Bombas De Cavidad ProgresivaUna BCP consiste en una maquina rotativa de desplazamiento positivo, compuesta por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastomero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles.

Equipos De superficie

Cabezal Giratorio: Sostiene la sarta de cabillas y la hace rotar. Motor: Acciona el cabezal giratorio a través de poleas y cadenas. Barra Pulida y Grapa: Esta conectada a la sarta de cabillas y soportada

del cabezal giratorio mediante una grapa. Prensa Estopa: Sella espacios entre la barra pulida y la tubería de

producción.

Equipo De Subsuelo

Tubería De Producción: Comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la linea de flujo.

Sarta De Cabillas: Conjunto de cabillas unidas entre si introducidas en el pozo.

Estator: Hélice doble interna, fabricada con un elastomero sintético adherido dento de un tubo de acero.

Rotor: Consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada y tornada a precisión.

Elastomero: Es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo de acero el cual forma el estator.

Diseño

Consiste en un engranaje helicoidal enroscado extremo simple (rotor), el cual rota excentricamente dentro de un engranaje helicoidal enroscado interno doble (estator).

Funcionamiento

Un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a través de distintos engranajes, esta sarta de cabillas hacen girar al rotor, formando cavidades progresivas ascendentes. El crudo se desplaza hasta la superficie por efecto del rotor que gira dentro del estator fijo.

Ventajas

Altas eficiencias volumétricas. Produce fluidos mas viscosos. Capacidad de bombear arena y gas libre. Buena resistencia a la abrasión. Utilizacion de motores mas pequeños y por ende menores costos de

levantamiento. Relativamente silenciosa.

Menor costo de capital comparado con otros métodos de levantamiento artificial.

Ocupa poco espacio en la superficie.

Desventajas

El elastomero se incha o deteriora en exposición a ciertos fluidos. El estator tiende a dañarse si la bomba trabaja al vació. La temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastomero. No opera con eficiencia a grandes extensiones de cabillas necesarias. No se emplea en crudo livianos.

Se sugiere utilizar las BCP con crudos entre 8 y 21 grados API y con bajó contenido de aromáticos.

Aplicaciones

Explotacion del petróleo pesado o liviano. Pozos Derivados. Explotacion de pozos de gas.

Conclusión

Aunque el sistema de bombeo puede parecer complejo, el principio de funcionamiento de la BCP es sencillo, los componentes primordiales son el rotor y el estator.

El desarrollo de las BCP en los últimos años ha estado dirigido principalmente a la investigación de los materiales de fabricaciòn de las bombas. En este sentido han desarrollado una amplia gama de elastomeros. También se han hecho progresos en el área de automizacion de sistemas.

Información tomada de: Peñalosa Ordoñez, Lourdes, "Estudio De Optimizacion De Sistemas Por Bombas De Cavidad Progresivas Aplicado Al Campo Mene Grande", Trabajo Especial De Grado presentado ante la ilustre Universidad Central de Venezuela, Caracas, 1999.

http://ingenieria-de-petroleo.blogspot.com/2009/01/bombas-de-cavidad-progresiva.html

Una BCP consiste en una bomba de desplazamiento positivo engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son un rotor metálico y un estator cuyo material es elastómero generalmente. El crudo es desplazado en forma continua entre los filamentos de tornillo del rotor y desplazado axialmente mientras que el tornillo rota.

Las bombas de cavidad progresivas están integradas por dos secciones de equipos: Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo, a continuación se describen brevemente ambos tipos.

Equipos de Subsuelo:

a) Tubería de producción: es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo.

b) Sarta de cabillas: es un conjunto de cabillas unidas entre sí que se introducen en el pozo y forman parte integral de un sistema de bombeo de cavidad progresiva.

c) La Bomba de Cavidad Progresiva (BCP) en sí, la cual fue descrita anteriormente.

d) Estator: usualmente está conectado a la tubería, es una hélice doble interna, moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está adherido dentro de un tubo de acero En el estator se encuentra una barra horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es el punto de partida para el espaciamiento del mismo.

e) Elastómero: es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo de acero el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser elongado varias veces su longitud original, y tiene la capacidad de recobrar rápidamente sus dimensiones, una vez que la fuerza es removida. Por lo general los elastómeros más usados están dentro de los siguientes: gomas e nitrilo, gomas de nitrilo hidrogenado y elastómeros hidrocarbonados.

f) Rotor: suspendido y girado por las cabillas, es la única pieza que se mueve en la bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada, tornada a precisión hecha de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del estator, creando cavidades que progresan en forma ascendente.

g) Centralizador: puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor uso en especial para proteger las partes del sistema. El tipo de centralizadores es el “no soldado”. Empleado en la tubería con el propósito de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro del revestidor.

h) Buje: esta colocado en la punta del estator, con el propósito de ayudar en el posicionamiento del rotor durante la instalación de la bomba.

i) Ancla o separador de gas: opcional, debido a que se toma en cuenta cuando el gas llega a afectar la eficiencia volumétrica de la bomba.

j) Ancla de tubería: solo se utiliza para evitar que durante las operaciones, la tubería se desenrosque.

