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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAUNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
DISEÑO Y OPTIMIZACION DE UN SISTEMA DELEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO
HIDRÁULICO
TRABAJO DE ASCENSO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD DELZULIA PARA OPTAR A LA CATEGORÍA DE PROFESOR TITULAR EN LA
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
PRESENTADO POR:
ING. RICHARD MÁRQUEZ, Ph.D
MARACAIBO, MAYO 2010
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[ RESUMEN
Márquez, Richard: Diseñoy Optimización de un Sistema de Levantamiento ArtificialporBombeo Hidráulico. Trabajo de Ascenso para optar a la categoría de Profesor Titular. LaUniversidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, Maracaibo, Estado Zulia, Venezuela. 2010.
Generalmente, un pozo petrolero tiene suficiente energía almacenadaen forma de presiónpara llevar los fluidos, aportados por el yacimiento en el fondo del pozo, hasta lasuperficie. Sin embargo, esta energía natural declina continuamente con el tiempo comoproducto del desplazamiento de masadesde el medio poroso. En consecuencia, en algúnmomento de la vida productiva del pozo, se hará necesario el uso de una fuente deenergía alterna para mantener la producción y evitar su cierre. Una forma tradicional detransferir energía en forma de presión a los fluidos producidos por un pozo consisteen eluso de un método de levantamiento artificial cuyo principio se basa en el uso de unabomba o en la inyección continua e intermitente de gas en el fondo del pozo. Entre lossistemas de levantamiento por bombeo más comunes, se tiene: Bombeo Mecánico;Bombeo Electrosumergible; Bombeo por Cavidades Progresivas; Bombeo Hidráulico.Cada uno de estos tipos de bombeo posee cualidades propias que le caracterizan y surango de aplicabilidad se encuentra dentro de un área particular que le permitediferenciarse uno del otro. En Venezuela, la aplicación de estos métodos de bombeo hasido considerada a lo largo y ancho del país. Sin embargo, la experiencia acumuladay laliteratura asociada a los mismos se encuentra disgregada y algunas veces limitada aciertas compañías de servicio, siendo este el caso del método de bombeo hidráulico. Porlo tanto, resulta de sumo interés, desde el punto de vista técnico y académico, estableceruna metodología de diseño y optimización como la presentada en este trabajo para unsistema de levantamiento artificial de bombeo hidráulico, acorde con la aplicada encampo.
Palabras Claves: Levantamiento Artificial; Bomba; Hidráulico
Márquez, Richard. C.I. 8.504.433. richard_marquez(a),hotmail.com. Teléfono: (0414)613-7946
m
AGRADECIMIENTO
Deseo agradecer a Dios primeramente, por estar siempre presente en cada una de
los proyectos desarrollados y alcanzados a lo largo de mi existencia. Así mismo, ofrezco
el esfuerzo de este trabajo a mi querida familia, fuente de inspiración y estimulo para
seguir adelante en esta vida.
El autor también desea agradecer al comité académico, integrado por los
Profesores Orlando Zambrano, Dickson Toyo y Ricardo Maggiolo, por sus importantes
comentarios y sugerencias para el desarrollo de este trabajo.
Quiero agradecer la valiosa oportunidad que siempre me ha brindado nuestra
ilustre Universidad del Zulia LUZ, desde que me inicie en ella como Becario Académico.
Hoy, después de quince años, estoy a un paso de alcanzar el mas alto escalafón, razón por
la cual me siento sumamente orgulloso y comprometido en llevar siempre en alto tan
distinguido honor.
IV
TABLA DE CONTENIDO
Pág,RESUMEN iü
AGRADECIMIENTO v
TABLA DE CONTENIDO vi
LISTA DE TABLAS xii
LISTA DE FIGURAS xiii
CAPITULO I: INTRODUCCIÓN 1
CAPITULO II: MÉTODOSDE PRODUCCIÓN 4
2.1 Métodos de Levantamiento Artificial 4
2.1.1 Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico 4
2.1.2 Levantamiento Artificial por Inyección Continua e Intermitente de
Gas 5
2.1.3 Levantamiento Artificial por Bombeo Electrosumergible 10
2.1.4 Levantamiento Artificial por Bombeo de Cavidades Progresiva.. 13
2.2 Selección del Método de Producción 16
CAPITULO IH: INTRODUCCIÓN AL MÉTODO DE BOMBEO HIDRÁULICO 20
3.1 Principio de Aplicación 20
3.2 Ventajas/Desventajas del Método 22
3.2.1 Bombas Reciprocantes y Jet 22
Pág.3.2.2 Bombas Neumáticas Tipo Jet 23
CAPITULO IV: DESCRIPCIÓN GENERAL 25
4.1 Equipo de Superficie 25
4.1.1 Sistema de Fluido Motriz 27
4.1.2 Bombas de Superficie 36
4.1.3 Múltiple de Inyección 38
4.1.4 Válvulas de Control 39
4.1.5 Lubricador 40
4.1.6 Tubería de Alta Presión 41
4.1.7 Cabezal de Boca de Pozo 41
4.2 Equipo de Subsuelo 43
4.2.1 Disposición de la Tubería , 43
4.2.2 Bombas Reciprocantes 53
4.2.3 Bombas Jet 62
4.2.4 Bombas Neumáticas Tipo Jet 79
CAPITULO V: DISEÑO DE INSTALACIONES 88
5.1 Información Básica Requerida 88
5.2 Cálculos Preliminares 90
5.3 Bombas Reciprocantes 98
vi
Pag.
5.3.1 Procedimiento de Diseño 98
5.4 Bombas Tipo Jet 104
5.4.1 Procedimiento de Diseño 109
5.5 Bombas Neumáticas Tipo Jet 115
5.5.1 Procedimiento de Diseño 115
5.6 Factores a Considerar en el Diseño 126
CAPITULO VI: ANÁLISIS DE FALLAS EN SISTEMAS DE BOMBEO
HIDRÁULICO 128
6.1 Guía de Diagnóstico en BombasTipo Reciprocante 130
6.2 Guía de Diagnóstico en BombasTipo Jet 132
6.3 Sistemas de Levantamiento Artificial: Ventajas y Desventajas 134
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 141
Conclusiones 141
Recomendaciones 142
NOMENCLATURA 143
REFERENCIAS 147
Vil
LISTA DE TABLAS
Pág,Tabla 4.1. Bomba KOBE Tipo A. Motor Simple, Bomba Simple 59
Tabla 4.2. Bomba KOBE Tipo A. Motor Simple, Bomba Doble 60
Tabla 4.3. Bomba KOBE Tipo B. Motor Simple, Bomba Simple 60
Tabla 4.4. Bomba KOBE Tipo B. Motor Simple, Bomba Doble 61
Tabla 4.5. Bomba KOBE Tipo D. Motor Doble, Bomba Simple 61
Tabla 4.6. Bomba KOBE Tipo D. Motor Doble, Bomba Doble 61
Tabla 4.7. Bomba KOBE Tipo E. Motor Simple, Bomba Simple 62
Tabla 4.8. TamañosDisponibles por Fabricantesde Gargantas y Boquillas 68
Tabla 4.9. Relación de Área Anular Boquilla/Garganta. Fabricante KOBE 69
Tabla 4.10. Relación de Área Anular Boquilla/Garganta. Fabricante OILMASTER 70
Tabla 4.11. Relación de Área Anular Boquilla/Garganta. Fabricante GUIBERSON 71
Tabla 4.12. Acelerador de Producción. Combinaciones Posibles Boquilla-Garganta 81
Tabla 5.1. Valores de la Constante B, como una Función del Diámetro de la Tubería ..102
Tabla 5.2. Valores de Coeficientes de Fricción 107
Tabla 6.1. Diagnóstico de ProblemasOperacionales (BombasReciprocantes) 130
Tabla 6.2. Diagnóstico de Problemas Operacionales (Bombas Jet) 132
Tabla 6.3. Consideraciones Generales y de Diseño 134
Tabla 6.4. Consideraciones Normales de Operación 136
vin
Pág.
Tabla 6.5. Consideraciones Especiales de Operación 138
IX
LISTA DE FIGURAS
Pág.Figura 2.1. Instalación Típica de un Método de Bombeo Mecánico 5
Figura 2.2. Instalación Típica de un Método de Levantamiento Artificial por Inyección
Continua de Gas 6
Figura 2.3. Instalación Típica de un Método de Levantamiento Artificial por Inyección
Intermitente de Gas 9
Figura 2.4. Instalación Típica de un Método de Levantamiento Artificial por Bombeo
Electrosumergible 11
Figura 2.5. Impulso y Difusor: Elementos que Conforman una Etapa de un Equipo BES12
Figura 2.6. Instalación Típica de un Método de Bombeo por Cavidades Progresivas 14
Figura 2.7. Mapa de Profundidad vs. Producción, presentado por Lea & Nickens (1997)
para la Selección Adecuada de un Método de Levantamiento Artificial 18
Figura 4.1. Equipo de Superficie de un Sistema de Bombeo Hidráulico 25
Figura 4.2. Planta In Situ o Modulo Portátiles 26
Figura 4.3. Sistema de Fluido Motriz Cerrado FMC en Superficie 28
Figura 4.4. Completación del Pozo en un Sistema FMC 30
Figura 4.5. Sistema de Fluido Motriz Abierto FMA 31
Figura 4.6. Completación del Pozo en un Sistema FMA 33
Figura 4.7. Bombas Triples 36
Figura 4.8. Modulo de Control del Fluido Motriz 38
x
Pág,
Figura 4.9. Válvulas de Control 39
Figura 4.10. Lubricador de Alta Presión 40
Figura 4.11. Válvula de Control de Cabezal de Boca de Pozo 42
Figura 4.12. Sistema de Tubería Libre Paralelo. La Bomba es Desasentada por medio de
la Tubería de Producción 45
Figura 4.13. Sistema de Tubería Libre Paralelo. La Bomba es Desasentada por el Fluido
Motriz de Retorno 45
Figura 4.14. Sistema de Tubería Revestidor Libre 46
Figura 4.15. Sistema de Tubería Tipo Fijo Insertable 48
Figura 4.16. Sistema de Tubería Revestidor Fijo 49
Figura 4.17. Arreglo de Tubería de Circulación Inversa 51
Figura 4.18. Bombas en Paralelo o"Tándem" 52
Figura 4.19. Bomba Completa KOBE Tipo A 54
Figura 4.20. Bombas KOBE Tipo A. Carrera Descendente del Extremo Motor 55
Figura 4.21. Bombas KOBE Tipo A. Carrera Ascendente del Extremo Motor 56
Figura 4.22. Bombas KOBE Tipo A Extremo Bomba 56
Figura 4.23. Pérdidas por Fricción en Bombas Hidráulicas Tipo Pistón 58
Figura 4.24. Esquema de una Bomba Jet 63
Figura 4.25. Cambios en el Perfil de Presión yVelocidad que Ocurre en una Bomba Jet64
XI
Pág,Figura 4.26. Efectos de la Cavitación en Bombas Jet 65
Figura 4.27. Efectos de la Cavitación en Bmbas Jet 72
Figura 4.28. Curva de Comportamiento de las Bombas Tipo Jet 74
Figura 4.29. Efecto del Cambio de laRelación Área Adimensional enBombas Tipo Jet75
Figura 4.30. Instalación Hidráulica Tipo Jet con una Válvula de Seguridad 80
Figura 4.31. Acelerador de Producción Instalado en un Mandril Operador y una Manga81
Figura 4.32. Instalación Combinada: LAG-Bomba Tipo Jet Gas-Liquido 82
Figura 4.33. Componentes Básicos del Acelerador de Producción 83
Figura 5.1. Curva Típica de Oferta IPR 91
Figura 5.2. Curva Típica de Demanda OPR 93
Figura 5.3. Nivel Dinámico 94
Figura 5.4. Eficiencia Volumétrica de las Bombas Reciprocantes 99
Figura 5.5. Curva de Comportamiento de Producción 117
Figura 5.6. Curva de Optimización del Gas de Inyección 117
Figura 5.7. Tasa deFlujo Óptima a Obtener Mediante un Sistema deLAG 118
Figura 5.8. Curva de Optimización de una Bomba Hidráulica Tipo Jet 125
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pt CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
[Los sistemas de levantamiento artificial por bombeo hidráulico representan otro
f
•» método disponible para transmitir energía a los fluidos producidos en el fondo del pozo.
