
En Venezuela los más utilizados son los cabezales VH-100HP, cuyas características
principales son las siguientes:
El sistema reductor de velocidad es un conjunto de poleas y correas, el eje impulsor
es de tipo hueco para permitir el paso de una barra pulida de 1-1/4” o 1-1/2” (ver
Figura 21).
El soporte del motor se atornilla a la brida del pozo de manera de transmitir el peso
de a la misma, se elimina el esfuerzo de tensión en la “T” de producción y se evita el
riesgo de que se desenrosque el cabezal.
El eje impulsor hueco está soportado por tres rodamientos de rodillos esféricos de
gran capacidad (un rodamiento axial de empuje y dos rodamientos radiales). Todos
son de autoalineados y lubricados con aceite (ver Figura 22).
Figura 22. Cabezal VH-100HP detalles de los rodamientos y componentes externos. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Rodamientos del cabezal: Los dos rodamientos inferiores, el axial y el radial, están
ubicados en el cárter del cabezal en un baño de aceite lubricante.
La vida útil (L10) de los rodamientos es el tiempo esperado para que exista un 10%
de probabilidad de falla del rodamiento. Por lo tanto, se trata de una noción
estadística. La vida útil se expresa en horas con la fórmula siguiente:
nP
CL
60
100000010
Donde:
C = Carga axial máxima del rodamiento, indicado por el fabricante.
P = Carga axial del rodamiento para el trabajo considerado.
n = velocidad de rotación para este trabajo.
Freno de retroceso: En la zona inferior del cárter, y externa a él, se encuentra
montada una bomba hidráulica accionada por el eje de impulsión a través de
engranajes. Cuando el cabezal está operativo esta bomba provee el aceite
necesario para la lubricación del rodamiento radial superior. En una situación de giro
inverso (debido a un corte de energía eléctrica, por ejemplo) la misma provee la
presión requerida para accionar el freno de retroceso.
La rotación inversa está controlada por esta bomba y por un freno de disco (ver
Figura 23). El freno de retroceso es un disco integral, automático y de manejo
hidráulico. Está montado en el eje impulsor y tiene la capacidad para manejar
conjuntos de alta potencias con bombas de gran tamaño. La amplia superficie del
disco asegura una dispersión adecuada del calor, aún en el caso de frenado
prolongado.
El freno funciona automáticamente tan pronto se inicia la contra- rotación. La
velocidad de contra-rotación se ajusta por medio de un botón en el circuito
hidráulico.
Figura 23. Cabezal VH-100HP. Detalles del sistema de frenado. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Prensa-estopas. Finalmente, el cabezal cuenta con una caja de prensa-estopas cuya
función es la de aislar el cabezal de los fluidos del pozo, en él gira la barra pulida.
Contiene un juego de siete empaquetaduras mecánicas (cabulina) preformadas
hechas de aramida, teflón o grafito. Esta combinación resistente a los fluidos
abrasivos, optimiza la vida del sello. Un anillo de ajuste sobre las empaquetaduras
ciñe estas a la barra pulida y por lo tanto se utiliza para reducir las fugas por el
prensa-estopas. Las posibles fugas son drenadas por una manguera hasta un
envase. Detalle por favor la estructura del prensa-estopas en la Figura 24.
Figura 24. Cabezal VH-100HP. Detalles del prensaestopas. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Entre las ventajas de este sistema se pueden mencionar las siguientes:
• El mecanismo antirotación libera el torque de una manera controlada lo cual es
más seguro que mantener los equipos de subsuelo sometidos a este esfuerzo.
• Al ser de eje hueco, se puede sacar el rotor de la bomba para circular / limpiar el
pozo o corregir el espaciamiento si se requiere.
• Con un variador de frecuencia se obtienen las ventajas asociadas a este equipo
abarcando un amplio rango de velocidades sin exponer en motor a operar a baja
velocidad (no se requiere ventilación forzada).
En su contra tiene como desventaja la necesidad de disponer de un inventario de
poleas, correas y accesorios.
2.7. Características operativas de las BCP.
Las características principales de las bombas de cavidades progresivas son su
caudal (desplazamiento volumétrico) y su altura de descarga (head).
Caudal o desplazamiento: Es el volumen de fluido que la bomba puede desplazar en
determinado lapso de tiempo. Para estos equipos se expresa generalmente en
unidades de barriles de fluido por día o metros cúbicos por día a determinadas
condiciones de velocidad (r.p.m.) y head.
La mayoría de los fabricantes refieren las capacidades de sus bombas en b/d (o
m3/d) a 500 r.p.m. y 0 head; algunos otros, refieren la capacidad de sus equipos a
100 r.p.m. y 0 head.
En forma unitaria, el desplazamiento es el volumen generado por la bomba a cero
altura por una revolución completa del rotor. Uno de los criterios es que por una
vuelta de rotor el fluido avanza una distancia igual al paso de la bomba o lo que es
lo mismo, la longitud de una cavidad (la definición del paso de la bomba, varia de un
fabricante a otro).
El eje del estator y del Rotor, no son concéntricos; las distancia perpendicular entre
ambos ejes paralelos (una vez que el rotor se encuentre dentro del estator) se
conoce como excentricidad de la bomba. La Figura Nº 24 muestra este concepto.
Considerando que el área del fluido en una sección de la bomba es igual a 4DE (4
veces el diámetro por la excentricidad), el volumen de una cavidad sería 4DEP (el
área de la sección por el paso de la bomba).
Ejemplo, para una bomba de 3,5 cms de diámetro, 0,8 cms de excentricidad y un
paso de 30 cms, el volumen por una revolución sería 4(3,5) (0.8) (30) = 336 cms3,
es decir, 2.113 x 10-6 bls.
Figura 25. Geometría del Estator y del Rotor (Simple lóbulo y Multi lóbulo respectivamente).
Fuente: Manual NETZSCH (2003)
A cero altura (0 head) el desplazamiento es directamente proporcional a la
velocidad, por tanto, para una velocidad de 100 rpm el desplazamiento (en m3/día)
sería:
Q = 336 x 10-6 m3 x 100 rpm x 1440 = 48,4 m3/dia.
(nota: la constante 1440 corresponde a un factor de conversión de unidades).
Altura de descarga (head): La altura de descarga o head de la bomba, es la
capacidad de la misma para vencer la presión hidrostática y transportar los fluidos
hasta las instalaciones de superficie.
El head se puede expresar de dos maneras; como presión propiamente dicha (lpc,
bars, etc.) o como altura de fluido (mts, pies, etc.).
El head es función directa del número de etapas de la bomba. Una etapa se puede
considerar como la longitud mínima que debe tener una bomba para generar la
acción de bombeo; la longitud de una etapa es igual a la longitud de una cavidad.
Cada etapa genera una presión diferencial en sus extremos, entre una cavidad y la
siguiente de modo que la presión diferencial se incrementa de una etapa a la
siguiente dentro de la bomba; por esta razón, la presión (o altura) de descarga es
proporcional al número de etapa.
La presión de descarga de una etapa varia de 70 a 100 lpc, según los modelos de
bombas y fabricantes, por ejemplo una bomba modelo 18.40-1500, está diseñada
para 1800 lpc de presión de descarga (la cifra al comienzo del modelo, esto es “18”,
significa que la bomba es de 18 etapas.
Para el cálculo de la presión diferencial en la bomba, se debe conocer la presión de
entrada y salida de la misma, ambas deben ser calculas a las condiciones de
producción máxima esperada del pozo (no confundir con Qmax. para Ps = 0) la
diferencia entre la presión de descarga y la presión de entrada a la bomba y la tasa
de fluidos esperada son las variables a utilizar para la preselección de la misma.
Figura 26. Calculo de la presión en la bomba. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Así, Delta P = P2 – P1 (por favor, referirse a la figura que acompaña estas líneas).
Donde:
P1 = Presión de admisión de la bomba.
P1 = CHP + G1xND + G2xH
CHP = Presión en el anular revestidor – eductor.
G1xND = Presión ejercida por la columna gaseosa en el anular
G1 es el gradiente del gas y ND es el nivel dinámico.
G2xH = Es la presión ejercida por el fluido en el anular, G2 es el Gradiente del fluido
y H es la altura alcanzada por el Mismo (H = Profundidad de Bomba – Nivel
dinámico).
P2 = Presión de descarga de la bomba.
P2 = THP + G3xPB + DP_Fr
THP = Presión de cabezal del pozo.
G3xPB = Presión ejercida por los fluidos en el eductor.
DP_Fr = Diferencial de presión en el eductor por efecto de la viscosidad de los
fluidos, la rugosidad interna del eductor y los acoples de la sarta de cabillas.
Si en lugar de presión los cálculos se realizan en unidades de altura (metros o pies)
se hablaría entonces de head.
Es importante destacar la diferencia entre altura de la bomba y profundidad de
asentamiento de la misma, una bomba con altura de 4000 pies instalada en un pozo
de crudo muy viscoso, con presión de cabezal de 1500 lpc y profundidad de bomba
de 2000 pies, es decir un 50% de la altura de la bomba, podría estar operando a
mas del 100% de la capacidad de la misma.
Factores que afectan el desempeño de la bomba.
Los factores que tienen mas efecto sobre la eficiencia volumétrica o desempeño
de la bomba son la velocidad de operación y la altura (head) requerida.
Por otra parte, una característica que intrínsecamente está asociada a la eficiencia
de la bomba en cuanto a su desplazamiento y a su capacidad para transportar los
fluidos hasta la superficie es el grado de ajuste o “apriete” entre el elastómero y el
rotor, esto se conoce como interferencia.
La interferencia en una bomba de cavidades progresivas se define como la
diferencia entre el diámetro del rotor y el diámetro menor de la cavidad del estator,
esta garantiza que exista el sello entre las cavidades que permite la acción de
bombeo. Cuando la bomba es sometida a una diferencia de presión entre su succión
y su descarga, el fluido trata de romper este sello para regresar a las cavidades
anteriores, lo cual se conoce como escurrimiento (o resbalamiento). Si la
interferencia es muy pequeña el sello se rompe fácilmente, lo cual produce un
escurrimiento excesivo y una baja eficiencia volumétrica. El escurrimiento a su vez
es función de la interferencia de la bomba a condiciones de operación, del diferencial
de presión en la bomba y de la viscosidad del fluido.
La Figura 27 muestra la relación entre head y resbalamiento para tres bombas de
igual capacidad volumétrica pero de diferentes alturas. Nótese (para una misma
bomba) que a medida que se incrementa el head, el resbalamiento es mayor.
También se puede concluir de este gráfico, que entre mayor altura tenga la bomba,
el escurrimiento es menor.
Figura 27. Efecto de head en el escurrimiento. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Finalmente cabe destacar que una baja interferencia originaría un alto escurrimiento,
pero una interferencia de operación excesiva producirá un torque de fricción muy
alto que podría conducir eventualmente a la destrucción del estator (elastómero).
A su vez existen factores que inciden directamente sobre la interferencia, entre los
cuales destacan la temperatura de operación, las características de los fluidos del
pozo y la presión interna en la bomba.
Temperatura de Operación: La temperatura origina una expansión térmica del
elastómero y una expansión menos notable en el rotor metálico, lo cual incide
directamente en la interferencia, y por ende, en la eficiencia de la bomba.
Fluidos del pozo: Incluso en el caso de hacer una adecuada selección del
elastómero, considerando su compatibilidad (o incompatibilidad) con los fluidos del
pozo, esto no significa que no se produzca hinchamiento del elastómero por ataque
químico, este hinchamiento incrementa la interferencia de la bomba la cual pudiera
llegar a ser excesiva (interferencia menores al 3% son aceptables).
Aunque no es posible corregir el hinchamiento del elastómero una vez que el mismo
tenga lugar, se cuenta con la flexibilidad de utilizar un rotor de diámetro transversal
más reducido (subdimensionados o undersize) y de esta manera reducir la
interferencia.
Otra característica de los fluidos que se relaciona con la interferencia (aunque no la
afecta directamente), es la viscosidad. La viscosidad está asociada realmente con el
escurrimiento, ambas son inversamente proporcionales. Para fluidos muy viscosos
se pueden utilizar menores interferencias.
Presión interna en la bomba: La presión en la bomba tiende a comprimir el
elastómero deformando las cavidades aumentando el tamaño de la mismas,
disminuyendo así la interferencia. Este efecto se conoce en la literatura como
“Compression Set”.
2.8. Clasificación de las Bombas de Cavidades Progresivas.
Existen diversos criterios con base a los cuales se pueden clasificar las bombas de
cavidades progresivas.
Una primera clasificación las divide en bombas industriales (son bombas
horizontales) las cuales abarcan un gran rango de aplicaciones, como por ejemplo
son utilizadas en el agro, en procesamiento de alimentos, en plantas de tratamiento
de agua, etc.
La descripción de estas bombas se encuentran fuera del alcance de este trabajo.
Bombas para aplicaciones petroleras desde extracción de hidrocarburos hasta
recuperación de lodos de perforación y transferencia de fluidos ácidos.
En este documento se han presentado las bombas de cavidades progresivas
destinadas a la extracción de petróleo y gas, en este contexto, se pueden clasificar
las bombas como:
• Bombas Tubulares
• Bombas Tipo Insertables
• Bombas de geometría simple
• Bombas Multilobulares.
• Bombas de para “alto caudal”
• Bombas de “gran altura”.
Bombas Tubulares: Este tipo de bombas el estator y el rotor son elementos
totalmente independientes el uno del otro. El estator se baja en el pozo conectado a
la tubería de producción, debajo de el se conecta el niple de paro, anclas de torque,
anclas de gas, etc.; y sobre el se instala el niple de maniobra, niples “X”, y finalmente
la tubería de producción. En cuanto al rotor, este se conecta y se baja al pozo con la
sarta de cabillas. En general esta bomba ofrece mayor capacidad volumétrica, no
obstante, para el reemplazo del estator se debe recuperar toda la completación de
producción.
Bombas tipo Insertable: Poco utilizadas en Venezuela, su uso se prevaleció en los
pozos de Occidente (Costa Oriental del Lago de Maracaibo). En este tipo de
bombas, a pesar de que el estator y el rotor son elementos independientes, ambos
son ensamblados de manera de ofrecer un conjunto único el cual se baja en el pozo
con la sarta de cabillas hasta conectarse en una zapata o niple de asentamiento
instalada previamente en la tubería de producción. Esta bomba tiene el
inconveniente de ofrecer bajas tasas de producción (ya que su diámetro está
limitado al diámetro interno de la tubería de producción) pero ofrece la versatilidad
de que para su remplazo no es necesario recuperar la tubería de producción con el
consiguiente ahorro en tiempo, costos y producción diferida.
Nominalmente se encuentran bombas tipo insertables con capacidades de hasta 480
B/d (a 500 r.p.m. y cero head) y para 2800 psi (bombas 9.35-500IM y 28.20-55IM).
Al igual que en la bombas tubulares, las capacidades, geometrías, diseños, etc.,
dependen del fabricante.
Figura 28. Bomba tipo Insertable ensayadas en los pozos de la Costa Oriental del
Lago de Maracaibo. Fuente: PDVSA (2008)
Figura 29. Otro diseño de Bomba tipo Insertable. Fuente: PDVSA (2008)
Bombas de geometría simple: Son aquellas en las cuales el número de lóbulos del
rotor es de uno, mientras que el estator es de dos lóbulos (relación 1x2). Son las
presentadas en este trabajo.
Bombas Multilobulares: A diferencia del las bombas de geometría simple, las
multilobulares ofrecen rotores de 2 o mas lóbulos en Estatores de 3 o mas (relación
2x3, 3x4, etc.). Estas bombas ofrecen mayores caudales que sus similares de
geometría simple.
Teóricamente estas bombas ofrecen menor torque que las bombas de geometría
simple, adicionalmente, considerando el mismo diámetro, las bombas multilobulares
ofrecen mayores desplazamientos volumétricos lo cual sería una oportunidad para
obtener bombas insertables de mayor tasa.
Diversos fabricantes como Kudu, Weatherford, Robbins Myers, Netzsch, ofrecen
bombas tipo multilobulares, no obstante para el momento de elaborar este
documento, no se cuenta en Venezuela con experiencias exitosas de esta
tecnología. A continuación (Figura 30) se presentan esquemáticamente diversas
geometrías y una sección transversal de una bomba multilobular con relación 5x6.