Equipos de Superficie:

a) Cabezal giratorio: tiene como función principal aguantar el peso de la sarta de cabillas y rotar la misma, esta ajustado a una caja de velocidad variable con su respectiva caja de engranajes.

b) Motor: se encarga de accionar el cabezal giratorio a través de un conjunto de poleas y

cadenas. Este puede ser eléctrico, de combustión interna hidráulicos.

c) Prensa estopa: tiene como función principal sellar el espacio entre la barra pulida y la tubería de producción, evitando con ello la filtración y comunicación del área donde esta ubicado el pozo. El diámetro interno de la prensa estopa varía dependiendo de la barra pulida

d) Barra pulida y su grapa: es un tubo sólido de acero inoxidable, se conecta a la sarta de cabillas y es soportada en la parte superior del cabezal giratorio mediante la instalación de una grapa. Las principales ventajas que proporciona este método de levantamiento artificial es que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y que posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. Con respecto a las desventajas que ofrece este sistema esta el hecho de que el elastómero se puede llegar a deteriorar debido a agentes contaminantes en el crudo y que no puede ser utilizada a grandes profundidades por dos razones principales: sería necesario el uso grandes extensiones de cabillas y las altas temperaturas también pueden dañar el elastómero.

http://yacimientos-de-gas.blogspot.com/2009/01/bombeo-de-cavidad-progresiva.html

Este sistema de bombeo radica su importancia en la industria petrolera en el manejo de crudos pesados es decir con una alta viscosidad. Es en 1979 cuando operadores de yacimientos altamente viscosos y con un alto contenido de arenas, ubicados en Canadá realizan las primeras experiencias con PCP y a partir de este momento empezaron a implementarse en la industria con gran rapidez al igual que se comenzó a desarrollar avances en mejoras de los materiales que conforman la bomba de cavidad progresiva.

Principio y funcionamiento:

El estator y el rotor no son concéntricos y el movimiento del rotor es combinado uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional en dirección opuesta alrededor del eje del estator. La geometría del conjunto es tal que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre si. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga por succión. De manera que se tiene un desplazamiento positivo en cavidades progresivas.

Actualmente el sistema de bombeo por cavidad progresiva es aplicado para:Producción de petróleos pesados y bitumines menores a los 18APIProducción de crudos medios y livianos con limitaciones por el contenido de H2S.Producción de crudos con altos contenidos de agua y altas producciones brutas en recuperación secundaria.Con respecto a los demás sistemas de bombeo, este presenta una alta eficiencia comúnmente entre el 50% y 60 %, lo que lo hace muy ventajoso sin embargo también presenta una serie de desventajas que se muestran en el siguiente cuadro

Ventajas y desventajas de B.C.P

Ventajas

1. habilidades para producir fluidos altamente viscosos y con altos contenidos de arenas.

2. tolera altos contenidos de gas libre.3. Ausencia de válvulas evitando el bloqueo o desgaste de partes móviles.4. bajos costos de inversión inicial.5. bajos costos de energía.6. bajo mantenimiento 7. simple instalación y operación 8. equipos en superficie pequeños 9. baja emisión de ruido

Desventajas

1. capacidad de desplazamiento real de hasta 2000 Bls/día.2. Capacidad de elevación real de hasta 6000 pies.3. Resistencia máxima hasta temperaturas de 350 ºF4. Opera con bajas capacidades volumétricas.5. Los fluidos pueden dañar los elastómeros por ser altamente sensible.6. Desgaste por contacto entre la tubería de bombeo y la de producción 7. Poca experiencia en el diseño, instalación y operación del sistema.

Separador de Gas o Ancla de Gas

Son métodos de producción que basan su funcionamiento en la separación de fluidos al considerar las densidades de las fases presentes en la producción de petróleo, donde se promueve una variación en el flujo vertical, donde la fase menos densa tiende a ascender más rápidamente por donde se presenta el mayor diferencial de presión, que será generalmente por el espacio anular de la tubería y la fase más densa, tal como lo es el petróleo, ascenderá por dentro de la tubería de producción.

Consiste en un tubo ranurado o perforado, colocado en la zapata de anclaje y se utiliza para mejorar la separación de gas antes de la entrada del fluido de la bomba, lo cual origina una menor eficiencia volumétrica de la bomba. Existen varios tipos de ancla; como son: Natural, Niple perforado, Copa, Multicopa. etc.

Anclas de gas tipo niple perforado Este es un método que tiene la finalidad de separar inicialmente el gas en la tubería de producción, donde se realizan aberturas o perforaciones en las paredes de la misma con longitudes que varían entre 2 y 4 pulgadas con diámetros pequeños cercanos a 0,5 pulgadas, luego, el gas por ser menos denso que el petróleo se desplazará entre la tubería de producción y el revestidor y el petróleo será succionado por la bomba de subsuelo hasta la superficie.

PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Curva de afluencia para el Sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva BCP:

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 Indice de Productividad (IP) y matemáticamente se expresa de la siguiente manera.

IP = ___Q___ Ps – Pwf

Donde: IP = Indice 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.

Indice de Productividad constante.

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.

IP = 1/pendiente = Tang o = Q / draw-down

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 Indice de Productividad variable y llamó la relación entre la caída en la presión de fondo y la tasa de flujo como Inflow Performance Relationship (Indice de comportamiento de Afluencia) conocida en forma abreviada como IPR. Muskat presentó modelos teóricos mostrando que para dos fases (líquido y n gas), laIPR es curva y no una línea recta, tal y como se observa en la figura siguiente.

Indice de productividad variable.

La curva de IPR varia 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.

IPR compuesta para yacimientos subsaturados.

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:

IP = Q / ( Ps – Pwf)

Qb = IP x (Ps – Pb)

El Qmax se calcularía así:

Qmax = (IP x PB)+ Qb 1.8

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:

Q = IP x (Ps – Pwf)

Para Pwf menor a PB:

Q = Qb + (Qmax – Qb) x (1 - 0.2x(Pwf/Pb) – 0.8x(Pwf/Pb)2)