F Este método puede hacer uso de una bomba tipo pistón ojet, la cual se encuentra ubicada
en el fondo del pozo y es accionada por un fluido dé potencia o motriz suministrado
™ desde la superficie a alta presión. Este método de levantamiento artificial se basa en el
F principio de Pascal, el cual establece que "cualquier cambio de presión aplicado a un
fluido se transmite sin alteración a través de todo el fluido".r
Las bombas del tipo pistón o reciprocante consisten de un mecanismo formado
por un conjunto de pistones acoplados de tal manera que uno maneja el fluido de potencia
y el otro bombea los fluidos aportados por el pozo a la superficie. Otro tipo de bombeo
hidráulico lo representa la bomba jet, presente en el mercado petrolero desde 1970 y cuya
popularidad permanece debido a su simplicidad, mínimo uso departes móviles y pequeño
r tamaño. Su principio básico consiste enconvertir el fluido depotencia presurizado (abaja
velocidad) en un chorro "jet" a alta velocidad y el cual se mezcla directamente con losm
• fluidos producidos del pozo.
L La versatilidad de este sistema de levantamiento artificial ha sido comprobada
pn ampliamente a nivel mundial, en pozos verticales odesviados con profundidades desde
1000 hasta 18000 pies y tasas de flujo que pueden variar entre 100 y 10000 BD. Lar
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flexibilidad del método permite que el sistema se adapte fácilmente a equipos
automatizados de control en superficie. Al fluido de potencia se le puede agregar
químicos para el control de corrosión, parafinas y emulsiones, así como también puede
servir como un efectivo diluente para reducir la viscosidad de los fluidos producidos,
entre otros.
La importancia de este trabajo radica en el hecho que la experiencia acumulada y
la literatura asociada al método de levantamiento artificial de bombeo hidráulico,
reciprocante o jet, se encuentra recopilada en este material. Constituyendo un importante
punto de partida para proponer una metodología de diseño y optimización, acorde a la
experiencia acumuludad en el campo. Este trabajo ha sido estructurado en cinco
Capítulos, de la siguiente manera: En el Capitulo I, se realiza una breve introducción
sobre el método de bombeo hidráulico. El Capítulo II presenta una breve descripción de
cada uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizados a nivel mundial,
listados en orden de importancia, con la finalidad de analizar las ventajas y limitaciones
de cada uno de éstos y compararlos con el método de bombeo hidráulico. Esto permitiría,
sobre la base de las características del yacimiento, geometría del pozo y las facilidades
disponibles en superficie, tomar la decisión de instalar o no alguno de estos sistemas de
levantamiento artificial. El Capitulo ITÍ presenta las ventajas y/o desventajas de utilizar
un sistema de bombeo hidráulico, en cualquiera de sus modalidades, además de detallar
el principio de aplicación sobre el cual se basa este método de bombeo. La descripción en
detalle de los componentes de superficie y subsuelo que conforman el sistema de
levantamiento por bombeo hidráulico son analizados y/o discutidos en el Capitulo rv.
Los procedimientos de diseño y selección del equipo de bombeo hidráulico son
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presentados de manera clara, precisa y en detalle en Capitulo V. Finalmente, en el
Capitulo VI se dispone en una forma tabulada de una metodología de diagnóstico de los
principales problemas operacionales que podrían ocurrir en instalaciones de bombeo
hidráulico tipo reciprocante y jet, además de tablas comparativas de diseño y operación
de éste método de bombeo y otros métodos de levantamiento artificial de común uso en
la industria petrolera mundial.
[
CAPITULO n
MÉTODOS DE PRODUCCIÓN
2.1 Métodos de Levantamiento Artificial
2.1.1 Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico
El equipo de bombeo mecánico convencional BMC, esta constituido por una
bomba de desplazamiento positivo, la cual es accionada desde la superficie mediante una
sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico y/o de combustión interna, el
cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranaje y correas. El
movimiento rotatorio se convierte en movimiento reciprocante en la unidad de superficie.
La Fig. 2.1 muestra una unidad de bombeo mecánico del tipo convencional.
El método de levantamiento artificial por bombeo mecánico tiene su mayor
aplicación en pozos de crudos pesados y/o extrapesados, aunque también son utilizados
en la producción de crudos medianos y livianos. Esta constituido por el equipo de
superficie, compuesto básicamente por la unidad de balancín, y el equipo de subsuelo,
formado por la bomba, las cabillas, la tubería de producción y los accesorios como ancla
de gas y de tensión. Entre las principales ventajas que ofrece este método de bombeo, se
encuentran:
•S El sistema es eficiente, simple y fácil de operar.
•S Su diseño es poco complejo.
S Las unidades en desuso pueden ser instaladas en otros pozos.
[
•S Puede utilizargas o electricidad como fuente de energía.
Entre las desventajas, se tiene:
•/ Limitado por profundidad.
S El equipo es pesado y voluminoso.
S Presenta problemas de fricción en pozos desviados y la bomba es altamente
sensible a la producción de sólidos.
Figura 2.1. Instalación Típica deunMétodo porBombeo Mecánico.
2.1.2 Levantamiento Artificial por Inyección Continua e Intermitente de Gas
El Levantamiento Artificial por Gas LAG, es un método de producción que
utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas inyectado
tiene como propósito disminuir la densidad de los fluidos producidos, reduciendo su
peso, por lo que la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos
desde el fondo hasta la superficie. Básicamente, existen dos tipos de levantamiento por
inyección de gas: Continuo e Intermitente. En el caso de flujo intermitente, se han
desarrollado algunas derivaciones como: Pistón Viajero (Plunger Lift), Cámara de
Acumulación (Chamber Lift), Pig Lift, entre otros. En el método de LAG continuo, la
inyección del gas se realiza a través de válvulas espaciadas a lo largo de la tubería de
producción, las cuales permiten desplazar la columna de fluidos, hasta que finalmente el
gas es inyectado por una única válvula denominada "operadora". Tanto la profundidad de
las válvulas, así como el volumen de gas a ser inyectado dependerá de las características
propias de cada pozo. La Fig. 2.2 muestra una instalación típica de un método de
levantamiento artificial por inyección continua de gas.
linea de Flujo
^g +-Linea de Gas
de Inyección
Válvulas de LAS
Mandril Operador
Figura 2.2.Instalación Típica de un Método deLevantamiento Artificial por Inyección Continua de Gas.
r
El sistema de levantamiento esta constituido por el equipo de superficie y de
subsuelo. El equipo de superficie lo compone la planta compresora, la red de distribución
de gas a alta presión, los equipos de medición y control, la red de recolección, entreotros.
El equipo de subsuelo esta formado por los mandriles y las válvulas de LAG. Entre las
ventajas que presentauna instalaciónde LAG continuo, se tiene:
S Sencillo equipo de subsuelo.
S Bajo costo de mantenimiento y operación.
•S Maximiza el uso del gas disponible en el yacimiento.
•/ Maneja grandes volúmenes de producción fácilmente (alto IP ).
S Maneja presencia de agua y sedimentos.
V Puede aplicarsea pozos con relativamentealta RGL.
S Las válvulas pueden recuperarse mediante trabajos menores con guaya.
•S La tasa de producción puede ser controlada en superficie.
S No es afectado por el grado de desviación del pozo.
Entre las desventajas:
V Se debe disponer de una fuente confiablede gas.
S Requiere de relativa a moderada presión de yacimiento.
V La eficiencia de levantamiento depende de la presión del gas disponible en el
sistema.
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•/ Amplios espaciamiento de pozos podrían limitar el uso de una única fuente de gas
a alta presión.
•S Presencia de agentes corrosivos en el gas de levantamiento podrían incrementar
los costos de mantenimiento.
S No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo
muy largas y de pequeño diámetro.
S El gas de inyección debe ser tratado.
•S No es aplicable en pozos de crudo viscoso y /o parafinoso.
S Aplicable a pozos de hasta 10000pies de profundidad.
En el caso de flujo intermitente convencional, el método se basa en inyectar gas a
alta presióna la tubería por un periodode tiempo corto y de una forma instantánea, con el
propósito de desplazar hasta superficie la columna o tapón de fluido que aporte la arena
por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón, la inyección de gas
cesa por un tiempo, lo que permitirá que se acumule un nuevo tapón o columna de
líquido por encima del punto de inyección y así repetir el ciclo. La Fig. 2.3 muestrauna
instalación típica de un sistema de LAG intermitente.
Las diferencias fundamentales entre el método LAG por inyección continua e
intermitente, pueden resumirse como: En el continuo, se aprovecha la energía del gas de
formación mientras que en el flujo intermitente esta energía se pierde; En el continuo se
gasifica la columna de liquido para mantener el pozo en producción con la energía
existente en el yacimiento mientras que en el intermitente se desplaza el tapón con la
-
energía del gas comprimido y la energía del yacimiento se encarga de aportar eltapón de
liquido al pozo.
•« Línea de Rujo CLínea de Gas _^_de Inyección
Mandril Operador
Figura 2.3. Instalación Típica de un Método de Levantamiento Artificial por Inyección Intermitente de Gas.
Entre lasventajas de utilizar LAG intermitente, se tiene:
•S Eficiente para bajas tasas de producción.
V Puede obtenerse menorpresiónde fondo que en flujo continuo.
•S Las válvulas son recuperables mediante operaciones con guaya.
Entre las desventajas, se pueden destacar:
V El sistema deberá ser capaz de manejar un alto volumen instantáneo de gas a alta
presión.
L 10
ry S Latasa deproducción es limitada.
f S Es difícil de controlar el tiempo de ciclo con respecto al tiempo de formación de¡^
un nuevo tapón de líquido.
•S La energía de la formación no es totalmente utilizada en el levantamiento.
r«• S No puede ser utilizado en pozos con alta RGL; para estos casos, el levantamiento
[ con émbolo puede arrojar mejores resultados.
p V Es utilizado generalmente para flujo en tubería de producción y no para flujo
anular.
r** V Se tienen pérdidas por escurrimiento, que se traduce en una disminución de la
f producción.m
2.1.3 Levantamiento Artificial por Bombeo Electrosumergible
El método de bombeo electrosumergible BES es ideal para extraer grandes
volúmenes de líquido. Su principio básico lo constituye el uso de una bomba centrífuga
multi-etapa, que transmite a los fluidos ubicados en el fondo del pozo, la energía de un
motor eléctrico sumergible en forma de presión. El sistema motor-protector-bomba, tiene
un acoplamiento continuo que se logra mediante ejes de conexión estriados, los cuales
tienen como finalidad hacer rotar el protector y la bomba (al girar el eje del motor). La
energíautilizada por el motor es transferida, desde la superficiehasta el fondo del pozo, a
través de un cable eléctrico. Tal como puede ser apreciado en Fig. 2.4, los componentes
del sistema de bombeo electrosumergible pueden ser clasificados en dos partes: equipo de
fondo y superficie.
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11
Figura 2.4. Instalación Típica deunMétodo deLevantamiento Artificial porBombeo Electrosumergible
BES.
El corazón de un sistema BES, lo constituye la bomba, la cual esta formada por
un sistema de múltiples etapas. La eficiencia de la bomba dependerá de las revoluciones
por minuto RPM, diseño de la etapay propiedades del fluido a manejar. Cadaetapa esta
compuesta de un impulsor rotativo y un difusor estacionario, tal como se muestra en Fig.
2.5. El impulsor, también conocido como impeler, tiene como misión suministrarle al
fluido que pasa a través de la bomba una continua aceleración. Mientras que el difusor
convierte la energía cinética de los fluidos en energía potencial, mediante la disminución
de la velocidad que adquiere el fluido al salir del impulsor.
[12
IMPELERDIFUSOR
Figura 2.5. Impulsor yDi&sor: Elementos que conforman una Etapa de un Equipo BES.
La altura de la columna dinámica total de la bomba es producto del número de
etapas. Además, las BES se pueden clasificar en dos categorías generales, de acuerdo aldiseño de sus impulsores oimpeler, en: Flujo radial, que son por lo general bombas debajo caudal donde el impulsor descarga la mayor parte del fluido en una dirección radial;
Flujo mixto, que son bombas de mayor caudal (superior a1900 BD (300 m3 ID)). Entre
las ventajas de utilizar un sistema BES, se distinguen:
• Un sistema BES es un método flexible, el cual puede manejar desde bajas hasta
muy altas tasas de producción (> 100000 BD) yaltos cortes de agua.
• No posee partes móviles en superficie por lo que es ideal en áreas urbanas: Bajo
impacto ambiental.
• Es fácilmente adaptable aequipos automatizados de control.
• Es aplicable a pozos horizontales o desviados (ángulo de desviación
<9' /100 pies).
y 13
¡¿ Un sistema BES presenta las siguientes desventajas:
P -/El costo inicial es relativamente alto.
p S El diseño del equipo es limitado por profundidad. La temperatura afecta los sellos
del motory el aislamiento del cable eléctrico.