Figura 30. Bombas de diversas geometrías. Fuente: PDVSA (2008)
Las bombas serie “ML” son bombas multilobulos; por ejemplo el modelo 840ML1500
(4” de diámetro) ofrece 840 m3/día (5300 b/d) @ 500 r.p.m. y 0 head (cero altura o
presión que vencer).
Bombas de Alto Caudal: Cada fabricante ofrece bombas de alto desplazamiento o
alto caudal, el desplazamiento viene dado principalmente por el diámetro de la
bomba y la geometría de las cavidades. Hay disponibles comercialmente bombas de
5” modelo 1000TP1700; estas son bombas tipo tubular (“TP”) de 1000 m3/día (6300
b/d) @ 500 r.p.m. y 0 head; bombas 22.40-2500 con desplazamientos de hasta 2500
b/d a 500 r.p.m. y 0 head y de 3200 b/d en los modelos CTR, los cuales se
detallaran mas adelante en este manual (bomba modelo 10.CTR-127). Se debe
recordar que al hablar de desplazamiento se debe considerar el volumen que ocupa
el gas en la bomba, así, los 3200 b/d de la última bomba comentada, contemplan
petróleo, agua y gas.
Bombas de gran altura (head): Como se mencionó en el punto Nº 7, la altura de la
bomba es su capacidad para transportar los fluidos desde el fondo del pozo hasta la
superficie, lo que se traduce en profundidades de asentamiento de bombas o en
diferenciales de presión a vencer.
En Venezuela se han instalado equipos a más de 7500 pies en el campo Boscán y
hay reportes de hasta 9800 pies en el Ecuador.
Nominalmente y según catalogo, se encuentran bombas con capacidades de
levantamiento de 12000 pies, 5200 lpc (bomba 120N95).
Suponiendo una BCP de determinadas dimensiones (diámetro y longitud) el
fabricante puede diseñar las cavidades de manera de ofrecer el mayor volumen
posible, para lo cual, la bomba tendrá relativo poco número de cavidades pero serán
de relativo gran tamaño -ya que cada una de las cuales debe transportar la mayor
cantidad de fluido posible-; esta característica obliga a sacrificar disponibilidad en
head (altura de levantamiento) ya que como se mencionó en el apartado Nº 7 de
este documento, el número de cavidades determina la presión a soportar por la
bomba.
Tomando nuevamente la bomba supuesta en el punto anterior, si el fabricante desea
maximizar el head de la bomba, debe diseñarla de manera de contener el mayor
número de cavidades posible, para lo cual tendría que reducirse el tamaño
volumétrico de las mismas mermando así su capacidad de desplazamiento. Esto es
característico de estas bombas, si se requiere mayor tasa se debe sacrificar
capacidad de levantamiento y viceversa.
La figura Nº 30, mostrada a continuación, asume bombas de la misma serie (mismo
diámetro del rotor, misma excentricidad y misma longitud del estator), pero con
capacidades diferentes en cuanto a desplazamiento volumétrico y head. Detalle las
geometrías de los rotores.
La foto de la figura 31 ilustra los conceptos expuestos anteriormente, rotores con
valles mas suaves y largos pertenecen a bombas de mayor volumen; rotores con
valles y crestas mas cercanas representan mayor número de etapas por unidad de
longitud y por ende, mayor altura de descarga o head.
Figura 31. Geometría de los rotores y su relación con las capacidades de la bomba. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
2.9. Nomenclatura de las BCP según los fabricantes.
En general los fabricantes han desarrollado nomenclaturas que reflejan la capacidad
hidráulica de las bombas, presentando por ejemplo el caudal teórico
(desplazamiento volumétrico) para 500 (ó 100) R.P.M. y la altura hidráulica (o Head)
máximo de operación.
A continuación se presenta la nomenclatura de las bombas de cavidades
progresivas de subsuelo para distintos fabricantes.
Tabla 6. Nomenclatura de las BCP según el fabricante. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Notas:
(1) Las bombas CTR serán discutidas mas adelante.
(2) Es posible que estas bombas actualmente presenten nomenclatura diferente o
estén descontinuadas.
Nótese que cada fabricante utiliza su propia nomenclatura, debido a esto, se formó
un grupo internacional formado principalmente por fabricantes de BCP quienes
trabajaron en la elaboración de las normas ISO WD 15136 que, entre otras cosas,
trataron de homologar las especificaciones para las BCP de subsuelo. Algunos
fabricantes incluyen en sus catálogos la nomenclatura homologada.
2.10. Selección de los Equipos (diseño).
Antes de comenzar a diseñar un método de producción, es de suma importancia
contar con todos los datos necesarios para ello y los mismos deben de ser del todo
confiables a fin de garantizar el diseño adecuado, en este punto hay que destacar
que no existe una solución (o diseño único) y que la misma depende de diversos
factores técnico económicos incluyendo las políticas de explotación del yacimiento.
Existe una diversidad de ecuaciones, tablas, nomogramas, etc., para el diseño o
selección de los equipos; no obstante, muchos de estos recursos fueron elaborados
bajo determinadas suposiciones, las cuales no siempre reflejan la realidad del
campo. En algunas oportunidades se cuenta con factores de ajuste para corregir los
resultados obtenidos de las gráficas, no obstante, los mismos arrojan resultados
aproximados y en algunas oportunidades dichos factores no se han desarrollado.
Ejemplo de lo anteriormente expuesto lo representan las curvas de capacidad de las
bombas, las cuales fueron diseñadas para fluidos de muy baja viscosidad (agua),
consideran fluidos monofásicos (desprecian el gas a manejar por la bomba), los
nomogramas para el cálculo de la carga axial en los cabezales no consideran el
efecto de los diámetros de las cabillas en la presión ejercida sobre el rotor de la
bomba y por ende en la carga axial a soportar por el cabezal, igualmente no se
considera geometría del pozo para predecir los puntos de contacto de las cabillas
con la tubería de producción etc.
Un diseño manual puede ser desarrollado como una aproximación y solo debe ser
realizado de esta manera luego de tener un conocimiento completo de todos los
factores o variables que intervienen en la dinámica del sistema pozo-completación y
contar con estadísticas del desempeño de los equipos correctamente diseñados e
instalados en el campo; aún así, bajo determinadas condiciones tales como: alta
relación gas liquido, crudos muy viscosos, pozos de alto caudal, profundidades
considerables de asentamiento de bomba, pozos desviados u horizontales, etc.,
repercuten en comportamientos complejos desde el punto de vista hidráulico y
mecánico, además imposibilitan realizar diversas sensibilidades en tiempos
razonables, sobre todo considerando el gran dinamismo de las operaciones
petroleras.
Para solventar lo anteriormente expuesto, se han desarrollado numerosos
programas comerciales de computo (software), los cuales incluyen sofisticados y
complejos algoritmos de calculo para predecir comportamientos multifásicos,
mecánicos e hidráulicos en el pozo.
La figura 32 muestra el formulario de datos del pozo (yacimiento, completación,
facilidades de superficie, etc.) requeridos por uno de estos programas.
Figura 32. Programa para selección de equipos BCP. Fuente: PDVSA (2008)
En los siguientes puntos se expondrá un conjunto de observaciones a tener en
mente a la hora de realizar el diseño de un sistema de bombeo por cavidades
progresivas para la utilización de estos programas se hace necesario conocer los
datos del yacimiento, características de los fluidos, datos mecánicos del pozo y
datos de superficie.
Para la adecuada selección de los componentes de subsuelo se hace necesario
tener presente las presentes recomendaciones:
Selección y profundidad de la bomba: Para la selección de la bomba se hace
necesario conocer el comportamiento de afluencia del pozo, para lo cual es
necesario contar con las presiones estáticas y fluyentes (o niveles estáticos y
dinámicos), la respuesta de producción en concordancia con la(s) presión(es)
fluyente(s), la presión de burbujeo, etc.
Una vez construida la IPR del pozo se debe considerar que la tasa máxima para Ps
= 0 es una medida de la capacidad del pozo, sin embargo en la práctica la mayor
tasa que podría obtenerse depende de la profundidad de asentamiento de la bomba
y la sumergencia. También es posible tomar la profundidad de asentamiento de la
bomba (PB) como datum, referir las presiones a esta magnitud y construir “la IPR a
profundidad de la bomba”.
Es necesario calcular la tasa de gas libre (en barriles diarios) y la tasa de agua,
ambos a la profundidad de la bomba (PB).
El caudal total a manejar por la bomba será la suma de las tres tasas, petróleo, agua
y gas.
Con las ecuaciones presentadas en el punto 2.7., se puede estimar el diferencial de
presión en la bomba o el head.
Conociendo estas variables y utilizando las curvas tipo de las bombas
(suministradas por los fabricantes), se puede determinar la velocidad de operación y
los requerimientos de potencia en el eje de impulsión. Posteriormente se determina
la necesidad de utilizar anclas de gas, los grados y diámetros de las cabillas y de la
tubería de producción y finalmente los equipos de superficie, el cabezal de rotación y
el accionamiento electromecánico.
Torque requerido por el sistema y diámetro de la sarta de cabillas.
El torque del sistema está compuesto de dos elementos:
El Torque hidráulico, el cual es la fuerza necesaria para levantar el fluido y es
función del desplazamiento de la bomba y de la altura hidráulica.
Y el Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido, este es
función de la velocidad de rotación, el diámetro y longitud de la sarta de cabillas
(profundidad de la bomba), el área del espacio anular entre las cabillas y la tubería
de producción.
En el caso de fluidos de baja viscosidad el Torque por fricción es despreciable y por
lo tanto el torque total es igual al torque hidráulico y el mismo es independiente de la
velocidad de rotación.
Ejemplo de baja viscosidad son los pozos que producen con altos cortes de agua o
de gravedades API elevadas (crudos livianos).
En estos casos, se puede utilizar el gráfico de la siguiente pagina; con base a este
se obtiene que diámetro mínimo de cabillas a utilizar en nuestro ejemplo es de 3/4
pulg. Observe que este gráfico solo aplica para cabillas grado “D” y para fluidos de
baja viscosidad, es decir que el diferencial de presión en la tubería de producción
sea despreciable
Aquí se presenta uno de los problemas mencionados inicialmente sobre la
aplicabilidad de los nomogramas, adicionalmente, si las cabillas son re-utilizadas, se
tendría que recurrir a factores de seguridad pocas veces implícito en los
nomogramas. Finalmente, se debe comentar que si la viscosidad es elevada el
torque por fricción deja de ser despreciable y en casos extremos puede llegar a
constituir un componente importante, inclusive crítico, del torque. En estos casos, las
formulas para calcular el esfuerzo en las cabillas son muy complejas y no es posible
resolver el problema gráficamente, teniéndose que recurrir a programas de
computación.
Figura 33. Nomograma para selección de las cabillas. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
De igual manera, para el cálculo de la carga axial que deberán soportar los
rodamientos del cabezal de rotación se utilizará la siguiente gráfica (ver Figura 34).
La misma relaciona las siguientes variables:
Profundidad de la bomba
Diámetro de las cabillas
Altura total (o head)
Serie (diámetro) de la bomba.
Figura 34. Nomograma para el cálculo de carga axial. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
La carga axial es la suma de dos componentes:
El peso aparente de la sarta de cabillas en el fluido, el cual es función de:
La longitud de la sarta (profundidad de la bomba)
El diámetro (o el peso lineal) de las cabillas.
El peso ejercido en el rotor por la altura hidráulica, el cual es función de:
La altura hidráulica.
La serie de la bomba (en área neta entre las cabillas y el rotor).
La altura hidráulica ejerce su presión en el rotor de la BCP, como lo hace en el
pistón de la bomba mecánica.
El peso aparente de la sarta de cabillas varía levemente según el peso especifico del
fluido. Sin embargo estas variaciones de peso son despreciables en comparación
con la carga axial total. Por lo tanto y con el fin de simplificar, este peso se puede
calcular tomando el peso específico del fluido igual a 1 gr/cm3. Esto es lo que se ha
considerado para diseñar la gráfica anterior.
Esta gráfica consta de tres partes o zonas:
La zona izquierda permite determinar el peso propio de la sarta (Fr).
La zona derecha se utiliza para determinar el empuje ejercido por la altura
hidráulica en el rotor (Fh).
La zona central en la cual se suman los dos componentes.
Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los
rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se puede
calcular el tiempo de vida.
La selección final debe considerar el factor económico ya que elegir un cabezal con
rodamientos para servicio pesado para operar a baja velocidad y baja carga podría
durar mucho tiempo, pero estaría subutilizado.
Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1-9-7/8”, con 4,6 Tn de carga axial
y girando a 145 r.p.m., se obtiene una duración mayor a las 100 Mhoras (mas de 11
años). Ver Figura 35.
FFiigguurraa 3355.. CCuurrvvaa LL1100 ccaabbeezzaalleess ddee 99000000 llbbss.. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Suponiendo ahora un cabezal modelo VH-100 con rodamientos de empuje estándar,
se obtendría una duración de 600 Mhoras o sea casi 70 años (Ver Figura 36)
Figura 36. Curva L10 cabezal de 33.000 lbs. Fuente: Manual ESP OIL (2003)
Consideraciones a tener presente durante el diseño de un sistema BCP.
Disponer del registro (o perfil) del pozo es importante para determinar los
gradientes de presión y la capacidad de levantamiento de la bomba. Esta
información también afecta otras decisiones, tales como la posición de
asentamiento de la bomba, y la colocación de centralizadores de cabilla.
Conocer la completación mecánica del pozo es muy importante para determinar
la colocación de la bomba o del ancla de gas, sobre todo en aquellos pozos con
forro ranurado y empaque con grava.
La historia de producción de arena del pozo es un elemento de decisión
importante al momento de determinar la profundidad de colocación de la bomba.
Por ejemplo, en un pozo completado en una zona con historia de alta producción
de arena, es conveniente colocar la bomba a menor profundidad (sobre el tope
de las arenas productoras) y probablemente colocar una cola o tubo de barro
mas largo.
En general, entre más baja se coloque la bomba más alto es el caudal que se
podrá alcanzar, pues es posible lograr menores presiones de fondo fluyente, y
probablemente una mejor eficiencia volumétrica. Sin embargo al bajar la bomba
se puede incrementar la arena manejada por el sistema, la cual aumentará el
nivel de abrasión, perjudicando así la vida útil de los equipos de subsuelo.
En caso de no contar con una medición de la presión de cabezal, es necesario
conocer la geometría de la línea de flujo para estimar los cambios de presión
entre la estación y el cabezal por elevación y las pérdidas por fricción.
Para la selección del diámetro de la tubería de producción es necesario
considerar en primer lugar el esquema de producción (por el eductor o por el
anular). En el caso de producción por el espacio anular se puede usar una
tubería más pequeña, pero debe asegurarse que exista espacio suficiente en el
tubo inmediatamente por encima de la bomba para absorber el movimiento
excéntrico del rotor, especialmente a nivel del acople. Cabe destacar la
importancia de corroborar que todos los elementos a bajar por el interior de la
tubería de producción, tengan un diámetro externo que lo permita y un espacio
adicional para considerar la utilización de pescantes.
En algunos casos el diámetro de la hélice del rotor (D+2E) es mayor que el cuello
o conector de este con la sarta de cabillas, así que se debe tener presente esta
medida a la hora de seleccionar los niples, botellas, tuberías y cualquier
elemento que se coloque sobre la bomba. Por ejemplo, la en la bomba 15TP1200
prevalece el diámetro del conector ya que es de 1.25” y D+2E es de 1.39;
mientras que en la bomba 430TP2000, prevalece D+2E con 2.91” vs. 2.26” del
conector.
Al momento de diseñar la sarta de cabillas es posible emplear sartas ahusadas,
pero en general la componente mayor del esfuerzo soportado por la cabilla se
debe al torque producido en la bomba, por lo tanto la mejora que se observa en
el tramo superior, al reducir el peso de la sarta, no compensa la reducción de
resistencia asociada a la reducción de diámetro del tramo inferior. En crudos de
alta viscosidad, el área de flujo entre los acoples de cabilla y la tubería de
producción puede ser crítica. Nótese que si se sobredimensiona el diámetro de
las cabillas, también se reduce el espacio anular entre los acoples y la tubería, lo
cual produce un aumento de la presión de descarga de la bomba y por lo tanto
un aumento del torque hidráulico. En casos donde las pérdidas por fricción sean
relevantes es aconsejable el uso de acoples reducidos (slim hole couplings) o
cabillas continuas.