• V Requiere una fuente de energía eléctrica estable y confiable.
¡^ S La eficiencia de la bomba es afectada por la presencia de gas libre.
V S La reparación de algún componente del equipo de subsuelo requiere la remoción
completa de la instalación (work over- trabajo mayor).
S La vida útil de equipo es seriamente afectada por la producción de arena.
• 2.1.4 Levantamiento Artificial de Bombeo por Cavidad Progresiva
Este método utiliza bombas de desplazamiento positivo rotativo, cuyo
funcionamiento se basaen el principio del tornillo de Arquímedes. Consta esencialmente
de dos engranajes helicoloidales interiores entre sí, denominados rotor y estator. El
principio del sistema de bombeo por cavidades progresivas BCP es muy sencillo, el
conjunto estator-rotor forma "cavidades definidas y cerradas", por lo que a medida que el
rotor gira, las cavidades progresan hacia arriba, desde la sección de succión y/o admisión
de fluidos hacia la descarga de la bomba. Como ya fue mencionado, labomba de cavidad
progresiva está constituida básicamente por dos elementos: el estator y el rotor. El estator
es un tubo de acero, en cuyo interior se encuentra adherido un elemento moldeado y
sintético, denominado elastómero. El rotor es el componente móvil de la bomba y lo
constituye un tomillo de acero cromado, el cual es accionado desde la superficie por un
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14
motor eléctrico. La energía de este motor es transmitida al rotor a través de una sarta de
cabillas.
Un sistema BCP consta de un equipo de superficie y subsuelo. El Equipo de
superficie esta constituido por tres elementos con características modulares y los cuales
son: el cabezal de rotación, el motorreductor y el variador de frecuencia. La Fig. 2.6
muestra el equipo de superficie de un sistema BCP.
Figura 2.6. Instalación Típica deunMétodo deBombeo porCavidades Progresivas BCP.
El cabezal de rotación es el encargado de soportar tanto el peso de la sarta de
cabillas, como el peso generado por la columna de fluido sobre el rotor. Además de
soportar carga axial, el cabezal de rotación está provisto de un mecanismo anti-retorno
que permite que el encabillado gire en una sola dirección, evitando que en caso de
detenerse la bomba por cualquier causa (falla del fluido eléctrico, mantenimiento
15
programado, etc.) el rotor no gire en sentido contrario debido al peso de la columna de
líquido, causando desde la desconexión de cabillas hastaun daño irreparable al conjunto
motorreductor. El motorreductor es el encargado de generar la potencia necesaria para
inducir el movimiento rotatorio del conjunto encabillado-rotor, a la velocidad requerida.
El equipo de subsuelo lo constituye básicamente: La tubería de producción, la cual
establece la vía de comunicación entre el fondo del pozo y la superficie; la sarta de
cabillas que tiene la función de transmitir la potencia desde el motor, ubicado en
superficie, y la bomba que se encuentra en el subsuelo; y la bomba de subsuelo de
desplazamiento positivo del tipo rotatorio, cuyo objetivo es el de desplazar fluidos desde
el fondo del pozo hasta la superficie en forma de flujo continuo. Entre las ventajas de
utilizar un sistema BCP, se distinguen:
*S Bajo costo de instalación.
•S Bajos costos operacionales.
•S Maneja crudos con baja y alta gravedad °API.
V Aumenta la vida útil de las cabillas.
S Opera con bajo torque.
V Bajo consumo de energía eléctrica.
V Puede manejar la presencia de agua y sólidos.
V El equipo de superficie puede ser transportado, instalado y removido fácilmente.
S Bajo impacto ambiental.
L 16
y Entre lasdesventajas, se destaca:
T V Limitado por profundidad (<6000 pies).m
f< S Limitado por temperatura ( < 350 oF ).
-h V Requiere de una fuente de energía confiable.
•S Baja eficiencia en pozos con alta RGL.
S El elastómero es afectado por presencia de aromáticos.
m 2.2 Selección del Método de Producción
f La manera más conveniente yeconómica de producir un pozo es por flujo natural.
r¡ Sin embargo, la condición de flujo natural puede desaparecer debido a la declinación de
la presión estática del yacimiento o al aumento del peso de la columna de líquido en la
í tubería, lo que ocasiona que el sistema sea incapaz de llevar los fluidos desde el fondo del
Lpozo hasta la superficie. En consecuencia, deberá considerarse el uso en el campo de
algún método de levantamiento artificial.
Su La selección del método mas adecuado puederesultar ser una tarea nada fácil. En
r especial, por que se debe disponer de cierta información clave para la selección
preliminar del sistema de levantamiento artificial y la cual puede resultar, en muchos
^ casos, escasa ono disponible. Entre los factores que deben considerarse para la selección,
I se tiene:
r V Características de producción: La tasaa serproducida porel pozo debe considerar
siempre problemas porconificación de agua o gas, arenamiento, entre otros.
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17
S Características del fluido a producir, tales como: viscosidad, gravedad °API,
%AyS, entre otros. La cantidad de gas producido, reflejado en la relación gas
petróleo RGP, puede ser crucial al momento de seleccionar algún método. En
sistemas de bombeo, la sola presencia de gas libre puede reducir la eficiencia del
método.
•/ Profundidad: algunos sistemas de bombeo, como las bombas electrosumergible y
de cavidad progresiva, son afectadas por temperatura. Aun cuando las empresas
fabricantes han mejorado sus equipos, la vida útil del motor, el cable o elastómero
se reduce a medida que aumenta la temperatura. En el caso de LAG, su limitación
por profundidad se debebásicamente a la presiónde inyección en superficie.
•S Presión estática del yacimiento.
S índice de productividad del pozo.
V Problemas operacionales, tales como: presencia de arena, parafinas, escamas,
emulsiones; problemas de corrosión por presencia de H2S y C02; emulsiones
que ocasiona pérdidas de presión en tubería; disponibilidad de personal técnico
capacitado; disponibilidad de empresas de servicio con personal capacitado,
repuestos y/o equipos; entre otros.
•S Disponibilidad de fuentes confiables de energía en superficie: plantas y/o
estaciones de energía; plantas compresoras; entre otros.
Generalmente, la preselección de los métodos se realiza en función de la tasa de
producción y la profundidad de levantamiento. Lea & Nickens (1997) propusieron un
18
mapa, el cual permite preseleccionar el método de levantamiento mas adecuado. Este
mapa puede apreciarse en Fig. 2.7.
Sa.
Producción (BD)
10.000
1)LAG 2) BMC 3) BES 4) BCP 5) BHR 6) BHJ
).000
J
Figura 2.7. Mapa de Profundidad vs. Producción, presentado por Lea &Nickens (1997) para laSelección
Adecuada de un Método de Levantamiento Artificial.
Otros autores como Brown (1982) y Clegg et al. (1992) han presentados sendos
trabajos donde se exponen, en forma tabulada, los atributos mas importantes sobre cada
método de levantamiento artificial. Las comparaciones relativasy los límitesestablecidos
para algunos parámetros en las tablas se fundamentan en la experiencia que se tiene a
nivel mundial y están sujetas a cambio con la incorporación de nuevas tecnologías.
El levantamiento artificial por inyección continua de gas es el método que debe
ser considerado en orden de prioridad, después del flujo natural. Mediante análisis nodal,
[
r
19
se debe determinar el impacto que la tasa de inyección de gas tiene sobre la tasa de
producción. Si la disponibilidad del gas es deficiente, y el crudo que se va a producir es
altamente viscoso y pesado, se debe descartar el uso de este método. El siguiente método
a considerar es el bombeo mecánico. Este método es ideal en pozos con bajo índice de
productividad, baja presión de yacimiento y crudos viscosos y pesados. Pozos con alta
capacidad de aporte de fluidos y con altos cortes de agua, son candidatos a utilizar el
método de bombeo electrosumergible, siempre y cuando se consideren los efectos sobre
la producción de arena y la conificación por agua y gas. Pozos de baja a moderada
capacidad de producción y crudos viscosos resultan atractivos para el método por
bombeo de cavidad progresiva, aun cuando este tipo de instalación se encuentra
severamente afectado por profundidad. Pozos que producen de yacimientos muy
profundos o queposean serias limitaciones a la inyección continua de gas, soncandidatos
al método de bombeo hidráulico tipo reciprocante o jet. El método de bombeo neumático
tipo jet gas-liquido resulta una buena opción a considerar en aquellos pozos con
levantamiento artificial por inyección continua de gas donde una disminución de la
presión de fondo fluyente incrementaría de una forma considerable la producción. El
método de levantamiento intermitente generalmente es considerado como una última
opción, y su aplicación es ideal en pozos con alta relación gas petróleo y bajo índice de
productividad. La selección final de algún método de levantamiento debería hacerse
considerando todos y cada uno de aquellos aspectos referidos a diseño, instalación,
disponibilidad y servicio.
CAPITULO ni
INTRODUCCIÓN AL MÉTODO DE BOMBEO HIDRÁULICO
3.1 Principio de Aplicación
De acuerdo a Carvajal y Vásquez (1999), el principio básico del bombeo
hidráulico fue utilizado por primera vez para producir petróleo en el año 1875 por un
señor de apellidoFaucett. La bomba Faucett fue un aparato accionado por vapor de agua,
el cual podía ser instalado en el subsuelo y requería un pozo de gran diámetro para
operarla. Por esta exigencia en cuanto al diámetro, la bomba Faucett tal vez no encontró
inicialmente muchas aplicaciones comerciales en el campo petrolero. El principio
fundamental sobre el cual se basa el método de bombeo hidráulico es la ley de Pascal,
enunciada en 1653 y la cual establece que: "cualquier cambio de presión aplicado a un
fluido se transmite sin alteración a través de todo el fluido". La aplicación de este
principio permitió el considerar transmitir presión desde un lugar centralizado en
superficie hasta cualquier punto ubicado en el fondo del pozo.
Un sistema de bombeo hidráulico toma fluido motriz de un tanque de
asentamiento ubicado en superficie, lo pasa a través de una bomba reciprocante multi-
etapa para incrementar la presión, e inyecta este fluido motriz dentro del pozo, a través de
una tubería. La manera en como este fluido inyectado comunica energía al fluido
proveniente del fondo del pozo determina el tipo de método: reciprocante o jet. Las
bombas tipo reciprocantes o pistón, son muy similares a las utilizadas en bombeo
20
21
mecánico. Estas bombas utilizan un pistón, el cual es accionado por un eje, y dos o mas
válvulas de retención. La bomba puede ser de simple o doble acción. En una instalación
de bombeo mecánico, las cabillas que accionan el pistón de la bomba se extienden desde
el fondo del pozo hasta superficie y se conectan a la unidad de bombeo. En una bomba
del tipo pistón, lacabilla es bastante corta y se extiende hasta el pistón del motor, el cual
es accionado por el fluido motriz o de potencia.
Aunque algunas referencias técnicas sobre bombas jet pueden encontrarse desde
1852, no fue sino hasta 1933 que Gosline y O'Brien presentaron untrabajo referente a la
aplicación de las bombas tipo jet a pozos productores de petróleo. Sin embargo, su
aplicación y total aceptación no fue posible hasta después de 1970, tal vez como
consecuencia de la aparición de modelos computarizados que permitieron el correcto
diseño de la relación garganta-boquilla asegurándose un éxito comercial para ese
entonces. Las bombas tipo jet no emplean partes móviles en su configuración mecánica,
por lo que su acción de bombeo se debe básicamente al efecto de la transferencia de
cantidad de movimiento entre el fluido motriz y el fluido producido. El mecanismo de
operación de estas bombas está basado en el principio de Bernoulli, el cual enuncia que
"sobre un plano constante, la suma de las energías cinéticas y potencial de un flujo es
constante; porlo tanto, si suvelocidad aumenta, supresión disminuye y viceversa". Estas
bombas poseen curvas de comportamiento similares a las bombas electrosumergibles.
Para un tamaño de boquilla dado, es posible determinar una familia de curvas de
comportamiento diferentes para diferentes tamaños de gargantas. Por otra parte, las
bombas tipo jet toleran el uso de fluidos corrosivos y/o abrasivos debido a los materiales
con que se construye la boquilla y garganta.
22
3.2 Ventajas/Desventajas del Método
3.2.1 Bombas Reciprocantes y Jet
Entre las ventajas que presenta un equipo de bombeo hidráulico, se tienen:
S Profundidades de asentamiento de la bomba de subsuelo desde 1000 hasta
18000 pies.
S Tasas de producción desde 100 hasta más de 10000 BD.
•S Aplicable en instalaciones costa afuera.
•S Es un método flexible y confiable.
•S El fluido motriz puede ser utilizado como medio de dilución de los fluidos del
pozo, con el fin de reducirles su viscosidad. De igual manera, pueden ser usados
para agregar aditivos químicos para el control de corrosión, formación de
parafinas, emulsiones, entre otros.
•S Es aplicable en zonas aisladas, sin facilidades eléctricas ni de compresión de gas,
donde hay dificultades para el acceso de equipos y las condiciones de bombeo son
adversas.
•S Es adaptable a pozos direccionales, por su reducido número de partes móviles.
S En la mayoría de los casos, la completación de subsuelo es sencilla y de bajo
riesgo.
Para bombeo hidráulico tipo reciprocante, se tienen las siguientes desventajas:
S Los costos de operación son relativamente más altos que el resto de los equipos de
levantamiento artificial.
m
rf
23
S Requiere, enalgunos casos, eluso deuna sarta doble detuberías.
S Mayor riesgo en las instalaciones de superficie por la presencia de altas presiones
de inyección.
S Elagua esutilizada como el fluido motriz, loque puede generar ciertos problemas
concernientes a su tratamiento en campo.
S Es afectada por presenciade gas libre.
Para bombeo tipojet, se tienen las siguientes limitaciones:
•S Es afectada por presencia de gas libre
•S La eficiencia de las bombas jet es baja, con relación al resto de los sistemas de
levantamiento artificial. Los valores típicos se ubican en un rango entre
26%-33%.
•S El diseño de la bomba es bastante complejo, debido a las variadas combinaciones
geométricas disponibles.
V Enalgunos casos, requiere de alto caballaje ensuperficie (requiere de unfluido de
potencia a alta presión en superficie).
3.2.2 Bombas Neumáticas Tipo Jet
Las ventajas que presentan una bomba neumática tipo jet o acelerador de
producción son las siguientes:
V Crean un efecto de succión, debido a la transferencia de momento en la garganta,
disminuyendo de esta manera la presión de fondo fluyente frente a la cara de la
arena.
b 24
¡y V Transfiere el punto de velocidad máxima del gas ala boquilla del acelerador.
F S Baja el punto de inyección de gas, cuando la completación lo permite (de la
válvula operadora a la manga de circulación).
í•S Elimina problemas de tuberías y cabillas partidas en el pozo.
[™ Entre las principalesdesventajas de una bomba neumática, se tiene:
en
y S Por debajo de la profundidad de asentamiento de la bomba, se imposibilita: bajar
fi registros de presión y temperatura, verificar fondo del pozo, cambiar zonas de
producción, inyectar diluentes, entre otros.
•S El método es ineficiente para muy altas RGP.
S Posee limitaciones con respecto al gas disponible.
r
r
b
L
[
r
CAPITULO IV
DESCREPCION GENERAL
4.1 Equipo de Superficie
La función del equipo de superficie es proporcionar un volumen constante y
adecuado de fluido motriz a inyectar en los pozos, para accionar las bombas de subsuelo.
Existen dos tipos de instalaciones en superficie para bombeo hidráulico: La Planta
Central y la Planta de Poder "In Situ". La Planta Central acondiciona el fluido motriz
para uno o más pozos, así como elimina el gas y sólidos. El fluido acondicionado se
presuriza mediante una bomba a pistón y luego pasa por los múltiples de distribución y
de allí hacia los pozos. Un sistema de este tipo puede ser apreciado en Fig. 4.1.
Figura 4.1. Equipo de Superficie de un Sistema de Bombeo Hidráulico.
25
r
E
L
L^
Fí
26
De acuerdo a la Fig. 4.1, el equipo de superficie estaría conformado, básicamente,
por: El sistema de fluido motriz representado por el tanque "A", la bomba de superficie
"B", el múltiple central o de distribución "C" y el cabezal del pozo "D".
La planta de Poder "In Situ", también conocida como "Módulo Portátil de
F Acondicionamiento", es un paquete completo de componentes, instalado justo en el pozo
o muy cerca de éste. Cumple con las mismas funciones que la planta central y entre sus
• componentes básicos, se encuentran: Un separador de tres fases, una o más centrifugas
[ ciclónicas (desarenadoras para eliminar los sólidos), y una bomba. Estas unidades
portátiles, requieren un trabajo mínimo de instalación y eliminan la necesidad de un
planeamiento avanzado a largo plazo de una planta central. Estas plantas o módulos
f portátiles son simples, flexible y compacta, características de gran interés para el
ingeniero de diseño, el encargado de la instalación y el operador, lo que ha creado una
demanda tal que este sistema de fluido motriz ha llegado a ser el más popular. La Fig. 4.2
FI muestra una plantaIn Situ, contodos sus componentes.
Figura 4.2. Planta In Situ o Modulo Portátiles.
b 27
m
t 4.1.1 Sistema de Fluido Motriz
LEÍéxito y la reducción de costos en la operación de cualquier instalación de
bombeo hidráulico dependerán, en gran medida, del contenido de sólidos presentes en el
• fluido motriz. La presenciade sólidos, además de un fluido indeseable como el gas o de
F materiales abrasivos como arena, afectaría la normal operación no solo de la bomba de
subsuelo, sino también de la unidad de potencia en superficie. El contenido de sólidos
[• admisible varía en cierto grado dependiendo de lo que se defina como "vida útil" de la
F bomba ysegún la viscosidad de los fluidos. Un valor de 10 a 15 ppm puede considerarse
„ aceptable en petróleos de 30 a 40 grados API. Parapetróleos de mayor densidad, habrá
mayor desgaste admisible y en consecuencia mayortolerancia a la presencia de sólidos,IP
[ mientras que para agua, usualmente existe menor desgaste y, por lo tanto, menor
p tolerancia a lapresencia de sólidos.
Existen dos maneras de garantizar la calidad del fluido motriz y ello depende del
•" tipo de sistema de fluido motriz a utilizar. En un sistema de fluido motriz cerrado FMC,
F el fluido motriz se mantiene dentro de un circuito cerrado y no se mezcla con el fluido
producido. Por el contrario en un sistema abierto FMA, el fluido motriz se mezcla con
• los fluidos producidos en el fondo del pozo, y retoma a la superficie como una mezcla.
Fy Sistema deFluido Motriz Cerrado FMC
T Enun sistema FMC, el fluido motriz se mantiene dentro deuncircuito cerrado y
no se mezcla con el fluido producido por el pozo. La Fig. 4.3 muestra una instalaciónen
rsuperficie de un sistema FMC.
j^y
í
í
SEPARADORES
SEPARADOR ATMOSFÉRICO
TRATADOR
TANQUE DE
FLUIDO MOTRIZ
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
/ /
tí
"W/ -J rWci ríTo
•M. ít/ytTANQUE DE FLUIDO
MOTRIZ
MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN
zz FLUIDO MOTRIZ
ACONDICIONADO
BOMBA DE SUPERFICIE
28
Figura 4.3. Sistema de Fluido Motriz Cerrado FMC en Superficie.
Dado que el equipo de superficie es relativamente pequeño, este sistema es
popular en lugares urbanos y en plataformas costa afuera donde el espacio es limitado.
Frecuentemente, los sistemas FMC usan agua como fluido motriz porque es menos
peligroso y presenta menos problemas ecológicos que el petróleo a alta presión. Al agua,
no obstante, se le debe agregar algún lubricante y/o inhibidores contra la corrosión,
consideraciones estas que se suman a los costos de la inversión inicial.
Por otra parte, una cierta cantidad de fluido motriz se pierde durante las
operaciones de circulación y/o a través de los sellos de la bomba de pistón en el fondo del
pozo (entre 2 al 10%), y es producido en conjunto con los fluidos aportados por el
pozo. En consecuencia, se requerirá con el tiempo no solo de un aporte adicional de
r29
fluidos, sino también de un tanque para extraer las partículas abrasivas del fluido que
reingresa al circuito y parte del fluido recirculado. Resulta importante mencionar que el
sistema FMC no puede ser utilizado con bombas de fondo tipo jet.
De manera errada, se ha considerado que un sistema FMC mantiene el fluido
motriz limpio ya que no tiene fuentes de contaminación. Sin embargo, en la práctica hay
tres factores que desmienten esta teoría:
S El tanque de fluido motriz no separa totalmente todas las partículas sólidas del
fluido quereingresa al circuito, resultando una limpieza relativa, no absoluta.
S El fluido motriz no es totalmente corrosivo. Una vez más, este factor es relativo y
no absoluto y losproductos de la corrosión generalmente son sólidos abrasivos.
•S Cuando un fluido contiene sólidos, aunque sea en un porcentaje muy pequeño, en
sufuga a través de los sellos de la bomba, los sólidos tienden a serretenidos. Esto
significa que el fluido que emerge de estos espacios estamás limpio que el fluido
que esta intentando entrar en dichos espacios. La tendencia entonces es que el
circuito de fluido motriz pierda fluido limpio y retenga las partículas sólidas.
A través del tiempo, estos tres factores hacen que el fluido motriz en un circuito
cerrado llegue a ser "más sucio" que el fluido emergente o el fluido que entra al circuito
cerrado, a menos que una parte (10% es razonable) del fluido motriz recirculado sea
limpiado continuamente. Esta "limpieza continua de una parte del fluido recirculado" es
una característica importante en el diseño del sistema FMC. Cuando se usa agua como
fluido motriz, se pueden utilizar filtros en lugar de tanques decantadores para el proceso
de limpieza. Estos filtros deben retener partículas de hasta 10 micrones. Cuando se usa
\
F
30
petróleo, la experiencia ha mostrado que el tanque decantador debe ser suficientemente
grande, para mantener la velocidad ascendente del petróleo menor a 1pielhr.
Por otra parte, un sistema FMC debe considerar el uso de una tubería de
producción adicional en la completación del pozo para el retomo del fluido motriz a
superficie. Esto hace que el sistema sea más costoso que el sistema de fluido motriz
abierto FMA y, consecuentemente, menos utilizado. La Fig. 4.4 muestra un sistema de
fluido motriz cerrado compuesto por una sarta de tubería para el fluido inyectado y una
para el retomo del fluido motriz, sin permitir la mezcla con el fluido de producción.
TANQUE DE
ALMACENAMENTO
TANQUE DE
FLUIDO MOTRE
tí
ÜH i-
FLUIDO MOTRIZ A
BAJ* PRESIÓN
FLUIDO MOTRIZ A
ALTA PRESIÓN
EXTREMO
MOTOR
BOMBA TRPLE
Figura4.4. Completación del Pozoen un Sistema FMC
r
j^
F1
[
L
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31
Sistema de Fluido Motriz Abierto FMA
En un sistema de fluido motriz abierto FMA, el fluido motriz se mezcla con los
fluidos producidos por el pozo, y ambos fluidos mezclados retoman a la superficie.
Cuando se usa agua como fluido motriz en este tipo de sistema, los productos químicos
agregados para lubricación, inhibición y eliminación de oxígeno, son, en gran parte,
perdidos cuando se mezclan con la producción del pozo, por lo que deben ser repuestos
continuamente. Casi siempre, se utiliza el mismo petróleo producido como fluido motriz,
en vez de agua. La Fig. 4.5 muestra una instalación del tipo FMA. La experiencia
acumulada en años ha demostrado que el tanque de fluido motriz presenta un excelente
diseño y han sido utilizados, con muy pequeñas variaciones, umversalmente.
SEPARADOR ATMOSFÉRICO
SEPARADORES
MÚLTIPLE DE DISTRIBUCIÓN
TANQUE DE
FLUIDO MOTRIZ
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
BOMBA DE SUPERFICIE
Figura 4.5. Sistema deFluido Motriz Abierto FMA.
¡Ly
[
L
r
32
En un sistema abierto como el expuesto en Fig. 4.5, el petróleo ingresa a un
separador atmosférico conteniendo el gas disuelto que no fue removido a la presión de
operación del tratador. El propósito del separador atmosférico es quitar los últimos restos
de gas, que de otra manera agitarían el tanque impidiendo la sedimentación. La sección
superior del separador atmosférico debería ser mayor a 36" para ser eficaz y aún con
este diámetro, muchas veces ocurren fluctuaciones de presión que hacen que el petróleo
sea llevado hacía arriba, pasando por la línea de gas. Para evitar que este exceso vaya a la
parte superior del tanque y altere el proceso de sedimentación, se conecta la línea de gas
del separador atmosférico con las líneas de descarga de gas del tanque, mediante una
tubería auxiliar. El petróleo desgasificado entra al fondo del tanque. Este petróleo es
fluido motriz más fluido de producción. En el punto medio vertical, la producción es
removida a través de la tubería de subida exterior que mantiene el tanque lleno. Desde el
punto medio hacia arriba, se lleva a cabo el proceso de sedimentación del petróleo motriz.