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. Es por ello que en
los casos donde se espera tener fracciones de gas significativas a la entrada de
la bomba, se recomienda invertir esfuerzos en la separación de gas.
Las propiedades físico químicas del crudo y el gas son de gran importancia para
determinar la concentración de aquellos componentes que atacan los
elastómeros en el líquido son los aromáticos y asfaltenos y en el gas el CO2 y el
H2S.
En el caso particular de crudos pesados y extrapesados, muchas veces se
presenta el fenómeno de la espumosidad del crudo, mediante la cual el gas se
encuentra disperso en forma de pequeñas burbujas dentro del crudo,
confiriéndole al fluido una movilidad muy por encima de lo esperado para las
altas viscosidades de este crudo y una densidad bastante menor a la del líquido.
Lo contrario ocurre con la formación de emulsiones, en cuyo caso las caídas de
presión suelen estar muy por encima de las correspondientes a la viscosidad del
crudo.
Para realizar una correcta selección del moto-reductor, es necesario contar con
el torque requerido en superficie a la máxima velocidad de bombeo esperada.
Este torque depende del tipo de bomba, el diferencial de presión en la misma y
del roce de las cabillas con el fluido en el eductor. Una vez conocido el torque, se
selecciona la caja reductora cuya relación de transmisión permita obtener la
máxima velocidad de rotación esperada para la sarta. Seguidamente se verifica
que el torque máximo de la caja reductora sea mayor a requerido en un 10 ó
20%.
La selección del elastómero y del rotor es de suma importancia ya que
de ellos dependerá la magnitud de la interferencia y por ende la eficiencia de la
bomba.
Esto resumen a muy grandes rasgos la metodología a emplear para la pre-selección
de un elastómero, la misma es aproximada ya que lo ideal sería contar con ensayos
en los cuales el material esté expuesto a todos los agentes (químicos y físicos)
simultáneamente. Por otra parte, los ensayos en el laboratorio no dejan de ser
importante ya que un material que se hinche, se torne frágil, rígido o blando, se
ampolle o se degrade durante los ensayos, debe ser descartados ya que en el pozo
las condiciones son mucho mas severas, así, los ensayos de laboratorio pueden ser
de mayor utilidad en el descarte que en la selección de un elastómero. En la
siguiente tabla se muestra la aplicabilidad de los diversos Elastómeros.
Tabla 7. Aplicabilidad de los diversos Elastómeros.
Fuente: Manual ESP OIL (2003)
MATERIAL CARACTERISTICAS RESALTANTES
NITRILO
(Bajo contenido de
Acrilonitrilo)
Buenas propiedades mecánicas (muy elástico).
Máxima resistencia a la temperatura: 200 ºF.
Muy buena resistencia a la abrasión.
Buena resistencia al ampollamiento por gas.
Moderada resistencia a los aromáticos.
Moderada resistencia a los crudos agrios.
Moderada/pobre resistencia al H2S.
Moderada/pobre resistencia al agua caliente.
Recomendado para crudos pesados.
NITRILO ESTÁNDAR
(Medio-alto contenido de
Acrilonitrilo).
Muy buena resistencia mecánica.
Máxima resistencia a la temperatura: 200 ºF.
Buena resistencia a la abrasión.
Moderada resistencia al ampollamiento por Gas.
Moderada resistencia a crudos agrios.
Moderada resistencia al H2S.
Moderada/pobre resistencia al agua caliente.
Crudo pesado/mediano.
NITRILO
(Alto contenido de
Acrilonitrilo).
Moderada resistencia mecánica.
Máxima resistencia a la temperatura: 225 ºF.
Moderada resistencia a la abrasión.
Buena resistencia al ampollamiento por gas.
Buena resistencia a los aromáticos.
Moderada resistencia al crudo agrio.
Muy pobre resistencia al H2S.
Pobre resistencia al agua caliente.
Crudo liviano.
NITRILO
HHIIDDRROOGGEENNAADDOO
Muy buena resistencia mecánica.
Máxima resistencia a la Temperatura: 350 ºF.
Buena resistencia a la abrasión.
Buena resistencia al ampollamiento por gas.
Moderada/pobre resistencia a los aromáticos.
Moderada/pobre resistencia a los crudos agrios.
Buena resistencia al H2S.
Moderada resistencia al agua caliente.
FLUOROELASTOMERO
Pobre resistencia mecánica.
Máxima resistencia a la temperatura: 350 °F.
Pobre resistencia a la abrasión.
Baja resistencia al gas disuelto.
Excelente resistencia a los aromáticos.
Moderada/pobre resistencia al H2S.
Elastómero muy costoso.
Recomendado para altas temperaturas.
En cuanto a la selección del rotor algunos fabricantes ofrecen 2,3 y hasta mas de 10
o más diámetros diferentes para un mismo modelo de bomba. Esto tiene como
finalidad el seleccionar aquel que ofrezca la interferencia mas adecuada. Otros
fabricantes ofrecen tres rotores para cada una de sus bombas, el rotor estándar, el
sub-dimensionado (undersize) y el sobredimensionado (oversize). La selección
dependerá de la temperatura y la viscosidad de los fluidos.
La selección del tipo de rotor a utilizar comprende una estimación con el menor
grado de incertidumbre posible del hinchamiento del elastómero.
Algunos fabricantes toman en cuenta las características de los fluidos a manejar por
la bomba (gravedad API, Viscosisas, presencia de aromáticos, etc.) así como las
condiciones de presión y temperatura a las cuales estará expuesta la bomba, por lo
general estos procedimientos de selección del diámetro del rotor son confidenciales
y los fabricantes solicitan todos los datos necesarios para la adecuada selección del
mismo.
2.11. Diagnostico y Optimización.
Tal como se ha comentado en puntos anteriores, al inicio el equipo debe operar a
baja velocidad (sobre todo si el pozo se instala por vez primera con BCP) de manera
de esperar el tiempo necesario para que las condiciones de producción se
estabilicen, principalmente, la presión de cabezal, el nivel dinámico de fluido, el
ajuste elastómero-rotor, etc. Durante este período es necesario realizar un
seguimiento muy estricto de las variables de operación, ya que es en esta etapa
donde estadísticamente se presentan una significativa proporción de las fallas.
Es en este momento cuando el elastómero de la bomba comienza a tener contacto
con los fluidos del pozo y ocurre el hinchamiento del mismo por interacción química
con estos fluidos y por aumento de la temperatura del medio circundante a la
bomba. Así mismo, ocurre la elongación de las cabillas por esfuerzo y por
temperatura y es aquí donde realmente se verifica que el espaciamiento fue exitoso.
Una vez estabilizado el sistema, se procede a realizar mediciones de las variables
más importantes.
Tasa de producción.
Nivel de fluido (para calcular la sumergencia de la bomba).
Relación Gas/Petróleo.
Porcentaje de agua y sedimentos
Presión de cabezal.
Variables como velocidad de rotación, frecuencia, torque, potencia, etc.
Esta información se coteja con los cálculos teóricos ajustando el simulador de
manera de reproducir las condiciones del campo (pozo), una vez establecida la
correspondencia entre el software y los resultados, es posible “predecir” nuevas
condiciones de operación a una nueva velocidad (la optimización también se puede
realizar sin necesidad de utilizar un programa de cálculo, pero posiblemente lleve
mas tiempo).
No es aconsejable ajustar en un solo paso la velocidad necesaria para obtener la
sumergencia mínima de la bomba, ya que en muchos casos el comportamiento de
afluencia de los pozos no es bien conocido y se corre el riesgo de dañar el sistema
si se aumenta la velocidad hasta un valor que provoque el achique del pozo y por
ende en bombeo en vacío. Por lo tanto es recomendable realizar la optimización en
por lo menos dos pasos de modo que se tenga mayor información para estimar la
curva de afluencia del pozo y con ello poder establecer los parámetros de
funcionamiento para la tasa máxima.
Un registro sónico es una onda acústica que viaja cierta distancia a una determinada
velocidad a través de los fluidos presentes en el pozo. El tiempo que tarda la onda
en regresar es registrado en un software que con la ayuda de una data suministrada
anteriormente nos informa el nivel de sumergencia de la bomba con gas y si el, así
como la presión de fondo fluyente, entre otros.
Un sistema bien diseñado permitirá alcanzar una sumergencia de 200-300 pies y por
ende la tasa máxima del pozo, sin embargo, en algunos casos la tasa máxima viene
determinada por las características del yacimiento y la ubicación del pozo en el
mismo (posibilidades de conificación de agua y/o gas, producción de arena, etc.)
Cabe destacar que la sumergencia de 200-300 pies es un valor relativo y depende
en gran medida de los fluidos en el anular revestidor-eductor. Es posible (sobre todo
en crudos espumosos) que una sumergencia de 500 pies en un pozo signifiquen
unas 100- 150 lpc a la entrada de la bomba, pero también podrían significar 200 lpc,
dependería del gradiente de los fluidos en el anular revestidor-eductor. Lo ideal sería
contar con un sensor de presión instalado en la entrada de la bomba, no obstante si
el pozo es muy bajo productor, podría no justificarse esta inversión adicional.
A continuación se presenta un procedimiento manual para la optimización de un
pozo instalado con BCP:
a) Conociendo la curva de afluencia del pozo, se establece el nuevo caudal y por
ende, el nuevo nivel de fluido que se desea alcanzar, este caudal debe ser igual
o menor que el establecido por el departamento de yacimientos como caudal
máximo. El nivel de fluido debe proveer una sumergencia mínima a la bomba de
200- 300 pies (considerando las observaciones acotadas anteriormente).
b) Con este caudal se calculan las pérdidas por fricción en el eductor y en la línea
de producción (se recomienda, si es posible medir esta última variable). Así
mismo, se calcula la presión en la succión de la bomba, considerando el nivel de
fluido y la presión de revestidor.
c) Se procede a estimar el diferencial de presión en la bomba sumando las perdidas
de presión totales con la presión de cabezal al resultado se le resta la presión de
succión (Delta P en la bomba = Presión Descarga – Presión Succión) tal y como
se expuso en el punto correspondiente a Diseño del Sistema en este documento;
se verifica si el diferencial de presión calculado es igual o menor que la
capacidad de la bomba, no es aconsejable someterla al máximo HEAD o
diferencial de presión, pues disminuiría considerablemente la eficiencia y la vida
útil del equipo, para ello es buena práctica no superar el 80% del máximo
diferencial de presión (según catalogo). Si el diferencial de presión calculado es
mayor que el 80% del máximo diferencial de presión de la bomba, se supone un
caudal menor y se inicia el proceso (si el diseño fue acertado esta condición no
debería presentarse).
d) Conociendo el caudal y el diferencial de presión, utilizando la curva característica
de la bomba instalada se lee en la misma la nueva velocidad de operación.
e) Si la velocidad leída es mayor que 300 R.P.M. (lo cual no debería ocurrir ya que
en la fase de diseño se utilizaron los factores de servicio correspondientes), se
debe suponer una velocidad inferior y leer en la curva característica el caudal a
producir a esta velocidad e iniciar el proceso (punto “A”), de lo contrario, seguir
adelante.
f) Se calcula la potencia hidráulica y con ella el torque; también se calcula la
tensión en la primera cabilla (la conectada al eje del cabezal rotatorio o a la barra
pulida, según sea el caso), tomando en cuenta la fuerza neta que se genera
entre la succión y descarga de la bomba por efecto de las presiones
correspondientes.
g) Con el torque y la tensión de la primera cabilla se procede a calcular el esfuerzo
combinado, el cual se compara con la tensión de fluencia, si este valor es mayor
que un 80% de la tensión de fluencia, se supone un caudal menor y se inicia el
proceso, en los casos de pozos desviados u horizontales el cálculo de la tensión
es muy complicado y para ello se aconseja el uso de programas especializados.
h) Por último, se procede a verificar si los equipos de superficie están capacitados
para manejar las nuevas condiciones. La tensión de la primera cabilla se
compara con la capacidad del cabezal de rotación, El torque con el torque
disponible en la salida de la caja reductora y la potencia requerida no debe
exceder el 80% de la potencia instalada. Si todas las condiciones resultan
favorables se realiza el ajuste de velocidad.
Una vez estabilizado el pozo bajo la nueva condición de operación se procede con la
adquisición nuevamente de las variables de control y se repite el ciclo. Si se ha
alcanzado la tasa máxima por condiciones del pozo o yacimiento, el pozo está
optimizado. Sin embargo en algunos casos puede ocurrir que las limitaciones las
imponga el sistema de levantamiento, es entonces cuando será necesario estudiar la
posibilidad de cambiar algún equipo o partes de él de manera que no limiten la
producción del pozo.
La optimización debe entenderse como las condiciones de operación en la cuales se
puede obtener la mayor relación beneficio/costo acordes con las políticas de
explotación del yacimiento y sin llegar a exigir mas del 80% de las capacidades
nominales de los equipos instalados (80-90% algunas veces, dependiendo de la
confiabilidad del fabricante).
Una ayuda para el proceso de optimización (manual o utilizando un programa de
cálculo) la constituyen las gráficas de comportamiento o tendencia, de las variables
de operación/control del sistema. A manera de ejemplo detállense las siguientes
Figuras en donde se observa la relación entre la tasa de producción la sumergencia,
la potencia, etc.
La frecuencia de monitoreo debe ser alta recién optimizado el pozo, pudiendo
disminuir si el comportamiento del sistema es estable, así las inspecciones se
pueden realizar en paralelo a las pruebas de producción del pozo, y de esta forma
contar con la información corresponde a una misma condición de operación.
Como la presión del yacimiento decrece con la producción (a mediano o largo plazo)
la sumergencia de la bomba también decrecerá y será necesario bajar la velocidad
de bombeo para mantener una sumergencia mínima; a diferencia del proceso de
optimización, en este caso no es necesario verificar las limitaciones de los equipos
de producción ya que, la condición más crítica es la del pozo optimizado.
2.12. Mantenimiento de los equipos.
Una de las características del sistema de bombeo por cavidades progresivas es la
de requerir muy poco mantenimiento.
Los quipos de subsuelo (estator y rotor), obviamente no requieren ningún tipo de
mantenimiento, después de un tiempo de operación y cuando su eficiencia no sea
satisfactoria, se debe proceder a reemplazarlos.
No obstante, la bomba recuperada podría ser re-utilizada, total o parcialmente, con
base a lo siguiente:
Realizar inspección visual y las mediciones pertinentes de los elementos de la
bomba (rotor y estator) y se recomienda altamente probarlos en taller en un
banco de pruebas.
El rotor podría se utilizado (con o sin un nuevo cromado) con otro estator.
El estator se podría re-utilizar con otro rotor (quizás de diferente diámetro).
Al perder la bomba eficiencia, la curva de catalogo deja de ser correspondiente y
se debe utilizar la curva de taller, bajo estas condiciones, la bomba (con el mismo
o con otro rotor) se puede utilizar en otro pozo, quizás de menores
requerimientos de caudal, de head, o de ambos.
En cuanto a los sistema de superficie, el único mantenimiento que se debe brindar
tiene que ver con la grasa o aceite de lubricación de los rodamientos del cabezal y la
caja reductora y los ajustes / reemplazo del prensaestopas y las empaquetaduras
del mismo.
Los cabezales (y algunos motores) con base de grasa, deben ser lubricados
periódicamente según los procedimientos de cada fabricante sobre todo
considerando que no se cuenta con la flexibilidad de un indicador de nivel.
Para los sistemas con rodamientos bañados en aceite, se debe cumplir en general
con lo siguiente:
Reemplazar el aceite el primer mes de operación.
Continuar los reemplazos cada tres o seis meses (o el periodo recomendado por
el fabricante)
Entre reemplazos, el nivel debe ser medido por el operador y completado en
caso de ser necesario.
Es importante asegurarse que se esté utilizando la grasa o el aceite con las
propiedades necesarias según en ambiente donde estará instalado el equipo.