LLos sólidos livianos depositados son llevados con la producción a los tanques de
almacenamiento, mientras que las partículas más pesadas se depositan -en el fondo y
deben ser retiradas periódicamente. Para asegurar una sedimentación adecuada de
partículas, el tanque de fluido motriz debe ser de un tamaño tal que permita una velocidad
ascendente, en la mitad superior, de menos de dos pies por hora. La velocidad debe ser
inferior para petróleos más densos de 30 °API y para operaciones en climas
extremadamente fríos.
r El tanque del fluido motriz usualmente tiene una altura de 24 pies, lo que provee
suficiente presión por fuerza gravitacional para enviar el fluido motriz a la bomba de
superficie. Si se utiliza más de una bombaen superficie, se requerirá tanques individuales
in
[
[
•n
C
33
de este tipo para cada bomba o un solo tanque pero de mayor capacidad. Por otra parte,
un sistema FMA necesita solamente dos conductos: uno para llevar el fluido motriz hacia
la unidad de bombeo (tubería de inyección) y otro para llevar el fluido motriz de retomo
y la producción hasta superficie. Estos conductos pueden ser dos sartas de tubería o una
sarta de tubería y el espacio anular entre la tubería y el revestidor. La simplicidad y la
economía son las características más importantes en un sistema FMA. La Fig. 4.6
muestra un sistema de fluido motriz abierto, donde el fluido motriz es inyectado a través
de una sarta de tubería y retoma por el espacio anular mezclado con el fluido de
producción del pozo.
TANQUE OE
ALMACENAMENTO
TANQUE OE
FLUIDO MOTRIZ
FLUIDO MOTRIZ ABAJA PRESIÓN
H
FLUIDOMOTRIZ A ^ALTA PRESIÓN
L
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EXTREMO
MOTOR
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BOMBA. '~2>"<^I
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BOMBA TRIPLE
Figura 4.6. Completación del Pozo enun Sistema FMA.
í
[
[
34
La selección de agua o petróleo como fluido motriz dependerá de un gran número
de factores. La siguiente lista reúne la mayoría de los aspectos involucrados en su
escogencia:
S El agua es preferible, por razones de seguridad y ambiente.
•S En sistemas FMC, la adición de químicos al agua, para lubricación y contra la
corrosión, no es un factor que afecte mayormente a los costos.
•S En sistemas FMA, la adición de químicos al fluido motriz puede ser un
significativo factor de costos, debido a que hay mezcla de los fluidos (motriz y de
producción). Esto implica que deba hacerse una continua inyección de los
químicos, lo cual se traduce en mayores costos operacionales.
•S El tratamiento de un fluido motriz como petróleo raramente es un factor que eleve
los costos en forma significativa, puesto que el petróleo pocas veces necesita
aditivos químicos para la lubricación. Sin embargo, se da una excepción cuando
se utiliza petróleos muy livianos a una alta temperatura de fondo,., obteniéndose
viscosidades menores a IcSt. En estos casos, se requiere de lubricantes para
prolongar la vida útil de la bomba.
•S El mantenimiento de las bombas de superficie es menor cuando se usa petróleo
como fluido motriz.
•S Las bombas de subsuelo son muy sensibles a la viscosidad del fluido motriz
T inyectado. Como elagua no tiene prácticamente ninguna capacidad de lubricación
a temperaturas de fondo, puede, si no es adecuadamente tratada, contribuir a la
[• reducción de la vida útil de la bomba.
f
i.
í
í
35
•S La prueba de producción en pozos de petróleo está sujeta a una fuente adicional
de error si se usa petróleo como fluido motriz (esta afirmación no es válida
cuando la planta se encuentra ubicada en el pozo mismo). El petróleo motriz
deberá ser medido a la entrada y salida del sistema FMC ya que pequeños errores
en la medición podrían ser significativos cuando la razón de petróleo motriz a
petróleo producido sea considerablemente grande. Esta consideración también
resulta válida si el pozo produce con altos cortes de agua. Por ejemplo, si la razón
petróleo motriz a petróleo producido es 10:1, un errordel 2% en la medición del
petróleo motriz se transforma en un 20% de error en la medición del petróleo
producido.
S Usualmente, la presión de superficie requerida va a ser menor cuando se utiliza
agua en lugar de petróleo, como fluido motriz.
S Aunque las bombas hidráulicas manejan crudos viscosos de 7-20 °API, estas
podrían servir para otros propósitos, como por ejemplo utilizar petróleos de alta
gravedad como fluido motriz en un sistema FMA con el objeto de diluir el
petróleo pesado de producción y facilitar su transporte hasta la superficie.
S Si el espacio disponible en superficie es limitado, como en lugares urbanos o en
plataformas costa afuera, o si factores ecológicos o estéticos son de importancia,
elija un sistema de fluido motriz cerrado FMC. La utilización de agua reducirá a
un mínimo el peligro de pérdidas causantes de problemas ecológicos o de
incendio, aun cuando incremente el costo de la bomba de superficie y genere
gastos adicionales de operación, debido a los aditivos (lubricante y barrido de
oxigeno) utilizado por el fluido motriz.
L
[
36
4.1.2 Bombas de Superficie
Los sistemas de bombeo hidráulico han evolucionado hacia el uso de presiones
relativamente altas y bajas tasas de flujo, con el propósito de reducir las pérdidas por
fricción e incrementar la capacidad de levantamiento y la eficiencia del sistema. Las
presiones de operación en superficie se encuentran generalmente entre 2000 - 4000 Lpc,
con valores de presión mucho mas alto en pozos muy profundos. Las tasas del fluido
motriz pueden variar desde muy bajas hasta valores superiores a 3000 BD.
Algunas veces se utilizan bombas centrifugas multi-etapas cuando se requiere
bombear a múltiples pozos desde una planta central. Por el contrario, cuando se tiene un
solo pozo o un pequeño grupo de éstos, se recomienda el uso de bombas de
desplazamiento positivo, las cuales proveen una alta presión de cabezal y bajas tasas de
flujo. Estas bombas triples o quíntuples, son operadas por motores eléctricos o de
combustión interna. Un ejemplo de una bomba triple de superficie es mostrada en Fig.
4.7.
^^§§§1^^^^^B^^^^^^^^hmm^^ffy^^^P^^ ^^^Sjt^^^^K'
~r^3H^^^^^^^HW&S^iinEB^**^^**_40HKÍ^^^H
^mák '.II .
Figura 4.7. Bombas Triples.
i
37
Las bombas de desplazamiento positivo utilizadas en sistemas de bombeo
hidráulico tienen una potencia que varia entre 30 - 625 hp, una longitud de embolada
(stroke) entre 2-7 pulgs. y un diámetro de pistón entre 1- 2 x/2 pulgs.. Las
especificaciones de este tipo de bomba comúnmente son suministradas por el fabricante.
Generalmente, las bombas multi-etapas operan a baja velocidad para reducir la vibración
y evitar problemas dinámicos con algunos dispositivos mecánicos, como las válvulas de
descarga. Ya que la mayoría de las aplicaciones se encuentran entre 200 y 450 rpm,
velocidades muy por debajo a la velocidad de los motores eléctricos o de combustión
interna, se requerirá entonces el uso de reductores de velocidad. Comúnmente se utiliza
una caja de engranajes, la cual generalmente forma parte integral del equipo. Sin
embargo, los fabricantes ofrecen una amplia variedad de reductores de velocidad para
cada serie de bombas.
Por otra parte, estas bombas de desplazamiento positivo utilizan dos tipos de
pistón. Para sistemas donde se requiere el uso de petróleo limpio a alta presión, estas
bombas comúnmente utilizan émbolos y camisas "metal a metal" y válvulas tipo bola,
componentes que requieren de poco mantenimiento. Cuando se bombea agua, el sistema
metal a metal no resulta práctico ya que el espacio entre el émbolo y la camisa debería ser
suficientemente pequeño para permitir poca fuga del fluido motriz o por lo menos
mantenerlo en un nivel o rango aceptable. Para resolver este problema, suele utilizarse
sistemas de émbolos y camisas empaquetadasy válvulas de disco, las cuales no requieren
de ajuste. La aparición de nuevos materiales de alta resistencia, en conjunto con otros
componentes para mejorar las características de fricción, ha mejorado notablemente la
habilidad de la bomba para manejar agua a alta presión y por largos periodos de tiempo.
[
r
Lr
r
38
Los sistemas que operan con agua, todavía presentan mayores retos que los de petróleo,
sin embargo, estos sistemas han mostrado un mayor tiempo de vida útil si son operados a
una presión inferior a 3500 Lpc. Adicionalmente, las bombas de superficie requieren de
ciertos equipos auxiliares, tales como: Una válvula de alivio, medidores de presión y
dispositivos de seguridad.
4.1.3 Múltiple de Inyección
El múltiple de inyección se utiliza en sistemas de superficie que contemplan el
uso de una planta central. Son construidos en secciones modulares, lo que permite que
puedan ser agregados o sacados del sistema con facilidad. La Fig.4.8 muestra un equipo
modular de este tipo.
VÁLVULA DE CONTROL
DE FLUJO CONSTANTE
MEDIDOR DE FLUIDO
DE MOTRIZ
VÁLVULA DE CABEZAL
Figura 4.8. Modulo de Control del Fluido Motriz.
•n
L
m
39
Adicionalmente, se puede integrar algún equipo de medición global o individual
para cada pozo a la sección modular del múltiple de inyección.
4.1.4 Válvulas de Control
Forman parte del múltiple de inyección y se utilizan para regular y/o distribuir el
suministro del fluido motriz a uno o más pozos. En sistemas de bombeo hidráulico que
utiliza una bomba reciprocante en el fondo del pozo, se hace necesario el uso de válvulas
de control de flujo constante en superficie que regulen la cantidad de fluido motriz que va
a cada uno de los pozos. Por el contrario, en sistemas donde se use bombas jet en el fondo
del pozo, generalmente se utilizan válvulas de control de presión constante lo que asegura
la apropiada operación del equipo. La Fig. 4.9 muestra las válvulas de control de presión
y flujo constante.
VÁLVULA DE CONTROL DE
PRESIÓN CONSTANTE
VÁLVULA DE CONTROL DE
FLUJO CONSTANTE
Figura 4.9. Válvulas de Control.
[
40
4.1.5 Lubricador
Es un equipo opcional que es colocado en el cabezal del pozo y es esencialmente
una extensión de la tubería de producción, el cual permite establecer un punto de
comunicación en forma segura con el pozo. Se utiliza básicamente para remover y/o
insertar alguna bomba de fondo. También, la presencia de H2S puede restringir la
apertura de la tubería de producción para insertar o reemplazar alguna bomba de subsuelo
y, en consecuencia, el uso del lubricador permitiría que la válvula maestra debajo del
cabezal sea cerrada y todo el equipo con la bomba dentro pueda ser removido del pozo,
sin riesgos al operador. La Fig. 4.10 muestra un lubricador de alta presión típico.
Figura 4.10. Lubricador de Alta Presión.
41
4.1.6 Tubería de Alta Presión
Las líneas de flujo en este método de levantamiento juegan un papel muy
importante ya que permiten transmitir el fluido motriz, a baja presión, hacia plataformas
[• de bombeo, y desde las plataformas de bombeo se inyecta a través de líneas de alta
L presión hacia los múltiples y pozos. La mezcla de fluido motriz y los fluidos producidos
por el pozo retoman al sistema a través de tuberías de baja presión, directamente hacia las
r• estaciones de flujo. El fluido motriz descargado a baja presión desde la planta principal
I de producción o descargado a alta presión desde las plataformas de bombeo, pierde
presión a medida que recorre las líneas. Estas pérdidas de presión, en combinación con la
[máxima velocidad del fluido motriz para evitar daños a la tubería, se pueden considerar
P como las principales limitaciones de este sistema. Las pérdidas de presión a través de las
„, tuberías representan una gran limitación para el eficiente trabajo de las bombas de
subsuelo tipo jet. Es recomendable reducir al máximo las pérdidas de presión, para lograr
L inyectar el fluido motriz a la mayor presión posible hacia las bombas tipo jet, de manera
-sn de reducir la cantidad de fluido motriz necesaria para recuperar el volumen máximo de
petróleo.
Im 4.1.7 Cabezal de Boca de Pozo
{ El cabezalde boca de pozo posee válvulas de cuatro vías, cuya función primordial
p es revertir el flujo de fluidos durante las operaciones de instalar o recuperar las bombas.