De igual forma, a pesar de que el primer cambio de aceite es después de un mes de
operación, se debe verificar que las propiedades del lubricante con el cual el
fabricante despachó los equipos se adapten a nuestro ambiente ya que pudieran ser
muy diferentes a las requeridas en nuestro país, y en este caso, el reemplazo
debería ser al arrancar el equipo o en un tiempo menor de un mes. Una alternativa,
es exigir al fabricante que despache los equipos con los lubricantes adecuados a
nuestro ambiente y condiciones de operación.
En cuanto a los prensaestopas, en la misma visita en la cual se verifica el lubricante,
se debe inspeccionar el prensaestopas, si hay fugas y esta resulta excesiva, se
aprietan los empaques ajustando mas la tapa, si aun con esta medida la fuga
persiste, será necesario reemplazar los empaques.
Al igual que con los lubricantes, se deben utilizar los materiales (o similares) a los
indicados por el fabricante del equipo.
2.13. Cromatografía del proceso.
La palabra cromatografía viene de los vocablos griegos Khrooma y grafos que
significan color y escribir. La cromatografía sirve para separar en forma cuantitativa
los componentes de una mezcla y en su modus operandi, utiliza entre otros
principios la llamada ley de Graham sobre difusión de gases, en los cuales se hacen
pasar los componentes de una muestra a analizar a través de una columna a
diferentes ritmos de velocidades (por la diferencia de densidades y peso molecular),
con que los compuestos individuales de una mezcla emigran a través de un medio
estacionario en una columna por influencia de una fase móvil. Los procesos
cromatográficos pueden clasificarse de la siguiente forma:
Cromatografía de líquidos
Cromatografía de gases
Los procesos cromatográficos pueden clasificarse también basándose en el
mecanismo por el cual se distribuyen los componentes de la muestra de ensayo
entre las dos fases, ya sea líquido o gas la fase móvil. En estos términos existen tres
clases mayores de separaciones cromatógraficas:
Cromatografía de Adsorción: en la cual la fase estacionaria absorbe
reversiblemente solutos de la fase móvil.
Cromatografía de Reparto: en la cual se reparte el soluto entre las dos fases de
manera muy semejantes a un proceso de extracción líquido-líquido.
Cromatografía de Intercambio iónico: en la cual iones cargados cambian de mano
literalmente una y otra vez entre las dos fases.
Líquido- Líquido
Sólido-Líquido
Líquido-Gas
Sólido-Gas
Cromatografía de gases: El cromatógrafo de gases es un aparato que tiene en su
interior un tubo metálico enrollado de gran longitud. Dentro del tubo se encuentra un
material de relleno que tiene características absorbentes y que disminuye la
velocidad de los gases que pasan por su interior. La muestra se hace pasar a través
de una columna capilar de 0.00025 m (0,25 mm) de grosor de fase estacionaria por
medio de una corriente de gas inerte. En las paredes de la columna tenemos
depositado una capa muy fina (de 2 ó 3 moléculas) de líquido. Se introduce la
muestra en forma de vapor en la cabeza de la columna; estos componentes, que
tienen determinada solubilidad en la fase líquida estacionaria, se distribuyen entre
esta fase y el gas según las leyes del equilibrio, por ello emergen a diferentes
tiempos después de la introducción de la muestra.
Los componentes de la muestra se desplazan del adsorbente por un vapor,
generalmente Helio, nitrógeno u otro gas inerte, el cual se arrastra de manera
continua a través de la columna de concentración constante en la corriente del gas.
La velocidad a la cual, los diferentes componentes migran, depende de su tendencia
a disolverse en la fase líquida estacionaria.
El detector utilizado es el de ionización de llama (FID). Cuando el gas llega al
detector se quema formándose iones, electrones, radicales orgánicos que hacen
aumentar la conductividad del gas. Este aumento brusco de conductividad es lo que
se detecta. Finalmente una impresora traduce estas señales eléctricas para poder
visualizarlas. a identificación cualitativa de un componente se basa en el tiempo de
retención o tiempo necesario para que su pico aparezca al final de la columna,
debido a que cada componente tiene un tiempo de retención propio.
El análisis cuantitativo es más complicado y se basa en el cálculo de área de los
picos. La medida de la superficie de un pico se puede hacer por cálculo geométrico
o por integración manual, mecánica, electromecánica o electrónica. Los datos
cuantitativos se obtienen a partir de la evaluación de la superficie de los picos, que
será mayor cuanto mayor sea la concentración del componente. En las siguientes
figuras se muestran los componentes de un cromatógrafo.
Figura 37. Cromatografía de Gases. Fuente: Inciarte M, Prato E. (2007)
Figura Nº 38. Equipo de Cromatografía de Gas Fuente: La Composición del Gas, Martínez M.(1994)
CAPÍTULO III
Metodología aplicada
En este capítulo se presenta la metodología que permitió desarrollar el presente
trabajo. Se muestran aspectos como el tipo de investigación, las técnicas y
procedimientos que fueron utilizados para llevar a cabo dicha investigación. Es el
"cómo" se realizará el estudio para responder al problema planteado.
3.1. Tipo de Investigación.
La investigación, de acuerdo con Sabino (2000), se define como “un esfuerzo que
se emprende para resolver un problema, claro está, un problema de conocimiento,
por su lado, Cervo y Bervian (1989) la definen como “una actividad encaminada a la
solución de problemas. Su objetivo consiste en hallar respuesta a preguntas
mediante el empleo de procesos científicos.
Ahora bien, desde el punto de vista puramente científico, la investigación es un
proceso metódico y sistemático dirigido a la solución de problemas o preguntas
científicas, mediante la producción de nuevos conocimientos, los cuales constituyen
la solución o respuesta a tales interrogantes.
La investigación puede ser de varios tipos, y en tal sentido se puede clasificar de
distintas maneras, sin embargo es común hacerlo en función de su nivel, su
propósito y su diseño.
Así, en función de su nivel éste tipo de investigación es:
Explicativa: Se encarga de buscar el porqué de los hechos mediante el
establecimiento de relaciones causa-efecto. En este sentido, los estudios
explicativos pueden ocuparse tanto de la determinación de las causas (investigación
postfacto), como de los efectos (investigación experimental), mediante la prueba de
hipótesis.
Ésta investigación es explicativa ya que busca determinar por qué fallan los
elastómeros de las bombas de cavidades progresivas (BCP); a través de ensayos
destructivos y visuales, una vez que han presentado la falla. Tomando en cuenta la
premisa de que los yacimientos han cambiado por su depletación esto trae como
consecuencia cambio en las características como lo es el tipo de fluido manejado.
Descriptiva: Mediante este tipo de investigación, que utiliza el método del análisis, se
logra caracterizar un objeto de estudio o una situación concreta, señalar sus
características y propiedades. Combinada con ciertos criterios de clasificación sirve
para ordenar, agrupar o sistematizar los objetos involucrados en el trabajo de
investigación.
La presente investigación es del tipo descriptiva porque señala y agrupa los distintos
tipos de fallas (variable de estudio) que puede presentar un elastómero, por la
presencia de gases ácidos.
Según su propósito ésta investigación es de tipo:
Aplicada: Una investigación es considerada aplicada, cuando busca mejorar una
situación o cualquier problema específico. Por lo que basado en este concepto se
considera del tipo Aplicada, debido a que los resultados obtenidos van en pro de
mejorar la vida útil de la BCP, lo que garantiza la factibilidad de éste trabajo
investigativo y su aplicación en campo.
Según el diseño éste trabajo es de tipo:
De Campo: La Universidad Pedagógica Experimental Libertador (2005) señala que
los estudios de campo son:
El análisis sistemático de problemas en la realidad, con el propósito bien sea de
describirlos, interpretarlos, entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar
sus causas y efectos, o predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos
característicos de cualquiera de los paradigmas o enfoques de investigación
conocidos en el desarrollo. Los datos de interés son recogidos en forma directa de la
realidad en este sentido se trata de investigaciones a partir de datos originales o
primarios.
Por lo anterior expuesto declaro esta investigación de tipo De Campo, debido a que
la información obtenida es totalmente real, extraída directamente de las BCP
estudiadas en campo y de los programas que utiliza PDVSA para monitorear los
pozos, las estaciones de flujo y todo lo que involucre el proceso de producción.
3.2. Fuentes de Información.
La información en la investigación fue obtenida de diversas fuentes tales como:
3.2.1.- Fuentes Primarias
Son aquellas que permiten recolectar la información directamente de su fuente de
origen cuando no exista registro alguno que las soporte. Esto implicó el uso de
técnicas y procedimientos que proporcionarán la información adecuada. La técnica
utilizada para el monitoreo de las fracciones acidas presentes en el gas de
formación, fue la cromatografía de gases en donde se registra la composición del
gas producido por el yacimiento en estudio y cada uno de sus pozos asociados. Se
reviso el historial de archivos donde está el comportamiento de producción de gas,
presiones del yacimiento estática y dinámica, ubicación y cualquier Problema se
halla presentado. Entrevistas, a través de las cuales se obtuvo información técnica
suministrada por el personal de manejo de gas, optimización e infraestructura, así
como también reportes operacionales emanados por las diferentes dependencias
encargadas de controlar los sistemas de distribución y recolección de gas.
3.2.2. Fuentes Secundarias
Son aquellas que permiten recolectar la información de registros o soportes ya
existentes sobre el área estudiada; entre las consultadas de este tipo se encuentran:
3.2.2.1 Centinela.
El sistema de centro de información de negocios petroleros, (CENTINELA) es un
sistema corporativo, conformado por 11 módulos, el cual tiene como objetivo
principal; incrementar y afirmar las fortalezas existentes en los procesos de petróleo
y gas, con una alta capacidad de respuesta y así ser más flexible y compatible
operacionalmente para satisfacer las distintas necesidades que pueden presentarse
en el negocio petrolero.
Entre sus funciones se encuentran las siguientes: El control y seguimiento diario de
los parámetros de comportamiento de producción de petróleo y gas de los pozos,
manteniendo la actualización de los datos históricos de sus pruebas y muestras.
El sistema Centinela permite el almacenamiento y uso de todos los parámetros y
características referentes al comportamiento de producción de los pozos,
procesamiento y utilización del gas, contabilizaron actualizada de las instalaciones y
equipos, así como el control y seguimiento diario de los parámetros de producción
de los pozos, además de mantener actualizados los datos históricos de pruebas,
muestras y relación gas petróleo entre otros, Consolida los resultados contables del
resto de las aplicaciones para realizar los balances oficiales de crudo y gas.
Su objetivo principal es asistir al personal de las Unidades de Explotación de los
grupos de Yacimientos y Producción, en el control de la producción de pozos,
facilitando la toma de decisiones necesarias para cumplir con los objetivos de
producción.
Entre los beneficios brindados por este programa tenemos:
Garantiza la calidad del dato, mediante el uso de los modelos matemáticos de
validación, lo cual incrementa la credibilidad del usuario.
Permite el seguimiento continuo a los parámetros operacionales de las instalaciones
y al comportamiento de producción de cada pozo.
Dispone de mecanismos de seguridad para su acceso de una forma integrada al
nivel de cada componente del producto.
Facilita el control de las operaciones de recolección, procesamiento y distribución de
gas y líquidos.
Permite la incorporación de nuevos módulos, y se integra fácilmente con otros
programas.
Facilita el análisis de los proyectos de recuperación secundaria.
Genera balances contables y/o operacionales por instalación y fluido.
Automatiza los procesos de cierre y apertura de reinterpretación de yacimientos.
Módulos de la aplicación funcional centinela 2000
En este estudio se utilizó el Módulo POZO, el cual facilita el control y seguimiento
diario de los parámetros del comportamiento de producción de los pozos, y mantiene
la actualización de los datos históricos de sus pruebas y muestras. Consolida los
resultados contables del resto de los módulos para realizar los balances oficiales de
crudo y gas.
Al entrar a dicho módulo, en la ventana principal PRUEBAS, se selecciona la opción
Pozo, se introduce el nombre del pozo y se presiona la tecla F8, obteniéndose los
parámetros de producción que se miden con mas frecuencia en el campo (BTPD,
BBPD, BNPD, GAST, GASL, %AyS, API, RGP, entre otros).
Figura 39. Pantalla Principal Centinela Pozo. Fuente: PDVSA (2009)
También fue necesario utilizar el Módulo RAP, que es una aplicación que permite la
elaboración de las recomendaciones a los pozos, su asignación, ejecución y registro
de resultados. Es una herramienta automatizada que sirve de apoyo para facilitar la
información sobre la historia de un pozo con relación a las recomendaciones que
toman los grupos de producción, siendo éstos grupos los principales usuarios.
Cuando se ingresa en el módulo RAP, en la pestaña CONSULTAS y luego
Información Referencial del pozo, se pueden apreciar los datos históricos de
producción y las recomendaciones realizadas a cada uno de los pozos, así como
también la categoría que éstos tengan en tiempo para la última fecha de prueba.
Figura 40. Pantalla Principal Centinela RAP. Fuente: PDVSA (2009)
3.2.2.2 Aico.
El Ambiente Integrado de Consultas Operacionales (AICO), es un ambiente que
se apoya en la herramienta Oracle Data Browser para elaborar informes de acuerdo
a los requerimientos de los usuarios.
AICO es un software capaz de generar reportes de los datos que el usuario solicite,
en forma rápida y segura. AICO se apoya en la información de otras aplicaciones
entre ellas CENTINELA, para la toma de dichos datos.
Figura 41. Aico.
Fuente: PDVSA (2009)
3.2.2.3 Oil field manager (OFM).
Es una poderosa aplicación que desarrolla un eficiente método para visualizar,
relacionar, y analizar datos de producción y yacimiento. Como un sistema integrado,
esta aplicación provee un poderoso conjunto de herramientas para automatizar
tareas, compartir datos y relacionar la información necesaria. Se puede usar para
análisis de pozos y campos; programas y operaciones de optimización del campo;
administración de reservas, planes de desarrollo, programas de mantenimiento,
balance de materiales, etc. La herramienta OFM permite trabajar con una amplia
variedad de tipos de datos para identificar tendencias, identificar anomalías y
pronosticar producción.
Figura 42. Oil Field Manager. Fuente: PDVSA (2009)
3.2.2.4 Dims.
DIMS es un sistema integrado de entrada de datos, recuperación y de comunicación
que usa el computador para capturar y almacenar la información de la perforación de
pozos petroleros, completación, rehabilitación y otros trabajos asociados al pozo. El
DFW fue creado para reemplazar el archivador computador. Una vez capturada la
información, esta se encuentra disponible al instante para cualquier persona con
acceso a la misma.
Las variables empleadas dentro del programa fueron las siguientes:
- Pozo: Un único pozo representa una gaveta del archivador tradicional o gavetero.
- Evento: Cada gaveta (pozo) contiene varias carpetas (eventos), representando
cada una, un trabajo particular desarrollado en el sitio del pozo.
- Reporte: Cada carpeta (evento) contiene varias hojas de papel (reportes),
representando cada una, un día específico o acción del evento. Los reportes son
hojas individuales que registran los detalles diarios en el sitio de trabajo. En el
Sistema DFW estos reportes son actualizados electrónicamente, pero pueden
también ser impresos. Algunos de los reportes más importantes son: reporte de
cañoneo, reporte de empaque con grava, reporte de cementación, reporte diario de
rehabilitación, sumario de lodo, sumario de operaciones, sumario de rehabilitación o
reacondicionamiento (RA/RC), sumario de operaciones con guaya, etc.
La herramienta DIMS, fue utilizada con cada uno de los pozos rehabilitados a partir
del año 1999, pues en esta se encuentra almacenada toda la información necesaria
para realizar la evaluación desde el punto de vista operacional durante los trabajos
de rehabilitación. En este trabajo de investigación se hizo un estudio detallado de los
reportes de cada pozo, y con esta información se actualizaron las historias de los
pozos a través de la elaboración de las Fichas Gráficas.
Figura 43. Pantalla Principal de DIMS-32 Fuente: PDVSA (2009).
3.3. Población y muestra. La población o universo se refiere al conjunto para el cual serán válidas las
conclusiones que se obtengan a los elementos o unidades involucradas en la
investigación (Morlés, 1994).
La población de ésta investigación esta representada por las BCP extraídas de los
pozos que presentaron fallas a nivel de subsuelo específicamente en los
elastómeros de los pozos pertenecientes al yacimiento Lagunillas Inferior 04
(LGINF04).