El cabezal de boca de pozo debe cumplir con las siguientes funciones:
m V Dirigir el fluido motriz hacia el fondo del pozo para bajar y operar la bomba.
C
42
S Dirigir el fluido motriz hacia el conducto adecuado para levantar la bomba a
superficie.
S Cerrar la línea de fluido motriz y proveer un medio para liberar la presión de la
tubería.
•S Retener la bomba.
V Actuar como un dispositivo para evitar que la alta presión sea aplicada
accidentalmente al revestidor.
Una válvula de cuatro vías o válvula de control de cabezal del pozo, como la
mostrada en Fig. 4.11, cumple con estas cinco funciones.
VÁLVULA DE ALIVIO
DE PRESIÓN
S£P
RECEPTOR DE
" LA BOMBA
VÁLVULA DE 4 VÍAS
MEDIDOR DE PRESIÓN
BYPASS DEL FLUIDO
DE MOTRIZ
Figura 4.11. Válvula de Control de Cabezal de Boca de Pozo.
¡M
[
[
i
í
43
Sin embargo, resulta importante señalar que en aplicaciones prácticas, este tipo de
cabezal ya no se utiliza y en cambio se manipula con el juego de válvulas que trae el
cabezal convencional que se instala en el pozo.
4.2 Equipo de Subsuelo
Ft Para el equipo de subsuelo, no solo se considera el diseño del tipo o tamaño de la
m bomba de acuerdo a los requerimientos del pozo, sino también la disposición de la misma
Ldentro de la tubería.
[• 4.2.1 Disposición de la Tubería
L Aunque la mayoría de las bombas hidráulicas se instalan como bombas libres
(circulan libremente desde el cabezal hasta el fondo del pozo y viceversa), también
pueden ser instaladas de manera permanente. La decisión de instalar cualquiera de estos
ry sistemas dependerá en cierta manera de algunos parámetros, tales como: Tamaño del
p revestidor; caudal deproducción a manejar; entre otros.
El tipo libre, no requiere una unidad especial para-colocar ni recuperar la bomba,
[• por el contrario, la bomba queda dentro de la sarta de inyección de fluido motriz "libre",
P para circularse hasta el fondo o de vuelta a la superficie. Las instalaciones del tipo libre
requieren que los ensamblajes de fondo, tales como una combinación anclaje-zapata y
E• uno o más sellos utilizados para recibir y anclar la bomba, desciendan con la tubería.
f Estos sellos son de constitución sólida y de alta resistencia a la corrosión, por lo que
tienen larga vida útil. Al correrlos sobre la tubería, permanecerán en el fondo del pozo
por años y la bomba de fondo podrá ser sacada e introducida en el pozo varias veces, para
^y
r
r
L
[
L
L
44
ser reparada o simplemente cambiar su tamaño. Hay dos tipos principales de diseño para
la instalación de bombas libres: libre paralelo y revestidor libre.
a) Libre Paralelo
El diseño libre paralelo para un sistema FMA, considera al menos el uso de dos
sartas de tubería, sin empacadura. La sarta principal se utiliza para bombear el fluido
motriz hasta la bomba. Después que el fluido motriz es utilizado (cuando haya pasado por
la parte motriz de la bomba), sale de dicha sección para mezclarse con el fluido
producido. Esta mezcla retoma por la sarta paralela hasta la superficie. Este diseño de
p fondo permite que el gas se ventee por el espacio anular de la tubería de revestimiento y
mejore la eficiencia volumétrica de la bomba, en especial, en aquellos pozos con altafla RGL. La desventaja en el uso de este diseño es que requiere una tubería adicional para
P llevar a superficie los fluidos producidos. Usualmente, la sarta paralela es de menor
diámetro, lo que producemás pérdidas por fricción, con la consiguiente necesidad de más
m caballaje. El tamaño máximo de ambas sartas lo determina el diámetro del revestidor.
Esto limita también el tamaño de la bomba que podría introducirse, y por lo tanto limita
también el volumen de fluido que podría levantarse. La Fig. 4.12 muestra un sistemalibre
paralelo, donde las bombas son del tipo convencional y ambas pueden ser desasentadas
por medio de la tubería de producción. La Fig. 4.13 también muestra un sistema Ubre
paralelo. En este caso, la bomba puede ser desasentada por la tubería principal utilizando
el fluido motriz de retomo. Note que en Figs. 4.12 y 4.13 se requieren tres sartas paralelas
de tubería: una para el fluido motriz, otra para el retomo del fluido motriz, y una tercera
para la producción del pozo. En estos diseños, el tamaño de las sartas de tubería y de la
bomba es severamente restringido por el diámetro interno del revestidor.
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[
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45
Figura 4.12. Sistema de Tubería LibreParalelo. La Bomba es Desasentada pormedio de la Tubería de
Producción.
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1pFigura 4.13. Sistema de Tubería LibreParalelo. LaBomba es Desasentada por el Fluido Motriz de Retorno.
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L
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46
b) Revestidor Libre
El diseño revestidor libre es el menos complicado y menos costoso. Consiste en
una sola sarta de tubería, una cavidad y una empacadura. Bajo condiciones operacionales,
el fluido motriz es bombeado hacia abajo a través de la sarta de tubería, accionando la
bomba hidráulica de fondo, para luego mezclarse con los líquidos y gases producidos.
Esta mezcla de fluido motriz y fluidos producidos, retoma hasta la superficie por el
espacio anular entre la sarta de tubería y el revestidor. La Fig. 4.14 muestra un diseño
revestidor libre.
Figura 4.14. Sistema de Tubería Revestidor Libre.
Como puede observarse en Fig. 4.14, todo el gas producido debe pasar por la
bomba. Esta particularidad podría afectar la eficiencia de la bomba, si se trata de una tipo
pistón. Por el contrario, esta condición podría ser favorable en bombas tipo jet. Cuando la
47
eficiencia de desplazamiento de la bomba se vea severamente afectada por una alta RGL,
p este sistema revestidor libre podría ser utilizado con un equipo adicional para el venteo de
gas. En este caso, una sarta paralela auxiliar podría ser introducida en el pozo, enp
|¿ conjunto con una empacadura doble, la cual deberá ser ubicada por debajo de la bomba
r con el fin de ventear el gas hasta la superficie. El fluido motriz y los fluidos producidos
por el pozo retomarían por el espacio anular entre la sarta de tubería y el revestidor. Este
íL tipo de configuración no puede ser usada en el sistema de fluido motriz cerrado FMC.
| En un sistema fijo, la bomba de fondo se conecta con la tubería de fluido motriz y
__ se coloca en el pozo como una parte integral de la sarta. Las bombas tienen que colocarse
o retirarse mediante el uso de una unidad mayor de servicio en superficie, con la cual
F deberá retirarse toda la tubería del pozo para recuperar la bomba. Existen varias razones
Lpara seleccionar una bomba fija, entre las cuales se destaca: Necesidad de levantar
grandes volúmenes, baja RGP y la disposición de grandes tamaños de revestidor. Como
rL el tamaño físico de estasbombas no está limitado por el diámetro interior de la tubería, se
P pueden utilizar pistones más grandes en el caso de bombas reciprocantes o bombas más
grandes si se trata de bombas jet, lo que dará un mayor volumen. Para la instalación de
ry bombas fijas se tiene sistemas deltipo: fijo insertable y revestidor fijo.
T c) Fijo Insertable
f- En este tipo de instalación, se introduce una sarta detubería grande hasta el fondo
del pozo. Luego, se coloca la bomba en una sarta de tubería más delgada dentro de la
ry principal y es asentada en una zapata. En este diseño, la sartadelgada transporta el fluido
f motriz a presión hasta la bomba. El fluido motriz usado, más la producción del pozo, se
í
í
m^
48
llevan hasta la superficie a través del espacio anular existente entre las tuberías
concéntricas. Este tipo de disposición se presenta en Fig. 4.15.
o
♦ p=N O
o o
ri
oo
J.z
5101<
í1O
O
1
1 11 11 1
Figura 4.15. Sistema de Tubería Tipo Fijo Insertable.
Adicionalmente, este tipo de sistema permite que el gas se ventee libremente a
través del espacio anular entre el revestidor y la tubería de mayor diámetro, para que la
interferencia de gas no reduzca la eficiencia volumétrica de la bomba. Por otra parte, una
variacióndel diseño fijo insertable tendría una empacaduracolocada debajo de la cavidad
de la bomba. Esto causaría que la bomba hidráulica maneje todo el gas producido. Este
diseño podría resultar ventajoso cuando el revestidor está en malas condiciones en la
parte superior del pozo, o cuando se tiene otra zona prospectiva sobre ésta. Su aplicación
no está contemplada para sistemas cerrados de fluido motriz FMC.
[
P
m
í
49
d) Revestidor Fijo
En instalaciones tipo revestidor fijo, la bomba se coloca en la sarta de tubería con
una empacadura por debajo de esta, tal como puede apreciarse en Fig. 4.16.
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í 5¡
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m GAS •• BOMBEADO •
1 1
Figura 4.16. Sistema de Tubería Revestidor Fijo.
La tubería transmite el fluido motriz a presión hacia abajo, hasta la bomba. El
fluido motriz utilizado para operar la bomba, más la producción del pozo retoman a
través del espacio anular entre la tubería de inyección y el revestidor. En este diseño, el
gas producido obligatoriamente deberá ser manejado por la bomba. A veces, se utiliza
una sarta separada de la tubería para el venteo de gas. El venteo es necesario en aquellos
pozos que producen con alta relación gas petróleo y debajo del punto de saturación. Este
tipo de completación solo es utilizado en sistemas abiertos FMA.
b 50
ry e) Otras Disposiciones
F Las bombas hidráulicas pueden adaptarse a casi cualquier disposición de tubería
que se pueda concebir. En consecuencia, se dispone de bombas cuyo diámetro puede
[" variar entre IX" de diámetro interno hasta 4 x/2" de diámetro extemo.
rii Circulación Inversa
l Este tipo de sistema utiliza un diseño libre paralelo, ligeramente modificado,
„ donde el fluido motriz es dirigido hacia abajo a través de la sarta de menor diámetro y la
producción de los fluidos producidos por el pozo son desplazados a superficie en
[ conjunto con el fluido motriz mediante lasarta de mayor diámetro.
F Este sistema permite que el fluido motriz más la producción utilice la sarta de
mayor tamaño para retomar y de esta manera se minimice las pérdidas de carga en elr
m sistema. También, permite ventear el gas al anular y proteger el revestidor contra la
F corrosión. Este sistema es comúnmente utilizado con bombas jet, aunque se ha utilizado
también en algunas instalaciones con bombas reciprocantes. La bomba requiere de un
•* dispositivo automático de cierre para mantener y fijar la bomba en el fondo, durante la
f' operación de bombeo, ynecesita de una herramienta, que se deja caer para liberarla, antesm
de que la bomba pueda ser llevada a superficie. La Fig. 4.17 muestra un sistema de
• circulación inversa.
jg Pozos Duales
I Cuando dos pozos tienen zonas con diferentes presiones de yacimiento, nov.
resultaría práctico permitir la comunicación entre ellas por que los fluidos almacenadosr•" en la zona de alta presión fluirían hacia la zona de menor presión. En consecuencia, si se
I»
rm
51
requiere el uso de algún método de bombeo, lo conveniente sería utilizar dos bombas de
subsuelo para producir ambas zonas independientemente. Ya que ambas bombas
necesitaran una tasa y presión de fluido motriz en superficie diferente, será necesario
entonces considerar una línea individual para el fluido motriz requerido por cada una de
éstas, haciendo más compleja la completación del pozo. En algunos casos, zonas duales
han sido puestas a producción separadamente mediante el uso de una doble bomba
accionadas con un mismo motor de fondo.
DISPOSITIVO DE PEZCA EN
POSICIÓN
Figura 4.17. Arreglo de Tubería de Circulación Inversa.
Bombas en Paralelo
Cuando los requerimientos de producción de un pozo exceden la capacidad de una
simple bomba es posible instalar dos bombas en paralelo o "Tándem" para duplicar la
r
m
52
capacidad de desplazamiento del equipo de fondo. Cada bomba se encuentran físicamente
conectadas a una simple unidad, pero cada bomba es libre de operar independientemente.
Las bombas en paralelo han sido históricamente utilizadas en sistemas de bombas
reciprocantes. Los arreglos de fondo pueden ser apreciados en Fig. 4.18.
Figura 4.18. Bombas en Paralelo o "Tándem".