Tabla 08. Población de la Investigación. Fuente: PDVSA (2009)
POZO YACIMIENTO POZO YACIMIENTO
PB 742 LGINF 04 * TJ 1435 LGINF 04 *
PB 765 LGINF 04 * TJ 1436 LGINF 04 *
PB 766 LGINF 04 * TJ 1437 LGINF 04 *
PB 767 LGINF 04 * TJ 1440 LGINF 04 *
PB 769 LGINF 04 * TJ 1442 LGINF 04 *
PB 785 LGINF 04 * TJ 1446 LGINF 04 *
PB 786 LGINF 04 * TJ 1447 LGINF 04 *
PB 787 LGINF 04 * TJ 1450 LGINF 04 *
PB 187 LGINF 04 * TJ 254 LGINF 04 *
PB 188 LGINF 04 * TJ 257 LGINF 04 *
PB 264 LGINF 04 * TJ 260 LGINF 04 *
PB 407 LGINF 04 * TJ 270 LGINF 04 *
PB 477 LGINF 04 * TJ 271 LGINF 04 *
PB 479 LGINF 04 * TJ 272 LGINF 04 *
PB 518 LGINF 04 * TJ 273 LGINF 04 *
PB 559 LGINF 04 * TJ 277 LGINF 04 *
TJ 24 LGINF 04 * TJ 552 LGINF 04 *
TJ 33 LGINF 04 * TJ 553 LGINF 04 *
TJ 1397 LGINF 04 * TJ 683 LGINF 04 *
TJ 1398 LGINF 04 * TJ 687 LGINF 04 *
TJ 1399 LGINF 04 * TJ 688 LGINF 04 *
TJ 1400 LGINF 04 * TJ 689 LGINF 04 *
TJ 1401 LGINF 04 * TJ 707 LGINF 04 *
TJ 1403 LGINF 04 * TJ 790 LGINF 04 *
TJ 1407 LGINF 04 * TJ 802 LGINF 04 *
TJ 1409 LGINF 04 * TJ 838 LGINF 04 *
TJ 1410 LGINF 04 * TJ 839 LGINF 04 *
TJ 1411 LGINF 04 * TJ 885 LGINF 04 *
TJ 1412 LGINF 04 * TJ 930 LGINF 04 *
TJ 1413 LGINF 04 * TJ1082 LGINF 04 *
TJ 1414 LGINF 04 * TJ1086 LGINF 04 *
TJ 1415 LGINF 04 * TJ1102 LGINF 04 *
TJ 1416 LGINF 04 * TJ1126 LGINF 04 *
TJ 1417 LGINF 04 * TJ1140 LGINF 04 *
TJ 1426 LGINF 04 * TJ1285 LGINF 04 *
TJ 1429 LGINF 04 * TJ1302 LGINF 04 *
La muestra es un “subconjunto representativo de un universo o población” (Morles,
1994). Entre los tipos de muestra tenemos la Aleatoria que es extraída al azar
cuando la manera de selección es tal, que cada elemento de la población tiene igual
oportunidad de ser seleccionado, la Estratificada, que ocurre cuando los elementos
de la muestra son proporcionales a su presencia en la población, La presencia de un
elemento en un estrato excluye su presencia en otro. Para este tipo de muestreo, se
divide a la población en varios grupos o estratos con el fin de dar representatividad a
los distintos factores que integran el universo de estudio.
La muestra de éste trabajo comprende tres (03) bombas de cavidades progresivas
(BCP) que han sido seleccionadas de manera aleatoria y estratificada para realizarle
los ensayos necesarios, es decir, tomamos una (01) bomba de la marca PCM, una
(01) de GEREMIAS y una (01) de la marca NETZSCH. Con el objeto de dar
representatividad a las causas de las fallas elastoméricas de las distintas bombas
que utiliza la Unidad de Explotación Tía Juana Lago (UETJL).
3.4. Diseño de la investigación.
El estudio propuesto se adecuó a los propósitos de la investigación no experimental,
en función de los objetivos definidos en el presente estudio, donde se planteó el
análisis de las fallas en los elastómeros ocasionadas por la presencia de gases
ácidos en la formación de los pozos del yacimiento Lagunillas Inferior 04. En éste
sentido y para dar respuesta a Los objetivo se indican las siguientes etapas:
3.4.1 Descripción de las características de los pozos con el método BCP que presentaron fallas en el elastómero. La Unidad de Explotación Tía Juana Lago (UETJL), cuenta con yacimientos que
producen bajo el método de Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP); sin embargo,
solo uno de ellos posee gran cantidad de pozos bajo dicho método. Para poner en
evidencia ésta situación se realizó un corrido en AICO donde se le pidió al software
que mostrara a través de un registro los nombres de los pozos y los yacimientos
asociados a éstos, en función de identificar tanto la cantidad total de pozos que se
producen en BCP, Las características de completacion de l los pozos operan
mecánicamente con revestidor entre; 5-1/2’’ y 7’’ en la zona productora y se
empacan con grava la mayoría 20 – 40, la tubería de producción o eductor está
entre 2-7/8’’ y 3-1/2’’.
Para la construcción del corrido en AICO se introdujo la siguiente data:
Tabla 09. Corrido de pozos BCP de la UETJL. Fuente: PDVSA (2008)
CÓDIGO DEFINICIÓN
CO_UNIDAD_EXPLTC_PROD='71'
Código de la Unidad de Explotación Tía
Juana Lago
CO_CATEGORIA_POZO<='3'
Código de las Categorías tomadas en
cuenta
CO_METODO_POZO='P'
Código del Método de Levantamiento
(Pump=Bomba)
CO_SUBMETODO_POZO='T'
Código del Sub método de Levantamiento
(Tornillo=Cavidades Progresivas)
Mostrando en el registro los siguientes datos:
Tabla 10. Registro Pozos BCP de la UETJL. Fuente: PDVSA (2008)
CODIGO DEFINICIÓN
CO_POZO Nombre del Pozo
CO_CATEGORIA_POZO Número de la Categoría del Pozo
NB_YACIMIENTO Nombre del Yacimiento
CO_UNIDAD_EXPLTC_PROD Código Numérico de la UETJL
CO_METODO_POZO Código Alfabético del Método de
Producción (P = Bombeo)
CO_SUBMETODO_POZO Código Alfabético del Sub método de
Producción (T=Tornillo o Cavidad
Progresiva)
Figura 44. Corrido en AICO de pozos BCP de la UETJL. Fuente: PDVSA (2008)
3.4.2 Evaluar las fallas presentadas en los elastómeros de las bombas de cavidad
progresiva BCP.
Debido a que la investigación trató sobre el análisis de fallas en los elastómeros de
las Bombas de Cavidad Progresiva (BCP), y que los principales agentes que las
causan están relacionados con las características del fluido, entonces se hace
necesario revisar las propiedades de éste, para realizar una comparación en la que
se especifiquen los límites permisibles de resistencia elastoméricas para cada una
de las variables del fluido versus las características del crudo del pozo, con la
premisa de que el yacimiento LGINF04 es sumamente heterogéneo y las
condiciones pueden variar de un área a otra o de un pozo a otro.
Para dar cumplimiento a ésta etapa se utilizará El porcentaje de H2S y de CO2 así
como el contenido de aromáticos presentes en el fluido que intervienen
negativamente en el elastómero, adicional se consideraron valores de producción
%AYS, %Gas y °API obtenidos directamente en campo y visualizados a través de
CENTINELLA, así como también la temperatura de operacion.
En función de identificar y evaluar los pozos con fallas en el equipo de subsuelo, se
consideró en ésta investigación hacer uso del programa CENTINELA POZO, a
través del cual se observaron los pozos que presentaron problemas en los
elastómeros y problemas de fondo, con cabillas partidas o sueltas y/o deficiencia en
el bombeo con fecha mayor o igual a Enero del 2003.
La observación de estos parámetros se realizó de la siguiente manera:
1.- CENTINELA POZO / EVENTOS / EVENTOS DEL POZO.
2.- En la ficha ESTADO se verificaron los Subestados de los pozos (Cabillas
Partidas o Cabillas Sueltas y/o deficiencia en el bombeo).
Figura 45. Visualización en CENTINELA. Fuente: PDVSA (2009)
Es importante mencionar que los pozos objeto de estudio fueron los mismos de la
población, ya que el fin de ésta etapa es contribuir con la identificación de los tres
(03) pozos a los que se le realizaron posteriormente los ensayos destructivos y
visuales.
Ahora bien, luego para la selección de las bombas a las que se le realizó ensayo
destructivo se escogieron aleatoriamente una (01) bomba de la marca NETZSCH,
una (01) de la marca GEREMIAS y una (01) de PCM.
Para la identificación en campo de las bombas de cavidad progresiva fue necesaria
la búsqueda de los seriales correspondientes a cada una de ellas. Para ello se utilizo
el programa DIMS.
Una vez obtenidos los nombres de los pozos asociados a las BCP se procedió a
ubicar en los sumarios de operaciones los seriales de las mismas, como sigue:
1.- DIMS / FILE / PRINT PREVIEW.
2.- Recuadro SUMMARY REPORTS / SUMARIO DE OPERACIONES
3.- Impresión en pantalla de la información.
Figura 46: Sumarios de Operaciones. Fuente: PDVSA (2009)
Figura 47. Impresión en pantalla del Reporte Sumario de Operaciones.
Fuente: PDVSA (2009)
Cabe destacar que a cada uno de los pozos se les ha realizado mas de un cambio
de bomba, por lo que fue necesaria la búsqueda de los seriales de éstas en todas
las fechas correspondientes a las reparaciones realizadas.
En ésta etapa se tomaron en cuenta los tres pozos escogidos para la investigación
resultantes de la población estudiada (TJ 270, TJ 1397, TJ 1417)
3.4.3 Análisis de las condiciones de operación actual y diseño en los elastómeros
basados en las características del gas presente utilizando la cromatografía de gases
y la herramienta de simulación comercial PC PUMP.
En ésta fase se evaluaron los parámetros de operación a que fueron sometidas las
Bombas de Cavidades Progresivas antes de presentar la falla. Entre ellos los valores
de temperatura operacional de la bomba, torque (Lbs/pie) en la sarta de cabillas y la
velocidad del sistema medida en RPM, que de una u otra forma incidieron en la falla
del equipo. De los resultados que se obtengan en esta fase permitirá tener mayor
conocimiento si los rangos operacionales que el fabricante establece como
permisible en las bombas estaban siendo sobrepasados y ver desde aquí una
posible causa de la falla.
Cabe destacar que los niveles de velocidades máximas vienen dados por la
capacidad de rotación de los cabezales y no de las bombas BCP. Y los valores
máximos de torque (Lbs/pie) están limitados por la cabilla que se utiliza, la
temperatura de operación es definida por los fabricantes basados en la composición
química de la matriz de los elastómeros, El valor de éstos parámetros es visto en
superficie cargado en el programa CENTINELA RAP y en subsuelo mediante toma
de niveles de liquido, de donde para efectos de ésta investigación se tomarán los
datos.
Por lo antes mencionado a continuación se muestran los valores máximos que serán
tomados como referencia en ésta investigación: En la UETJL se utilizan cabezales
de rotación cuyo valor máximo de velocidad alcanzable es de 500 RPM según
fabricante y cabillas grado D de 7/8” de diámetro que soportan una resistencia
máxima al torque de 735 Lbs/pie y cabillas de 1” de diámetro que soportan 1110
Lbs/pie, también grado D.
Además se mostraron resultados de los registros sónicos realizados a los pozos
estudio para visualizar el nivel de sumergencia al cual operaba la bomba y
determinar si éste era óptimo, como sigue:
Para la interpretación de un registro sónico se tomara en cuenta principalmente el
nivel de sumergencia dinámico de la bomba. Con la observación de éste dato
podemos optimizar la producción del pozo BCP o bien detectar alguna deficiencia en
el bombeo o en el aporte del pozo, de la siguiente manera:
Si detectamos un nivel de sumergencia alto y subimos RPM sin que se note una
disminución sustancial en el nivel de fluido, entonces estamos en presencia de una
deficiencia en el bombeo.
Si notamos un nivel bajo de sumergencia y tomamos la acción de bajar RPM a la
bomba y ésta no aumenta el nivel de fluido, entonces hay problemas de aporte en el
pozo.
Es importante mencionar que un valor aceptable de sumergencia de la bomba de
subsuelo oscila alrededor de 300 pies.
Para el cumplimiento de ésta etapa sólo se mostrarán resultados de los registros
sónicos de los tres (03) pozos que son muestra de estudio en ésta investigación.
Figura 48. Visualización en CENTINELA de las condiciones operacionales de la BCP. Fuente: PDVSA (2009)
Para determinar la temperatura de operación y la liberación de impurezas en el gas
de formación producido por el yacimiento se hizo necesario realizar la simulación de
los pozos identificados con fallas de eficiencia de bombeo, para esto es necesario
conocer la composición y característica del gas que sale del yacimiento y va hacia
la red de recolección de gas de baja presión. Por tal motivo, con el fin de generar
la información antes planteada, se tomaron muestras de gas en el cabezal de los
tres pozos en estudio pertenecientes a la unidad de explotación Tía Juana Lago y
fueron llevadas al laboratorio del intevep, para realizarles un análisis cromatografico.
Como se pueden en las siguientes figuras 49,50 y 51.
Figura 49.- Análisis Cromatografico POZO TJ 270
FUENTE: PDVSA (2009)
Dens
Liq
(gm/cc)
Lugar de muestreo:
Vapor de Agua 0,000 18,015 1,000
Sulfuro de Hidrógeno H2S 0,003 34,076 ,7900 Zulia
Dióxido de Carbono CO2 4,931 44,010 ,8270
Nitrógeno N2 0,368 28,013 ,8100
Metano CH4 76,500 16,043 ,3000
Etano C2H6 9,480 30,070 ,3564 Cilindro:
Propano C3H8 4,990 1,366 44,097 ,5077
iso-Butano iC4H10 0,909 0,296 58,124 ,5631
n-Butano nC4H10 1,565 0,490 58,124 ,5844
iso-Pentano iC5H12 0,471 0,172 72,151 ,6247
n-Pentano nC5H12 0,411 0,148 72,151 ,6310
Hexanos C6H14 0,258 0,105 86,178 ,6640
Heptanos C7H16 0,070 0,032 100,205 ,6882
Octanos C8H18 0,019 0,010 114,232 ,7068 lpcm
Nonanos C9H20 0,020 0,011 128,259 ,7217 °F
Decanos C10H22 0,004 0,003 142,286 ,7342
Undecanos C11H24 0,000 0,000 156,00 ,7400
Dodecanos más C12H26+ 0,000 0,000 170,00 ,7490
Presión Crítica (lpca) .....................................
Temperatura Crítica (°R) ...............................
Totales ............. 100,000 2,633
Peso Molecular Promedio lb/lbmol..............................
Gravedad Calculada del Gas (aire = 1.00) .....
Factor de Gravedad del Gas, Fg ..............................
Dens Factor de Compresibilidad, Fpv
Liq Gravedad a condiciones de muestreo ..........................................
(gm/cc) API Factor de Desviación del Gas
a condiciones de muestreo* ...........................................
Heptanos más C7H16+ 0,113 109,16 0,699 70,7 Viscosidad del Gas (cps)
Decanos más C10H22+ 0,004 142,29 0,734 61,0 a condiciones de muestreo+ ........................................
Undecanos más C11H24+
Valor Calorífico Neto
(BTU/PCN gas seco) .................................................
Valor Calorífico Bruto
* De: Standing, M.B., "Volumetric and Phase Behavior of Oil Field (BTU/PCN gas seco) .................................................
Hydrocarbon Systems", SPE (Dallas), 1977, 8th Edition, Appendix II.
GPM (C3+) ...................................................................
+ De: Lee, A.L., González, M.H. and Eakin, B.E., "The Viscosity of
Natural Gases", JPT (August 1966), 997-1000.
País: Venezuela
Estado:
Fecha de muestreo: 23-Feb-2009
0,7602
1,1469
1,0043
Temperatura de muestreo, °C: 32
08-Mar-2009
Temperatura de muestreo, °F:
Presión de muestreo, lpcm.: 29
90
Fecha de análisis:
IP-138
Propiedades de las Fracciones Pesadas
Componente
Análisis de Gas Natural
( Por la Técnica de Cromatografía )
Identificación de la Muestra
% Mol GPM PM
Componente
GPM (C4+) ............................................................................
% Mol PM
@ 14.7 lpca y 60 °F
1089
1201
2,633
0,0108
1,267
670,8
Condiciones de Muestreo
29
Características de la Muestra
90
398,4
22,02
0,9915
PDVSACompañía:
POZO TJ 270
Ciudad:
Figura 50.- Análisis Cromatografico POZO TJ 1397
FUENTE: PDVSA (2009)
Dens
Liq
(gm/cc)
Lugar de muestreo:
Vapor de Agua 0,000 18,015 1,000
Sulfuro de Hidrógeno H2S 0,015 34,076 ,7900 Zulia
Dióxido de Carbono CO2 3,284 44,010 ,8270
Nitrógeno N2 0,772 28,013 ,8100
Metano CH4 81,357 16,043 ,3000
Etano C2H6 6,877 30,070 ,3564 Cilindro:
Propano C3H8 4,235 1,159 44,097 ,5077
iso-Butano iC4H10 0,904 0,294 58,124 ,5631
n-Butano nC4H10 1,527 0,478 58,124 ,5844
iso-Pentano iC5H12 0,410 0,149 72,151 ,6247
n-Pentano nC5H12 0,335 0,121 72,151 ,6310
Hexanos C6H14 0,198 0,081 86,178 ,6640
Heptanos C7H16 0,055 0,025 100,205 ,6882
Octanos C8H18 0,016 0,008 114,232 ,7068 lpcm
Nonanos C9H20 0,014 0,008 128,259 ,7217 °F
Decanos C10H22 0,001 0,001 142,286 ,7342
Undecanos C11H24 0,000 0,000 156,00 ,7400
Dodecanos más C12H26+ 0,000 0,000 170,00 ,7490
Presión Crítica (lpca) .....................................
Temperatura Crítica (°R) ...............................
Totales ............. 100,000 2,325
Peso Molecular Promedio lb/lbmol..............................
Gravedad Calculada del Gas (aire = 1.00) .....
Factor de Gravedad del Gas, Fg ..............................
Dens Factor de Compresibilidad, Fpv
Liq Gravedad a condiciones de muestreo ..........................................
(gm/cc) API Factor de Desviación del Gas
a condiciones de muestreo* ...........................................
Heptanos más C7H16+ 0,087 108,01 0,698 71,1 Viscosidad del Gas (cps)
Decanos más C10H22+ 0,001 142,29 0,734 61,0 a condiciones de muestreo+ ........................................
Undecanos más C11H24+
Valor Calorífico Neto
(BTU/PCN gas seco) .................................................
Valor Calorífico Bruto
* De: Standing, M.B., "Volumetric and Phase Behavior of Oil Field (BTU/PCN gas seco) .................................................
Hydrocarbon Systems", SPE (Dallas), 1977, 8th Edition, Appendix II.
GPM (C3+) ...................................................................
+ De: Lee, A.L., González, M.H. and Eakin, B.E., "The Viscosity of
Natural Gases", JPT (August 1966), 997-1000.
FLSTP-24
0,9919
0,7205
1,1781
1,0041
Presión de muestreo, lpcm.: 28
80
80
Condiciones de Muestreo
Compañía:
Gas de Planta POZO TJ 1397
Ciudad:
GPM (C4+) ............................................................................
% Mol PM
@ 14.7 lpca y 60 °F
1063
1173
2,325
1,166
Propiedades de las Fracciones Pesadas
Componente
Identificación de la Muestra
% Mol GPM PM
387,4
20,87
666,5
PDVSA
Análisis de Gas Natural
( Por la Técnica de Cromatografía )
0,0108
Características de la Muestra
Componente
28
Temperatura de muestreo, °F:
Temperatura de muestreo, °C: 27
23-Feb-2009
08-Mar-2009
País: Venezuela
Estado:
Fecha de muestreo:
Fecha de análisis:
Figura 51.- Análisis Cromatografico POZO TJ 1417
FUENTE: PDVSA (2009)
Dens
Liq
(gm/cc)
Lugar de muestreo:
Vapor de Agua 0,000 18,015 1,000
Sulfuro de Hidrógeno H2S 0,007 34,076 ,7900 Zulia
Dióxido de Carbono CO2 2,882 44,010 ,8270
Nitrógeno N2 0,326 28,013 ,8100
Metano CH4 77,894 16,043 ,3000
Etano C2H6 9,351 30,070 ,3564 Cilindro:
Propano C3H8 5,097 1,395 44,097 ,5077
iso-Butano iC4H10 0,983 0,320 58,124 ,5631
n-Butano nC4H10 1,717 0,538 58,124 ,5844
iso-Pentano iC5H12 0,553 0,201 72,151 ,6247
n-Pentano nC5H12 0,521 0,188 72,151 ,6310
Hexanos C6H14 0,392 0,160 86,178 ,6640
Heptanos C7H16 0,141 0,065 100,205 ,6882
Octanos C8H18 0,050 0,026 114,232 ,7068 lpcmNonanos C9H20 0,067 0,037 128,259 ,7217 °FDecanos C10H22 0,019 0,012 142,286 ,7342
Undecanos C11H24 0,000 0,000 156,00 ,7400
Dodecanos más C12H26+ 0,000 0,000 170,00 ,7490
Presión Crítica (lpca) .....................................
Temperatura Crítica (°R) ...............................
Totales ............. 100,000 2,941
Peso Molecular Promedio lb/lbmol..............................
Gravedad Calculada del Gas (aire = 1.00) .....
Factor de Gravedad del Gas, Fg ..............................
Dens Factor de Compresibilidad, Fpv
Liq Gravedad a condiciones de muestreo ..........................................
(gm/cc) API Factor de Desviación del Gas
a condiciones de muestreo* ...........................................
Heptanos más C7H16+ 0,277 112,44 0,703 69,6 Viscosidad del Gas (cps)
Decanos más C10H22+ 0,019 142,29 0,734 61,0 a condiciones de muestreo+ ........................................
Undecanos más C11H24+
Valor Calorífico Neto
(BTU/PCN gas seco) .................................................
Valor Calorífico Bruto
* De: Standing, M.B., "Volumetric and Phase Behavior of Oil Field (BTU/PCN gas seco) .................................................
Hydrocarbon Systems", SPE (Dallas), 1977, 8th Edition, Appendix II.
GPM (C3+) ...................................................................
+ De: Lee, A.L., González, M.H. and Eakin, B.E., "The Viscosity of
Natural Gases", JPT (August 1966), 997-1000.
Temperatura de muestreo, °C: 29
Ciudad:
País: Venezuela
Estado:
Fecha de muestreo:
Fecha de análisis:
IP-11
0,9919
0,7565
1,1497
1,0041
400,6
21,91
23-Feb-2009
08-Mar-2009
Propiedades de las Fracciones Pesadas
Componente
Análisis de Gas Natural( Por la Técnica de Cromatografía )
Identificación de la Muestra% Mol GPM PM
Componente
GPM (C4+) ............................................................................
% Mol PM
@ 14.7 lpca y 60 °F
1132
1247
2,941
0,0107
1,547
665,4
Condiciones de Muestreo
25
Temperatura de muestreo, °F:
Características de la Muestra
Presión de muestreo, lpcm.: 25
85
85
PDVSACompañía:
POZO TJ 1417
Para comparar los parámetros operacionales con los parámetros de diseño se hizo
necesario realizar las simulaciones de los sistemas de levantamiento de los tres
pozos en estudio con el simulador comercial PC PUMP, la cual modela el
comportamiento del fluido en el recorrido del mismo desde el yacimiento hasta el
cabezal de superficie del pozo en estado dinámico que permiten observar y
diagnosticar cualquier desviación en el proceso de bombeo de fluido y caídas de
presión en la completacion mecánica de los pozos. Las simulaciones se hicieron en
forma integrada, de esta manera no solo se evaluó la caída de presión y variaciones
de flujo en función de las tuberías de producción, sino también la eficiencia de
bombeo de las mezclas resultantes que permitieron finalmente evaluar el
comportamiento operacional y de diseño de los sistemas de levantamiento frente a
las impurezas del gas de formación.
Para realizar las simulaciones se establecieron las siguientes premisas:
Se plantearon 2 diferentes escenarios para la evaluación y validación del
comportamiento de los elastómeros:
CASO 1: Comportamiento de la eficiencia de bombeo en condiciones de operación
normal del sistema tomando en cuenta que las características del fluido no
presentan impurezas en el gas de formación
CASO 2: Comportamiento de la eficiencia de bombeo frente a las impurezas del gas
basados en el desplazamiento de fluidos
Descripcion del simulador PC PUMP:
La siguiente figura, muestra la pantalla principal del simulador comercial PC PUMP,
en la cual se cargan la configuracion mecanica de los equipos de superficie y los
elementos que componen el sistema de subsuelo.
Figura 52. Visualización en PC PUMP de las condiciones operacionales de la BCP. Fuente: PDVSA (2009)
La figura siguiente muestra la ventana de analisis, donde se introducen los datos
como: las propiedades del fluido, las condiciones actuales del sistema y las del
diseño, asi como la selección de las sencibilidades para los diferentes esenarios de
las simulaciones a considerar con respecto a la eficiencia de bombeo.
PANTALLA PRINCIPAL
CARACTERISTICAS DE LA BOMBA
PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO MITAD DE PERFORACIONES MESA ROTARIA
CONFIGURACION MECANICATUBERIA DE PRODUCCION Y ANCLA
DE GAS
CONFIGURACION MECANICA
REVESTIDOR DE PRODUCCION Y
TUBERIA RANURADA
CONFIGURACION MECANICA SARTA
DE CABILLAS
CONFIGURACION Y
ESPECIFICACIONES CABEZAL DE
ROTACION
Figura 53. Analisis en PC PUMP de las condiciones de entrada de la BCP.
Fuente: PDVSA (2009)
La figura a continuacion muestra la ventana de resultados de la simulacion, en la
misma se identifica como es afectada la eficiencia de bombeo causada por el exceso
de temperatura resultante de las operaciones en seco del sistema y una vez que se
selecciona el modelo composicional se observa como incrementa la liberacion de
gas en la entrada de la bomba mostrando alertas y notificaciones que deben ser
tomados en consideracion en el momento de seleccionar los materiales que
constituiran la matriz del elastomero.
VENTANA DE ANALISIS
PROPIEDADES DEL FLUIDO
CONDICIONES DE OPERACION
SELECCIÓN DE SENCIBILIDADES
Figura 54. Resultados obtenidos en en PC PUMP de las condiciones de salida del sistema BCP.
Fuente: PDVSA (2009)
3.4.4 Proponer el arreglo de los elementos constitutivos del elastómero resistente a
los gases ácidos que conlleve a minimizar la ocurrencia de las fallas en el mismo,
con el fin de incrementar la vida útil de los sistemas de bombeo.
Para dar cumplimiento a esta etapa se estudiaran los diferentes compuestos
basados en nitrilo y flúor carbón para la aplicación de acuerdo a las condiciones de
fondo de cada uno de los pozos en estudio y medio ambiente en petróleo así como
los compuestos disponibles para permitir operar adecuadamente, a continuación se
muestra la siguiente tabla con los porcentajes recomendados de componentes.
VENTANA DE RESULTADOS
PROPIEDADES DEL FLUIDOPARAMETROS DE ENTRADA
AVANCE DE LAS CONDICIONESOPERATIVAS DEL SISTEMA
PARAMETROS DE SALIDA DELSISTEMA COMPLETO
MENSAJES Y NOTAS DE ALERTA
Figura 55. Selección de Elastómeros
Fuente: Manual de Sistemas BCP
El elastómero que se propone a ser utilizado en caso de que existan componentes
ácidos o impurezas así como producción de crudos arenosos, parafínicos y muy
viscosos; debe ser sintético (polímero de alto peso molecular) para evitar que el
fluido o gases penetren la matriz elastomérica causando desgarramiento y/o
hinchamiento de la misma causando deficiencia en el bombeo. Los Elastómero
deben presentar resistencia química para manejar los fluidos producidos y
excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la abrasión, un
elastómero no debe presentar variaciones en sus propiedades mecánicas,
Ya que de ello depende la magnitud de la interferencia y por ende la eficiencia de la
bomba, Las propiedades físico químicas del crudo y el gas son de gran importancia
para determinar la concentración de los componentes que atacan los elastómeros
en el líquido como lo son los: aromáticos, asfáltenos, el CO2 y el H2S.
La exposición de un elastómero al calor origina una expansión global del material y
esto puede originar también una reacción que altera su estructura química
resultando en un deterioro de sus propiedades.
Los elastómeros deben ser lo menos permeable posibles para evitara la absorción
de líquidos lo cual origina un incremento en el volumen del mismo (hinchamiento)
dando lugar a un deterioro de sus propiedades.
CAPÍTULO IV
Análisis de los resultados
4.1. Descripción de las características de los pozos con el método BCP que
presentaron fallas en el elastómero.
La identificación de los pozos y completaciòn mecánica de los mismos se hizo en
función de determinar cuál de ellos presentó problemas de subsuelo
específicamente en pozos que producen con el método de producción por bombeo
de cavidades progresivas (BCP). Una vez identificada la parcela con mayor
concentración de pozos BCP se decidió enfocar la investigación en esta. Las
características principales de estudio de los pozos seleccionados fueron: su caudal
(desplazamiento volumétrico), altura de descarga (head). Por otra parte, una
característica que intrínsecamente se estudio fue la eficiencia de la bomba medida
en cuanto a su desplazamiento y a su capacidad para transportar los fluidos hasta la
superficie basados en el grado de ajuste o “apriete” entre el elastómero y el rotor,
según diseño. Esto se conoce como interferencia. Entre las características de
completacion promedio para el área se tienen las siguientes dimensiones:
Revestidores de producción entre: 5-1/2’’ y 7’’ en la zona productora y se empacan
con grava la mayoría 20 – 40, la tubería de producción o eductor está entre 2-7/8’’ y
3-1/2’’ y la profundidad promedio de asentamiento de la bomba es de 2500’
A Continuación se mostrarán los resultados de la cantidad de pozos BCP por
yacimiento.