Es posible utilizar bombas tipo jet con este arreglo, pero raramente es observado
en campo por cuanto es posible lograr suficiente capacidad utilizando una simple bomba
jet. Precisamente, esta particularidad alcanzada con las bombas tipo jet ha sido la causa
que los sistemas tándem en bombas reciprocantes ya no seanutilizados.
Válvula de Seguridad
Los pozos costa afuera y los que se encuentran en centros urbanos generalmente
requieren el uso de válvulas de seguridad en la tubería de producción. Estas válvulas
53
r̂ requieren de cierto valor de presión para mantenerlas abiertas, la cual se obtiene del
í
[
L
fluido motriz a alta presión. En caso de ocurrir un accidente en superficie,
específicamente en el cabezal del pozo, la presión del fluido motriz se liberaría,
fte ocasionando el cierre de la válvula y permitiendo mantener el control de la producción
del pozo.
4.2.2 Bombas Reciprocantes
Una unidad de bombeo tipo reciprocante o pistón es un mecanismo formado por
un motor hidráulico de fondo, acoplado a una bomba. El pistón del motor presenta un
diseño similar al pistón de la bomba y se encuentra expuesto a la presión del fluido
motriz, el cual se encuentra bajo el control de la válvula del motor. La válvula del motor
invierte la dirección de flujo del fluido motriz enunaforma alternada, lo que causa que el
pistón del motor actué recíprocamente hacia atrás y hacia delante.
El motor utiliza válvulas de cuatro vías para cambiar la alta presión del fluido
motriz a baja presión y descargar en ambos lados del pistón del motor de una manera
alternada. Estas válvulas del motor se utilizan en bombas de doble acción, para dar igual
fuerza en el recorrido ascendente y descendente. Las válvulas de tres vías son utilizadas
en motores con pistones de área diferente que siempre tiene fluido motriz de alta presión
sobre un lado del pistón y cambia la presión del fluido motriz dealta a baja presión sobre
la otra cara del pistón. Este tipo deválvula es de uso común enbombas de simple acción,
lascuales no requieren de una alta fuerza cuando no se encuentran desplazando fluidos a
la superficie.
1^
F
F
F
L
C
[
54
a) Principio de Funcionamiento
Existe una gran variedad de modelos de bomba tipo pistón y cada uno de éstas es
único en cuanto a su diseño. Sin embargo, su principio de funcionamiento es básicamente
el mismo. Originalmente, el motor y la bomba fueron designados como "Unidad de
Producción", pero en la práctica siempre se les ha llamado "Bomba", con la
particularidad que al motor se le refiere como el "extremo motor de la bomba" y a la
bomba como el "extremo de bombeo" de la bomba. La Fig. 4.19 muestra una Bomba
KOBE tipo "A" completa.
Extremo Motor
de la Bomba
Extremo de
Bombeo
Figura 4.19. Bomba Completa KOBE Tipo A.
Considérese el extremo motor de la bomba KOBE tipo "A", tal como se muestra
en Fig. 4.20. En su carrera descendente, ver Fig. 4.20 (a), puede notarse que el fluido
motriz a alta presión esta siendo inyectado en la parte superior del pistón del motor,
mientras que el fluido motriz de retomo, ubicado en el lado inferior del pistón, esta
L
55
siendo descargado al exterior del motor a través de la válvula del motor. Cuando el pistón
llega al final de la carrera descendente, el diámetro reducido en la parte superior del
vastago de la válvula permite la entrada de fluido motriz de alta presión por debajo de la
válvula del motor, tal como se aprecia en la Fig. 4.20 (b). Debido a que la válvula del
motor tiene mayor área en su parte inferior con respecto a la parte superior, ésta se
desplazara hacia arriba como consecuencia de la fuerza resultante al actuar una misma
presión de fluido sobre áreas distintas y en direcciones opuestas.
Válvula del
Motor
Vastago dela Válvula
Pistón del
Motor
Conexión al
Pistón de la •
Bomba
i-
(a)
Válvula del
Motor
Vastago dela Válvula
Pistón del
Motor
+
i r-
(b)
Figura 4.20. Bombas KOBE Tipo A. Carrera Descendente del Extremo Motor.
Con la válvula del motor en la posición superior, como puede apreciarse en Fig.
4.21 (c), la dirección de flujo del fluido motriz se invierte y, en consecuencia, el pistón
comenzará su carrera ascendente. Cuando el pistón llega al final de la carrera ascendente,
como se muestra en Fig. 4.21 (d), el diámetro reducido del extremo inferior del vastago
de la válvula conecta el área debajo de la válvula a la descarga, o zona de baja presión.
Con la alta presión por encima de la válvula y solamente con presión de descarga abajo,
la válvula se desplazará hacia arriba, para repetir el ciclo.
í
c
p
i
fi
(C)
Válvula del
Motor
Válvula de
la Varilla
Pistón del
Motor
56
(«0
Figura 4.21. Bombas KOBE Tipo A_ Cartera Ascendente del Extremo Motor.
Por otra parte, el extremo de bombeo, mostrado en Fig. 4.22, esta siendo
accionadapor medio de un vastago o eje proveniente del extremo motor de la bomba en
forma descendente. Esta bomba de doble acción, bombea fluido tanto en su carrera
ascendente, como descendente.
Válvulas de
Admisión
Figura 4.22. Bombas KOBE Tipo A. Extremo Bomba.
k 57
ai De acuerdo a la Fig. 4.22, el fluido proveniente del fondo del pozo se encuentra
f> llenando la parte superior del cilindro, mientras que el fluido ubicado justo debajo del
pistón esta siendo descargado a través de laválvula de salida, ubicada en laparte inferiorf
L de la bomba. La acción reciprocante del motor, obviamente, será completamente
reflejado sobre la bomba. Las características mecánicas más importantes que deben ser
resaltadas eneste tipo debombas pistón son: la relación deáreas entre el pistón del motor
y el de la bomba, designada generalmente como (PIE); y el número de secciones
motoras y de bombeo a ser utilizadas en la unidad. Usualmente, cuando se pueden usar
dos o más tamaños de bomba, se seleccionará la de mayor capacidad de levantamiento
(menor valor de PIE). La razón de esto es que se requerirá menor presión de fluido
motriz, siendo esto favorable para la bomba de superficie.
b) Relación Bomba a Motor (PIE)
Representa la relación de área neta del pistón de labomba al área neta del pistón
del motor. Su valor es fundamental para la selección de la bomba y los fabricantes listan
en sus tablas de especificaciones los valores numéricos de PIE para cada tamaño de
bomba. Valores de PIE mayores a 1.0 indican que el pistón delabomba es mas grande
•* que el pistón del motor. Esta relación seria apropiada en pozos someros, de baja
f profundidad de levantamiento, donde resulta más importante el desplazar grandes
volúmenes fluidos desde el fondo del pozo. Valores de PIE menores a 1.0 son típicos
[en instalaciones de bombeo hidráulico en pozos profundos, donde la altura de la columna
F de fluidos a levantar tiene mayor relevancia. Por supuesto que entre mayores valores de
p-, PIE sean considerados, mayor presión de operación en superficie será requerida por el
sistema. Las bombas de superficie ofrecidas porlos fabricantes pueden alcanzar presiones
fíI»
fp1
m
p
r
58
de hasta 5000 Lpc, sin embargo, muy pocas instalaciones hidráulicas utilizan presiones
superiores a 4000 Lpc, excepto en pozos muy profundos. Alrededor de un 80 - 90 % de
las instalaciones utilizan una presión de operación que oscilan entre un rango de
2200 - 3700 Lpc .
c) Pérdidas por Fricción
En una bomba tipo pistón, éstas pérdidas se deben principalmente a la fricción
mecánica e hidráulica de la bomba. Son proporcionales a la velocidad de bombeo y ya
que entre un 75 - 80 % de las pérdidas ocurren en el extremo motor de la bomba, las
pérdidas por fricción deben ser entonces corregidas por efecto de la viscosidad y
gravedad específica del fluido motriz. Las pérdidas por fricción ÁPf (Lpc) pueden ser
obtenidas en forma gráfica, mediante el uso de Fig. 4.23, como una función de la tasa
total de flujo qm (BD), o en forma analítica, cuya ecuación matemática será discutida en
secciones posteriores.
100% 80% 60% 40%
O 1200 1000 100 600 400 200 0 1OO0 2000 3000 4000 SOOO 6000 7000
PERCUDASPOR FRICCIÓN EN LA UNIDAD DE BOMBEO, ¿Pn TASA TOTAL DE FLUJO (MOTOR * BOMBA). Q„
/*=!•« Hf.=\ücSt.
Figura 4.23. Pérdidas por Fricción en Bombas Hidráulicas Tipo Pistón.
59
d) Selección del Equipo
Una vez que la unidad de subsuelo ha sido seleccionado y su presión y tasa de
fluido motriz calculada, se deberá entonces seleccionar un apropiado equipo de bombeo
en superficie. Diferentes compañías ofrecen listas de equipos disponibles, con una
descripción detallada de los diferentes tipos de bombas a ser utilizadas en sistemas de
bombeo hidráulico. Las Tablas 4.1 al 4.7 listan las principales características de las
bombas KOBE, referidas básicamente a: Tamaño y tipo de bomba, relación bomba a
motor (P/E) y (P/E)max y tasa de bombeo.
Tabla 4.1. Bomba KOBE Tipo A. Motor Simple, Bomba Simple.
BOMBA KOBE TIPO A - MOTOR SIMPLE, BOMBA SIMPLE
Desplazamiento
Tamaño o descripción B/D por EPM Máxima Vel.
de la bomba P/E de Régimen Motor Bomba de régimen EPM
2x1-13/16 0.545 139 2.15 1.15 121
2x1-1 1.000 254 2.15 2.10 121
2x1-1 3/16 1.546 393 2.15 3.25 121
2x1 3/16-1 0.647 254 3.30 2.10 121
2x13/16-13/16 1.000 393 3.30 3.25 121
21/2x1 1/4-1 0.520 256 5.20 2.56 100
21/2x1 1/4-11/8 0.746 367 5.02 3.67 100
21/2x1 1/4-1 1/4 1.000 492 5.02 4.92 100
2 1/2x1 1/4-17/16 1.431 703 5.02 7.03 100
21/2x17/16-11/4 0.700 492 7.13 4.92 100
21/2x1 7/16-17/16 1.000 703 7.13 7.03 100
3x1 1/2-1 1/4 0.592 486 9.61 5.59 87
3x1 1/2-13/8 0.787 646 9.61 7.43 87
3x11/2-1 1/2 1.000 821 9.61 9.44 87
3x1 1/2-13/4 1.480 1218 9.61 14.00 87
3x13/4-1 1/2 0.676 821 14.17 9.44 87
3x13/4-13/4 1.000 1218 14.17 14.00 87
4x2-13/4 0.687 1108 21.44 14.40 77
4x2-2 1.000 1617 21.44 21.00 77
4x2-23/8 1.541 2502 21.44 32.50 77
4x23/8-2 0.649 1617 32.94 21.00 77
4x23/8-23/8 1.000 2502 32.94 32.50 77
i
r
Tabla 4.2. Bomba KOBE Tipo A. Motor Simple, Bomba Doble.
BOMBA KOBE TIPO A - MOTOR SIMPLE, BOMBA DOBLE
Desplazamiento
Tamaño o descripción B/DporEPM Máxima Vel.
delabomba'.. P/E de Régimen Motor Bomba tferegimenEPM
2x13/16-1x1 1.290 508 3.30 4.20 121
2x1 3/16-1 3/16x1 1.647 647 3.30 5.35 121
2x13/16x13/16 2.000 786 3.30 6.50 121
21/2x1 7/16-1 1/4x1 1/4 1.400 984 7.13 9.84 100
21/2x1 7/16-1 1/4x1 7/16 1.701 1195 7.13 11.95 100
3x13/4-1 1/4x1 1/4 2.000 1406 7.13 14.06 100
3x13/4-1 1/2x1 1/2 0.800 972 14.17 11.18 87
3x13/4-1 3/4x1 1/2 1.351 1642 14.17 18.88 87
3x13/4-13/4x1 3/4 1.675 2039 14.17 23.44 87
4x23/8-2x13/4 2.000 2436 14.17 28.00 87
4x23/8-2x2 1.094 2725 32.94 35.40 77
4x23/8-23/8x2 1.299 3234 3Z94 42.00 77
4x23/8-23/8x23í8 1.650 4119 32.94 43.50 77
4x23/8-2x13/4 2.000 5005 32.94 65.00 77
Tabla 4.3. Bomba KOBE Tipo B. Motor Simple, Bomba Simple.