Tabla 11. Yacimientos con pozos BCP de la UETJL. Fuente: PDVSA (2009)
POZO YACIMIENTO UE METODO SUBMETODO
LL 990 B-2-X 83 71 P T
LL1499 B-2-X 83 71 P T
LL1913 LGINF-05* 71 P T
LL2558 LGINF-05* 71 P T
LL3094 LGINF-05* 71 P T
LL3321 LGINF-05* 71 P T
LL3340 LGINF-05* 71 P T
LL3512 LGINF-05* 71 P T
PB 742 LGINF 04 * 71 P T
PB 765 LGINF 04 * 71 P T
PB 766 LGINF 04 * 71 P T
PB 767 LGINF 04 * 71 P T
PB 769 LGINF 04 * 71 P T
PB 785 LGINF 04 * 71 P T
PB 786 LGINF 04 * 71 P T
PB 787 LGINF 04 * 71 P T
PB 187 LGINF 04 * 71 P T
PB 188 LGINF 04 * 71 P T
PB 264 LGINF 04 * 71 P T
PB 407 LGINF 04 * 71 P T
PB 477 LGINF 04 * 71 P T
PB 479 LGINF 04 * 71 P T
PB 518 LGINF 04 * 71 P T
PB 559 LGINF 04 * 71 P T
TJ 24 LGINF 04 * 71 P T
TJ 33 LGINF 04 * 71 P T
TJ 115 LAGNA 23 71 P T
TJ 117 LAGNA 23 71 P T
TJ 1329 LGINF-05* 71 P T
TJ 1337 LGINF-05* 71 P T
TJ 1363 LGINF-05* 71 P T
TJ 1367 LAGNA 23 71 P T
TJ 1371 LAGNA 23 71 P T
TJ 1375 LAGNA 23 71 P T
TJ 1392 LAGNA 23 71 P T
TJ 1397 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1398 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1399 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1400 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1401 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1402 LAGNA 23 71 P T
TJ 1403 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1407 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1409 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1410 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1411 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1412 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1413 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1414 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1415 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1416 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1417 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1426 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1429 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1433 LGINF-05* 71 P T
TJ 1435 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1436 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1437 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1440 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1442 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1446 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1447 LGINF 04 * 71 P T
TJ 1450 LGINF 04 * 71 P T
TJ 152 LAGNA 23 71 P T
TJ 196 LAGNA 23 71 P T
TJ 227 LGINF-05* 71 P T
TJ 254 LGINF 04 * 71 P T
TJ 257 LGINF 04 * 71 P T
TJ 260 LGINF 04 * 71 P T
TJ 270 LGINF 04 * 71 P T
TJ 271 LGINF 04 * 71 P T
TJ 272 LGINF 04 * 71 P T
TJ 273 LGINF 04 * 71 P T
TJ 277 LGINF 04 * 71 P T
TJ 552 LGINF 04 * 71 P T
TJ 553 LGINF 04 * 71 P T
TJ 683 LGINF 04 * 71 P T
TJ 687 LGINF 04 * 71 P T
TJ 688 LGINF 04 * 71 P T
TJ 689 LGINF 04 * 71 P T
TJ 707 LGINF 04 * 71 P T
TJ 790 LGINF 04 * 71 P T
TJ 802 LGINF 04 * 71 P T
TJ 838 LGINF 04 * 71 P T
TJ 839 LGINF 04 * 71 P T
TJ 885 LGINF 04 * 71 P T
TJ 930 LGINF 04 * 71 P T
TJ1082 LGINF 04 * 71 P T
TJ1086 LGINF 04 * 71 P T
TJ1102 LGINF 04 * 71 P T
TJ1126 LGINF 04 * 71 P T
TJ1140 LGINF 04 * 71 P T
TJ1234 LAGNA 23 71 P T
TJ1237 LAGNA 23 71 P T
TJ1247 LGINF-05* 71 P T
TJ1285 LGINF 04 * 71 P T
TJ1302 LGINF 04 * 71 P T
La siguiente tabla muestra la distribución de los pozos por parcela o agua:
Tabla 12. Pozos asociados a cada parcela. Fuente: PDVSA (2009)
POZO PARCELA POZO PARCELA POZO PARCELA POZO PARCELA
TJ 257 AGUA-190 PB 187 AGUA-436 TJ 254 AGUA-189 PB 518 AGUA-105
TJ 260 AGUA-190 PB 188 AGUA-436 TJ 271 AGUA-189 PB 559 AGUA-105
TJ 270 AGUA-190 PB 264 AGUA-436 TJ 272 AGUA-189 PB 742 AGUA-105
TJ 552 AGUA-190 PB 407 AGUA-436 TJ 273 AGUA-189 PB 767 AGUA-105
TJ 553 AGUA-190 PB 477 AGUA-436 TJ 277 AGUA-189
TJ 683 AGUA-190 PB 479 AGUA-436 TJ 802 AGUA-189
TJ 687 AGUA-190 PB 765 AGUA-436 TJ 930 AGUA-189
TJ 688 AGUA-190 PB 766 AGUA-436 TJ1082 AGUA-189
TJ 689 AGUA-190 PB 769 AGUA-436 TJ1086 AGUA-189
TJ 707 AGUA-190 PB 785 AGUA-436 TJ1102 AGUA-189
TJ 790 AGUA-190 PB 786 AGUA-436 TJ1140 AGUA-189
TJ 838 AGUA-190 PB 787 AGUA-436 TJ 1442 AGUA-189
TJ 839 AGUA-190
TJ 885 AGUA-190
TJ1126 AGUA-190
TJ1285 AGUA-190
TJ1302 AGUA-190
TJ 1397 AGUA-190
TJ 1398 AGUA-190
TJ 1399 AGUA-190
TJ 1400 AGUA-190
TJ 1401 AGUA-190
TJ 1407 AGUA-190
TJ 1409 AGUA-190
TJ 1410 AGUA-190
TJ 1411 AGUA-190
TJ 1412 AGUA-190
TJ 1413 AGUA-190
TJ 1414 AGUA-190
TJ 1415 AGUA-190
TJ 1416 AGUA-190
TJ 1417 AGUA-190
Los pozos están concentrados principalmente en las Aguas 190, 436, 189 y 105 del
yacimiento estudiado según la tabla anterior, lo que nos permite filtrar y reducir la
cantidad de pozos que serán objeto de estudio. De estos pozos solo se estudiaran
aquellos pozos que presentaron alguna vez deficiencia en el bombeo y/o cabillas
partidas o en su vida productiva. Sólo se evaluarán los sesenta (60) pozos
resultantes del filtro anterior, la siguiente tabla muestra la cantidad de pozos que
tuvieron esa condición:
Tabla 13. Pozos con cabillas sueltas o partidas. Fuente: PDVSA (2009)
POZO FECHA PROBLEMA
TJ 257 23/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 553 20/09/1999 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 687 25/03/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 688 10/08/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 707 30/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 790 07/05/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 838 10/02/2006 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 839 24/08/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 885 09/10/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1126 18/03/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1302 06/01/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 477 15/10/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1398 28/12/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1399 03/10/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1400 12/11/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1401 12/09/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1407 03/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1409 23/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1410 10/07/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1414 07/06/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1416 10/09/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1415 02/12/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 188 20/02/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 407 12/12/2007 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 479 19/08/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 765 23/04/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 766 18/02/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 769 08/11/2005 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 254 13/11/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 272 14/09/2006 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 273 03/09/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 930 11/06/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1082 10/11/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1086 18/03/2003 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
TJ 1442 12/03/2008 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
PB 742 13/07/2004 CABILLAS SUELTAS O PARTIDAS
Tabla 14. Pozos con deficiencia en el bombeo. Fuente: PDVSA (2009)
POZO FECHA PROBLEMA
TJ 270 08/05/2006 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
TJ 1417 31/03/2006 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
PB 187 01/01/2005 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
TJ 1397 27/09/2008 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
TJ 271 29/03/2005 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
TJ 1102 17/03/2006 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
PB 559 19/03/2005 DEFICIENCIA EN EL BOMBEO
En la tabla se puede observar que tenemos treinta y seis (36) pozos con cabillas
sueltas o partidas y siete (07) con deficiencia en el bombeo. Lo que nos indica que
de los sesenta (60) pozos anteriormente extraídos hemos filtrado cuarenta y tres
(43) que cumplen con el criterio de selección, el resto no se tomará en cuenta en la
investigación.
Seleccionamos ahora aleatoriamente tres pozos para realizarle a sus bombas
ensayo destructivo, a continuación los pozos seleccionados: TJ 270, TJ1397,
TJ1417.
Los seriales que corresponden a los elastómeros extraídos, de los tres pozos
seleccionados se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 15 . Estatores enviados a ensayo destructivo.
Fuente: PDVSA (2009)
POZO BOMBA SERIAL
TJ 270 NTZ 400120ST33 04H1012HSB
TJ 1397 GER 20.40-2100 30600306
TJ 1417 PCM 200TP1800 EQ 0703063
4.2. Evaluación de las fallas presentadas en los elastómeros de las bombas de
cavidad progresiva BCP.
A continuación los resultados de los ensayos destructivos realizados por la empresa
EQUIMAVENCA a los estatores de los pozos en estudio. Dependiendo de las
características de los fluidos manejados, el elastómero es susceptible a hincharse y
Deteriorarse es por ello que se decidió tomar en consideración para el estudio los
pozos con deficiencia en el bombeo enfocándonos en los elastómeros
específicamente, Los factores que predominantemente afectaron el desempeño de
la bomba, es decir, su eficiencia volumétrica, son:
• Las características (impurezas) de los fluidos bombeados (AROMATICOS, H2S,
CO2).
• Temperatura de operación
• Presión interna en la bomba.
Incluso en el caso de hacer una adecuada selección del elastómero, considerando
su compatibilidad (o incompatibilidad) con los fluidos del pozo, esto no significa que
no se produzca Hinchamiento del material por ataque químico, este hinchamiento
Incrementa la interferencia de la bomba la cual pudiera llegar a ser excesiva
afectando la eficiencia volumétrica de la misma.
La temperatura origina una expansión térmica del elastómero y una expansión
menos notable en el rotor metálico, lo cual incide directamente en la interferencia, y
Por ende, en la eficiencia de la bomba.
La presión en la bomba tiende a comprimir el elastómero deformando las cavidades
aumentando el tamaño de la mismas, disminuyendo así la interferencia.
La permeabilidad del gas es determinada por su grado de difusión en la muestra de
elastómero (prueba ASTM D815). Las tasas de penetración del gas son función de
los niveles de solubilidad y difusividad en las probetas del material elastomérico.
La solubilidad determina la cantidad de gas que será absorbida por el material y la
difusividad, la velocidad con la cual el gas saldrá de este. Una magnitud alta de
difusividad es deseable ya que de lo contrario, si el elastómero es permeado por gas
y ocurre una rápida descompresión, este se vería imposibilitado de salir originando
daños en el material en forma de burbujas o grietas (a esto se conoce como
descompresión explosiva).
4.2.1 Resultados de los ensayos destructivos realizados los elastómeros de los
pozos en estudio
En los tres pozos seleccionados para el estudio la Identificación del modo de falla de
en los elastómeros se realizara en los siguientes puntos:
Tabla 16. Modos de Fallas. Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
ELASTOMEROS
A Elastómero Quemado
B Histéresis
C Ablandamiento del elastómero
D Ampollamiento del elastómero
E Hinchamiento del elastómero
F Desgarramiento del elastómero
G Desgaste del elastómero
H Desprendimiento del elastómero del metal base.
I Conexiones dañadas
J Daños mecánicos
K Defecto de Fabrica
POZO TJ 270
1. Identificación del Equipo y Especificaciones Técnicas
Tabla 17. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 270).
FUENTES: EQUIMAVENCA (2009)
POZO
TJ 270
EQUIPO S/N MODELO TIPO
Estator 04H1012HSB NTZ 400120ST33SH 159
DATOS DE OPERACIÓN
Fecha de Instalación: 13/01/2004
Días de Duración: 720 APROX
2. Inspección Visual del Estator (Sin Destrucción).
No se observó desgarre y desprendimiento del elastómero en los extremos del
estator. Presento deformación en el elemento de la descarga a 1ft y por elemento
central también a 1 ft pierde uniformidad el elastómero. A continuación se detalla la
inspección visual:
Cuerpo completo: Presenta deformación axial, se encuentra linealmente uniforme,
las juntas o uniones de los elementos se encuentran en buen estado.
Succión: No presenta desprendimiento, ni desgarramiento del elastómero. La rosca
no presenta daños en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones;
presenta deformación axial del elastómero a 1 ft.
Centro: No presenta desprendimiento, ni desgarramiento del elastómero. Presenta
deformación axial del elastómero a 1 ft. Por el lado de la succión (la sonda no pasa).
Descarga: Presenta elastómero sin daños aparentes. La rosca no presenta daños
en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones. (La sonda pasa a través
del elastómero).
Figura 56. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 270).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 57. Elastómero en el extremo de Descarga en buenas condiciones.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Análisis de Figuras 56 y 57: Las roscas de los extremos, succión y descarga no
presentan daños en los hilos del perfil, se observa deformación del elastómero
pierde uniformidad después de 1ft. El elemento de succión y el elemento del centro
no se pudieron inspeccionar visualmente porque la sonda no pasa. El elemento de
descarga sí se inspecciono y no se encontró desgarre del elastómero.
3. Inspección Dimensional de la Bomba:
Valores Actuales a 30.4 ºC
SUCCIÓN:
D (mm) = 38,19
D+4E (mm) = 76,48
DESCARGA:
D (mm) = 38,19
D+4E (mm) = 76,48
Valores Estándar a 30 ºC
SUCCIÓN:
D (mm) = 38.49
D+4E (mm) = 76,68
DESCARGA:
D (mm) = 38.49
D+4E (mm) = 76,68
Análisis de los Resultados: Las cotas internas del estator están dentro del rango
de aceptación, presentando un 1.07 y 2.26 % de reducción de área en los extremos
de Succión y Descarga respectivamente, se debió al hinchamiento causado por la
penetración de los gases a la matriz elastomérica.
4. Análisis Destructivo: Inspección Visual.
Se observó el fenómeno de Desprendimiento del elastómero del tubo base en el
corte longitudinal hecho al elemento de Descarga (a 1 ft a partir del extremo
roscado). Además el descentre del elastómero en el elemento central, se puede
observar una fuerte interferencias en un área del elastómero y su contraparte a 180º
grados no registra igual interferencia. Este fenómeno se presentó en forma gradual,
se encontraron indicios de su existencia en el resto de los elementos seccionados.
Nota: Los cortes se realizaron longitudinales y transversales, a un (1) pie y dos (2)
pulg respectivamente en los elementos de succión, centro y descarga.
Figura 58. Elastómero sin desgarramiento; presenta desprendiendo del elastómero del tubo base y interferencia pronunciada del lado B Corte longitudinal elemento de Succión.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 59. (Acercamiento) Elastómero presenta desprendimiento del tubo; en el lado B (*) se observa que la interferencia es mas pronunciada que en el lado A. Corte transversal
elemento de Succión.
Fuente: equimavenca (2009)
A B *
S
S
72 72
73 73
72 72
B *
S
73
73
C
A B
C
73
73
72
73 73
72
Figura 60. Elastómero presenta descentre (ver diferencia en los círculos).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 61. Se observa que la interferencia en el lado B es mas pronunciada que en el lado A. Corte longitudinal elemento de Descarga.
Fuente: equimavenca (2009)
Análisis de los Resultados: Figura 58: Elastómero sin desgarramiento; presenta desprendiendo del elastómero
del tubo base y interferencia pronunciada del lado B Corte longitudinal elemento de
Succión.
D
D
73
72
73
73
73
72
72
73
A B
Figura 59: (Acercamiento) Elastómero presenta desprendimiento del tubo; en el
lado B (*) se observa que la interferencia es mas pronunciada que en el lado A.
Corte transversal elemento de Succión.
Figura 60: Elastómero presenta descentre (ver diferencia en los círculos).
Figura 61: Se observa que la interferencia en este lado B es más pronunciada que
en el lado A. Corte longitudinal del elemento de Succión.
Análisis de las Figuras 58 hasta 61:
En éstas se muestran los valores de dureza en puntos aleatorios de la muestra
pudiéndose notar que éstos están dentro del rango de aceptación (68 shore A <78
shore A). Exceptuando los óvalos marcados, donde los valores de esta propiedad
sobrepasan los rangos aceptación del fabricante evidenciándose la presencia del
fenómeno de Histéresis, apreciable en las fotografías donde se observa desgarre
y/o ruptura del elastómero endurecido por el efecto de alta temperatura que produce
rigidización y eventual explosión del mismo.
Elastomero:
H. Desprendimiento del elastómero del Metal Base: Mal Pegamento de Fabrica,
ataque químico por contaminantes en el gas de formación en contacto con la
bomba BCP; alto torque.
K.- Defecto de fábrica: descentre del elastómero en el tubo base. Problemas de
inyección relacionados con temperatura y presión. Acoplamiento inadecuado,
provocado generalmente por mal alineamiento.
G.- Desgaste de elastómero: Causas: Condiciones operacionales de la BCP, alta
interferencia por hinchamiento causado por el Co2, alta temperatura operacional por
operación en seco.
POZO 1417
1. Identificación del Equipo y Especificaciones Técnicas
Tabla 18. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 1417).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
POZO
TJ 1417
EQUIPO S/N MODELO TIPO
Estator EQ-0703063 PCM 200TP1800 159
DATOS DE OPERACIÓN
Fecha de Instalación: 15/06/2006
Días de Duración: 1170 APROX
2. Inspección Visual del Estator (Sin Destrucción).
Cuerpo Completo: No presenta deformación axial, se encuentra linealmente
uniforme, las juntas o uniones de los elementos se encuentran en buen estado.
Succión: No presenta desprendimiento, ni desgarramiento del elastómero. La rosca
no presenta daños en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones.
Centro: No presenta daños en el exterior del cuerpo.
Descarga: Presenta desgarre y desprendimiento del elastómero. La rosca presenta
Cross-Over acoplado, se encuentra en buenas condiciones.
Figura 62. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 1417).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 63. Elastómero en el extremo de Descarga, desgarrado y desprendido de la base tubular.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Análisis de las Figuras 62 y 63: Las roscas se encuentran en buen estado. El
elastómero se encuentra desgarrado y desprendido en el extremo de descarga.
Causado posiblemente por los contaminantes presentes en el gas según la
cromatografía corrida en el cabezal de este pozo. Las presiones hidrostáticas
excesivas y/o manejo de sólidos que erosionan la superficie del elastómero,
incrementan las posibilidades de desgarre.
3. Inspección Visual con Buroscopio.
Se observo desgarramiento del elastómero a 8 ft a partir del extremo de descarga.
No se observaron ningún otro tipo de daños aparentes en la superficie del
elastómero en los elementos central y succión.
Figura 64. Desgarre puntual severo del elastómero a 8 ft a partir del extremo de Descarga.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
4. Inspección Dimensional del Estator
Valores Actuales a 27.4 ºC
SUCCIÓN:
D (mm) = 47.10
D+4E (mm) = 99.10
DESCARGA:
D (mm) = 46.10
D+4E (mm) = 99.10
Valores Estándar a 20°C
SUCCIÓN:
48.22 ≤ D (mm) ≤ 48.52
99.81 ≤ D+4E (mm) ≤ 100.11
DESCARGA:
48.22 ≤ D (mm) ≤ 48.52
99.81 ≤ D+4E (mm) ≤ 100.11
Las cotas internas del estator están dentro del rango de aceptación, presentando un
2.04 y 1.73 % de reducción de área en los extremos de Succión y Descarga
respectivamente, debido al hinchamiento.
5. Inspección Visual (Con Destrucción).
Se observó desgarre en el corte longitudinal hecho al elemento de Descarga (a 8 ft a
partir del extremo roscado). En la zona del daño (desgarre) se puede apreciar la
existencia de una porción de elastómero con apariencia diferente a lo que seria un
elastómero desgarrado; en esta zona se pueden observar líneas de flujo del material
formadas posiblemente al momento de la inyección, estas líneas evidencian una
posible diferencia de temperaturas durante el proceso, quedando el elastómero
separado en capas. La contra parte de la sección desgarrada presenta daños
superficiales, que hacen presumir la existencia de este mismo tipo de daño en el
interior del elastómero.
Figura 65. Elastómero desgarrado, se puede apreciar superficie lisa en parte del área de desgarre (Ovalo Verde). Corte longitudinal a 8 ft elemento de Descarga.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 66. Vista del desgarre presente en el elastómero a 8 ft a partir del extremo de Descarga. Se pueden observar la presencia de daños superficiales en la contra parte de la
sección que presenta el desgarre (Sección Izquierda).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 67. Vista longitudinal del Corte realizado a la sección donde existen los daños superficiales en el elastómero (contra parte). Se puede observar una pequeña hendidura en
el elastómero que conforma el lóbulo (Ovalo Verde).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Análisis de las Figuras 64 a la 67:
La dureza fue medida en puntos aleatorios de la muestra pudiéndose notar que
estos están dentro del rango de aceptación (>68 shore A <78 shore A), el valor
registrado fue de 72 Shore A; a temperatura ambiente de 26.2 ºC. Si observamos la
secuencia de fotografías que nos presentan la zona del desgarre del elastómero,
podemos apreciar la existencia de líneas de flujo de material elastomérico debajo de
la superficie, posiblemente enfriado a diferente temperatura a la alcanzada en la
capa superior ó superficie interna del estator. También podemos apreciar la
existencia de una hendidura en el elastómero que conforma el lóbulo de la sección
cortada donde no existe desgarre alguno, sino pequeños daños superficiales,
llamada en todas las fotografías “contra parte”
6. Identificación del modo de falla del elastómero.
Elastómero:
F. Desgarramiento del elastómero: Causa: Material elastomérico dispuesto en dos
capas dentro del cuerpo del lóbulo, con presencia de material elastomérico enfriado
en forma de líneas de flujo que hacen la suerte de cuñas bajo la carga de
compresión ejercida por el rotor.
POZO TJ 1397
1. Identificación del Equipo y Especificaciones Técnicas
Tabla 19. Identificación y Especificaciones Técnicas del Equipo (TJ 1397).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
POZO
TJ1397
EQUIPO S/N MODELO TIPO
Estator 30600306 GER 20.40-2100 159
DATOS DE OPERACIÓN
Fecha de Instalación: 24/04/2006
Días de Duración: 880 APROX
2. Inspección Visual del Estator (Sin Destrucción).
Cuerpo completo: No presenta deformación axial, se encuentra linealmente
uniforme, las juntas o uniones de los elementos se encuentran en buen estado.
Succión: No presenta desprendimiento, ni desgarramiento del elastómero. La rosca
no presenta daños en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones.
Centro: No presenta daños en el exterior del cuerpo.
Descarga: Presenta desgarre y desprendimiento del elastómero. La rosca no
presenta daños en los hilos del perfil, se encuentra en buenas condiciones.
Figura 68. Elastómero en el extremo de Succión, en buenas condiciones (TJ 1397).
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 69. Elastómero en el extremo de Descarga, desgarrado y desprendido de la base tubular.
Fuente: equimavenca (2009)
3. Inspección Dimensional del Estator
Valores Actuales a 30.4 ºC
SUCCIÓN:
D (mm) = 47.15
D+4E (mm) = 99.40
DESCARGA:
D (MM) = 46.10
D+4E (MM) = 99.10
Valores Estándar a 30 ºC
SUCCIÓN:
48.14 ≤ D (mm) ≤ 48.44
99.90 ≤ D+4E (mm) ≤ 100.10
DESCARGA:
48.14 ≤ D (mm) ≤ 48.44
99.90 ≤ D+4E (mm) ≤ 100.10
Las cotas internas del estator están dentro del rango de aceptación, presentando un
1.07 y 2.26 % de reducción de área en los extremos de Succión y Descarga
respectivamente, debido al hinchamiento.
4. Inspección Visual (Con Destrucción).
Se observó el fenómeno de histéresis en el corte longitudinal hecho al elemento de
Descarga (a 1 ft a partir del extremo roscado). Además del endurecimiento del
elastómero se puede apreciar fragilización con desgarre severo (explosión interna
por incremento excesivo de la temperatura) a la altura de la zona afectada por la
histéresis. Este fenómeno se presentó en forma puntual, no se encontraron indicios
de su existencia en el resto de los elementos seccionados.
Figura 70. Desgarre ocasionado por la explosión interna del elastómero (óvalos verdes).
Corte longitudinal elemento de Descarga.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 71. Elastómero desgarrado, superficie endurecida de tono brillante (ovalo verde). Detalle desgarre presente en el corte longitudinal elemento de Descarga.
Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
Figura 72. Explosión interna del elastómero ocasionada por el incremento de la temperatura y formación del fenómeno de Histéresis (Ovalo Verde) .Corte longitudinal elemento de
Descarga. Fuente: EQUIMAVENCA (2009)
5. Análisis de las Figuras 68 hasta 72: En estas se muestran los valores de dureza
en puntos aleatorios de la muestra pudiéndose notar que estos están dentro del
rango de aceptación (68 shore A< <78 shore A). Exceptuando los óvalos marcados,
donde los valores de esta propiedad sobrepasan los rangos aceptación del
fabricante evidenciándose la presencia del fenómeno de Histéresis, apreciable en
las fotografías donde se observa desgarre y/o ruptura del elastómero endurecido por
el efecto de alta temperatura que produce rigidización y eventual explosión del
mismo esto se debe a la operación en seco de la bomba de subsuelo y a la
exposición del elastómero a agentes contaminantes presentes según cromatografia
en el ambiente químico tratado.
6. Identificación del modo de falla del elastómero.
Elastómero:
B. Histéresis: Alta temperatura en el lóbulo por alta interferencia; presión diferencial
excesiva; velocidad de operación y/o temperatura de fondo.
F. Desgarramiento del elastómero: Causa: elastómero endurecido por el efecto de
alta temperatura que produce rigidización causada por el H2S y eventual explosión
del mismo.
4.3 Análisis de las condiciones de operación actual y diseño en los elastómeros
basados en las características del gas presente utilizando la herramienta de
simulación comercial PC PUMP.
Las condiciones operativas son aquellas a las que la bomba fueron sometidas
durante su vida productiva. Para mostrar estos resultados fue necesario utilizar el
programa Centinela RAP y visualizar los registros sónicos realizados para la fecha
que la bomba presentó fallas. Los parámetros operacionales son los siguientes:
Tabla 20. Condiciones operativas de los pozos seleccionados. Fuente: PDVSA (2009)
POZO FECHA RPM TORQUE NIVEL DE FLUÍDO S/CG S/SG
TJ 270 12/09/2007 115 495 1776 399 350
TJ 1397 12/12/2007 80 380 2224 283 70
TJ 1417 27/09/2005 110 189 1938 644 550
Con la información obtenida podemos decir que los parámetros operativos de todas
las BCP estudiadas son normales y/o permisibles para el buen desempeño de la
bomba, conclusión que se emite de acuerdo a los parámetros considerados en el
Capítulo III de ésta investigación.
La revisión en CENTINELA de las características de producción de los pozos dio
como resultado los siguientes datos:
Tabla 21. Características de producción del pozo. Fuente: PDVSA (2008)
POZO API %AYS %GAS
TJ 270 17 6 12
TJ 1397 22 20 75
TJ 1417 19 5 23
La temperatura (°F) de los pozos se obtuvo de las pruebas de presión de fondo y se
muestran a continuación:
Tabla 22. Temperatura de fondo de los pozos.
Fuente: PDVSA (2009)
POZO TEMPERATURA (°F) PARCELA
TJ 270 122 A-190
TJ 1397 119 A-190
TJ 1417 120 A-190
Dentro de las características operativas de los pozos en estudio se analizaron los
siguientes factores que inciden directamente sobre la interferencia, entre los cuales
destacan la temperatura de operación, las características de los fluidos del pozo y la
presión interna en la bomba.
Con los parámetros de subsuelo obtenidos de la toma de niveles, se decidió realizar
sensibilidades con la temperatura en la simulación utilizando el programa PC PUMP.
Donde se observo que se origina una expansión térmica del elastómero y una
expansión menos notable en el rotor metálico, lo cual incide directamente en la
interferencia, y por ende, en la eficiencia de la bomba.
También se realizaron las simulaciones con respecto al modelo composicional de los
fluidos o ambiente químico, con el cual los elastómeros tendrían contacto.
Considerando las fracciones del gas, las cuales se obtuvieron de las cromatografías
realizadas, donde se tiene como resultado, que Incluso en el caso de hacer una
adecuada selección del elastómero, considerando su compatibilidad (o
incompatibilidad) con los fluidos del pozo, esto no significa que no se produzca
Hinchamiento del elastómero por ataque químico, este hinchamiento incrementa la
interferencia de la bomba la cual pudiera llegar a ser excesiva (interferencia menores
al 3% son aceptables). Aunque no es posible corregir el hinchamiento del
elastómero una vez que el mismo tenga lugar, se cuenta con la flexibilidad de utilizar
un rotor de diámetro transversal más reducido (subdimensionados o undersize) y de
esta manera reducir la interferencia.
Con respecto a la presión interna en la bomba, se observa en el simulador como
tiende a comprimir el elastómero deformando las cavidades aumentando el tamaño
de la misma, disminuyendo así la interferencia, este escenario se obtuvo realizando
las sensibilidades con La viscosidad, la misma está asociada realmente con el
escurrimiento, ambas son inversamente proporcionales. Para fluidos muy viscosos
se pueden utilizar menores interferencias.
4.4 Proposición de los elementos constitutivos del elastómero resistente a los
gases ácidos que conlleve a minimizar la ocurrencia de las fallas en el mismo.
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).
Los Elastómeros deben presentar resistencia química para manejar los fluidos
producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la
abrasión, Para el uso de elastómeros en presencia de gases acido o contaminantes,
la base de los elastómeros deben ser nitrílica (convencionales), Hidrogenación
Catalítica (Elastómeros Hidrogenados) o Fluoelastómeros.
Cada elastómero tiene diferentes capacidades (solubilidad), para aceptar la
migración de ciertos fluidos, esto depende de los elementos o composición química
de la matriz del elastómero, las bases Hidrogenadas o Fluoelastómeros. Permiten
manejar la mayor parte de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo y
agua.
Las propiedades físico químicas del crudo y el gas son de gran importancia para
determinar la concentración de aquellos componentes que atacan los elastómeros,
en el líquido son los aromáticos y asfáltenos y en el gas el CO2 y el H2S.
A continuación se proponen los elementos de algunos elastómeros que pueden ser
utilizados en pozos donde se observe impurezas en el gas de formación,
Cuando se está en presencia de rangos de temperatura de operación fuera de
especificaciones, se debe tener en la base del elastómero: Co-polímero butadieno-
acrilonitrilo con 45% de Nitrilo (es un caucho). Como estándar para la solidez y
resistencia química de los elastómeros.
Para obtener una mayor resistencia al H2S y a mayor temperatura que la del caucho
así como resistencia a la abrasión se propone que los componentes del elastómero
contengan butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho).
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.
Existen nuevos desarrollos, aun en fase de prueba, para aplicaciones con alta
temperatura (pozos inyectados con vapor de agua), crudos muy livianos y la
presencia de aromáticos y contaminantes en el fluido y el gas.
CONCLUSIONES
Las características del gas de formación presentan impurezas según las
cromatografías tomadas a los pozos, lo cual afecta las condiciones mecánicas de los
elastómeros ( Resistencia a la fatiga; Elasticidad; Dureza shore; Resistencia al
desgarramiento; Resistencia a la abrasión; Resiliencia; Permeabilidad )
Se realizaron tres tipos de inspección a los elastómeros de las bombas BCP,
de los pozos seleccionados que comprenden: la visual, la dimensional y ensayo
destructivo
El elastómero de la bomba, del pozo TJ 270 presentó desprendimiento del
Metal Base al ataque químico originado por la presencia de H2S, lo cual afectó la
fragilidad de la matriz elastomerica. contibuyendo el alto torque por la tasa de
hinchamiento a la ruptura temprana.
El elastómero de la bomba, del pozo TJ 1417 se visualizó desgarramiento del
mismo, causado por tener material elastomérico dispuesto en dos capas dentro del
cuerpo del lóbulo con presencia de éste mismo material enfriado en forma de líneas
de flujo, que hacen las veces de cuñas bajo la carga de compresión ejercida por el
rotor. Por esta razón no se pudo evaluar el efecto de los gases ácidos sobre la
matriz del elastómero.
El elastómero de la bomba, del pozo TJ 1397 se observó alta interferencia
que origina el hinchamiento al entrar en contacto con el CO2, esto causó una
presión diferencial excesiva lo cual aumento el torque en la bomba y ocasiono el
desprendimiento del mismo.
En los ensayos de laboratorio realizados por la empresa EQUIMAVENCA se
observo que el H2S afecto directamente la fragilidad y rigidizacion de los elastómero
mientras que el CO2 afecto directamente el hinchamiento y la vulcanizacion de los
elastómero.
RECOMENDACIONES
Realizar una prueba elastomérica con las nuevas características del fluido para
determinar los componentes y los porcentajes de los mismos, y asi obtener una
formula elastomerica con mayor resistencia a los gases ácidos y a los
aromáticos.
Evaluar la calidad en la fabricación de las bombas de cavidad progresiva, ya que
se observó defecto de fábrica en los resultados del ensayo destructivo.
En caso de tener hinchamiento del elastómero y que este sea de una magnitud
que afecte las propiedades mecánicas del material, podría ser compensado con
rotores de menor diámetro (subdimensionados),
Para obtener buena resistencia térmica, se debe tener en la la composición del
elastómero para cumplir con las condiciones de fondo 60 % de
fluoroeslastomero.
Cuando se esta en presencia de fluidos que contienen hasta 6% de H2S se debe
tener en en la composicion del elastomero 45% de nitrilo hidrogenado.
Cuando se esta en presencia de fluidos que contienen hasta 28 % CO2 se deben
utilzar eleastomeros que contengan en su configracion quimica fuorocarbono
butadieno.
Antes de seleccionar algun tipo de elastomero, es de suma importancia contar
con todos los datos necesarios para ello y los mismos deben de ser del todo
confiables a fin de garantizar la selección adecuada, en este punto hay que
destacar que no existe una solución (o seleccion única) y que la misma depende
de diversos factores y caracteristicas del fluido a tratar.