Tamaño p descripción
de la bomba
BOMBA KOBE TIPO B-MOTOR SIMPLE, BOMBA SIMPLE
Desplazamiento
de Régimen
B/DporEPM
Motor Bomba
Máxima Vel.
de régimen EPM
60
2x13/8-1 3/16 0.700 381 4.54 3.15 121
2x1 3/8-1 3/8 1.000 544 4.54 4.50 121
2 1/2x13/4-1 1/2 0.685 744 10.96 7.44 100
2 1/2x13/4-1 3/4 1.000 1086 10.96 10.86 100
3x21/8-1 7/8 0.740 1388 21.75 15.96 87
3x2 1/8-2 1/8 1.000 1874 21.75 21.55 87
[
f
Tabla 4.4. Bomba KOBE Tipo B. Motor Simple, Bomba Doble.
BOMBA KOBE TIPO B -MOTOR SIMPLE, BOMBA DOBLE
Tamaño o descripción
delabomba
Relación
Desplazamiento
Velocidad B/DporEPM
deRégimen Motor Bomba
Máxima Vel.
de régimen EPM
2x13/8-13/16x13/16 1.380 751 4.54 6.21 121
2x13/8-13/8x13/16 1.680 913 4.54 7.55 121
2x13/8-13/16x13/8 1.980 1076 4.54 8.90 121
2 1/2x13/4-1 1/2x1 1/2 1.336 1452 10.96 14.52 100
21/2x13/4-13/4x1 1/2 1.652 1794 10.96 17.94 100
21/2x13/4-13/4x13/4 1.957 2136 10.96 21.36 100
3x21/8-17/8x17/8 1.454 2726 21.75 31.34 87
3x21/8-2 1/8x17/8 1.714 3213 21.75 36.94 87
3x21/8-2 1/8x21/8 1.974 3700 21.75 42.53 87
Tabla 4.5. Bomba KOBE Tipo D. Motor Doble, Bomba Simple.
BOMBA KOBE TIPO D-MOTORDOBLE, BOMBA SIMPLE
Desplazamiento
Tamaño o descripción B/D por EPM Máxima Vel.
delabomba P/E deRégimen Motor Bomba de regimenEPM
2x13/16x13/8-13/16 0.407 381 7.79 3.15 121
2x13/16x13/8-13/8 0.581 544 7.79 4.50 121
2 1/2x17/16x13/4-1 1/2 0.411 744 47.99 7.44 100
21/2x17/16x13/4-13/4 0.608 1086 17.99 10.86 100
3x13/4x21/8-17/8 0.449 1357 35.74 15.96 87
3x13/4x21/8-21/8 0.606 1874 35.74 21.55 87
Tabla 4.6. Bomba KOBE Tipo D. Motor Doble, Bomba Doble.
BOMBA KOBE TIPO D -MOTOR DOBLE. BOMBA DOBLE
Desplazamiento
Tamaño o descripción B/DporEPM
déla bomba P/E de Régimen Motor Bomba de régimen EPM
2x 1 316x 13/8-1 3/16X 1 3/16 0.802 751 7.79 6.21 121
2x1316x13/8-13/8x13/16 0.976 913 7.79 7.55 121
2x 1316x1 3/8- 13/8X 13/8 1.150 1076 7.79 8.90 121
21/2x17/16x13/4-11/2x11/2 0.813 1452 17.99 14.52 100
21/2x1 7/16X 13/4-13/4x11/2 0.976 1794 17.99 17.94 100
21/2x1 7/16X 13/4-1 3/4x 1 3/4 1.196 2136 17.99 21.36 100
3x13/4x21/8-17/8x17/8 0.882 2726 35.74 31.34 87
3x13/4x21/8-21/8x17/8 1.039 3213 35.74 36.94 87
3x13/4x21/8-21/8x21/8 1.197 3700 35.74 42.53 87
61
i
L^
r
Ly
Tabla 4.7. Bomba KOBE Tipo E. Motor Simple, Bomba Simple.
BOMBA KOBE TIPO E> MOTOR SIMPLE, BOMBA SIMPLE
Tamaño o descripción
delabomba
Desplazamiento
Velocidad B/D por EPM
deRégimen - Motor Bomba
Máxima Vel.
de régimen EPM
2x13/8 1.152 1311 18.35 21.15 62
2 1/2x1 3/4 1.146 2397 37.35 42.81 56
3x21/8 1.142 4015 66.32 75.76 53
62
4.2.3 Bombas Jet
Las bombas jet representan otro tipo de bomba de subsuelo que puede ser
utilizado en sistemas de bombeo hidráulico. Este tipo de bomba ha sido adaptada a las
características de diseño del ensamblaje de fondo, por lo que representan una alternativa a
las bombas convencionales del tipo reciprocante. La característica más resaltante de este
dispositivo es que no posee partes móviles (la acción de bombeo se logra a través de la
transferencia de energía entre el fluido de potencia y el fluido producido) lo que permite
tolerar fluidos abrasivos y corrosivos provenientes del pozo.
La poca vibración y la característica de bomba libre les hacen ideal para ser
utilizadas con registradores de presión para monitorear esta variable a diferentes tasas de
flujo. Las bombas jet se encuentran afectadas por cavitación a la entrada de la garganta y
a bajas presiones de entrada de la bomba, por lo que este efecto debe ser considerado en
el diseño.
Adicionalmente y debido a la naturaleza de las curvas de la bomba, los cálculos
requeridos para el diseño de este tipo de instalaciones son complejos y requieren de
procesos iterativos, lo que supone el uso de programas de computación.
Ií1
r
63
a) Principio de Funcionamiento
El principio de funcionamiento se debe básicamente al efecto de transferencia de
cantidad de movimiento o momento, entre el fluido motriz y el fluido producido por el
pozo. El mecanismo de operación se basa en el principio de Bernoulli, el cual enuncia
que "sobre unplano constante, lasuma de las energías cinéticas y potencial deun flujo es
constante; por tanto, si su velocidad aumenta, su presión disminuye y viceversa". LaFig.
4.24 muestralas partes fundamentales de una bombajet.
jmJ
Tubería dé Inyeccióndel Fluido Motriz
Boquilla
Garganta
Difusor
Anular de Retomo
de la Mezcla
Cámara de Entrada de
los Fluidos del Pozo
Figura 4.24. Esquema de una BombaJet.
La Fig. 4.25 muestra los cambios en el perfil de velocidad y presión de los
fluidos, que ocurre cuando éstos pasan a través de una bomba tipo jet. El proceso de
transferencia de energía es el siguiente: El fluido motriz a alta presión es inyectado al
^u
r
rm
[
P
64
pozo a través de la tubería de inyección. Este fluido al llegar a la bomba de subsuelo,
pasa a través de la boquilla donde se convierte en un chorro a baja presión (alta
velocidad).
Boquilla
Perfil de Presión
Perfil de Velocidad
Garganta Difusor
Figura 4.25. Cambiosen el Perfil de Presióny Velocidadque ocurre en una BombaJet.
La presiqn a la entrada de la garganta es menor que la presión de entrada de los
fluidos a la bomba, lo que garantiza el acceso de los fluidos producidos a la bomba
misma. El fluido proveniente del fondo del pozo, luego de pasar por la cámara de entrada
de la bomba, se pone en contacto con el fluido inyectado y ambos como una mezcla se
dirigirán hacia la garganta donde ocurrirá la transferencia de energía. Posterior a la
garganta, la mezcla de fluidos pasa por el difusor donde la velocidad se reduce por
cambios en el área transversal al flujo, lo que genera un incremento en la presión de los
fluidos, a tal punto que esta energía es suficiente como para llevar la mezcla de fluidos
hasta superficie. La boquilla, la garganta y el difusor constituyen los principales
elementos de estudio de estas unidades y la mayoría de los trabajos experimentales que se
[
(n
í
r
65
realizan sobre el tema se focalizan hacia un mejor entendimiento en cuanto a la óptima
relación geométrica entre estos componentes. Para hacer una analogía con las bombas
hidráulicas reciprocantes, se podría decir que la boquilla representa la sección motriz de
la bomba, y la garganta y el difusor la sección de bombeo.
b) Cavitación
El fenómeno de cavitación ha sido tema de numerosas investigaciones. A la
entrada de la garganta, la presión deberá permanecer por encima de la presión de vapor
del agua, para evitar la formación de burbujas y así prevenir daños en la bomba por
cavitación. La Fig. 4.26 muestra el perfil de presiones de los fluidos que pasan a través de
uxúl UUiiiua J^¡-.
Boquilla
Presión de Entrada a la Bomba
Presión de Vapor del Agua
Garganta
Daños en la GargantaDebido a Cavitación
Figura 4.26. Efectos de la Cavitaciónen BombasJet.
Presión de Descargade ta Bomba
tu 66
rta La parte superior de la Fig. 4.26 muestra que si la presión es inferior ala presión
f de vapor del agua, se estimulará la formación de burbujas y éstas, a su vez, actuaran
como un estrangulador de flujo dentro de la garganta. El aumento de producción no será
^ posible aesa presión de entrada de la bomba, incluso si la presión yla tasa del fluidoí motriz son incrementadas.
p Amedida que la presión de los fluidos incrementa, en el interior de la garganta
ocurrirá el colapso o implosión de estas burbujas sobre la superficie de la misma
L causando ondas de choque, las cuales eventualmente erosionarían el área interna de lagarganta. Estos cambios geométricos influirán negativamente sobre el rendimiento de la
bomba. En consecuencia, para una determinada tasa de flujo y presión de entrada de la
bomba, existirá una mínima área de flujo anular garganta-boquilla necesaria para
mantener lavelocidad suficientemente baja para evitar cavitación.
En otras palabras, el punto de cavitación es también un punto de limitación para el
flujo, ya que representa la máxima tasa que se puede obtener auna determinada presión
de entrada a la bomba, sin causar daños a la garganta. Aunque ningún análisis teórico
sobre este fenómeno ha sido publicado, algunos fabricantes han desarrollado ypresentado
algunos gráficos basados en resultados experimentales, los cuales permiten predecir
zonas de cavitación como función de la relación área garganta-boquilla ycondiciones de
producción.
Por otra parte, la experiencia de campo ha mostrado que en la mayoría de los
pozos productores de petróleo, la erosión ocasionada por este fenómeno es muy baja,
probablemente por que el gas producido amortigua el sistema mediante la reducción de la
velocidad de propagación de las ondas de choque de las burbujas colapsadas. Por el
r
[
67
contrario, se ha aceptado que el fenómeno de cavitación ocurre solamente en pozos con
muy alto corte de agua y poca presencia de gas. Bajo estas condiciones, la erosión por
cavitación ha sido observada, incluso a muy bajas tasas de producción.
c) Tamaño de Boquillas y Gargantas
En la actualidad, las empresas suplidoras trabajan con tres marcas de bombas:
TRICO (Kobe, OilMaster) y DRESSER (Guiberson). Estos fabricantes ofrecen
combinaciones de boquillas y gargantas diferentes. Las bombas de las marcas TRICO
(Kobe, OilMaster) incrementan las áreas de la garganta y la boquilla en base a una
progresión geométrica definida. El factor de incremento de Kobe es 101/9 =1.29155 y el
factor de OilMaster es 4/^-1.27324. El sistema de tamaños ofrecido por DRESSER
(Guiberson) emplea un concepto de progresión geométrica similar, pero no usa el mismo
factor para todo el rango de dimensiones.
En tamaños más pequeños, la tasa de incremento en área es mayor que los
utilizados por TRICO. En tamaños más grandes, donde se requiere sistemas de mayor
potencia, la tasa de incremento en tamaño es menos rápida, comparada con otros
fabricantes paralimitarlos requerimientos de potencia.
Los tamaños ofrecidos por DRESSER cubren ligeramente un mayor rango que
aquellos ofrecidos por TRICO. Los tamaños de boquillas y gargantas ofrecidos por estos
fabricantes se encuentran disponibles en Tabla 4.8.
[
Tabla4.8. Tamaños Disponibles por Fabricantes de Gargantas y Boquillas.
TAMAÑOS 0E BOQUILLAS Y GARGANTAS
OILMASTER GUILBERSON
68
Nozzle Throfat .; . Nozzle - 7 Tiiroat *;:::-;;. Nozzle '-..;••'••• Throat -.--.;.;• -;;
N° Área N° Área N° Área N° Área N° Área N° Área
1 0.0024 1 0.0060 1 0.0024 1 0.0064 DD 0.0016 0 0.0044
2 0.0031 2 0.0077 2 0.0031 2 0.0081 CC 0.0028 0 0.0071
3 0.0040 3 0.0100 3 0.0039 3 0.0104 BB 0.0038 0 0.0104
4 0.0052 4 0.0129 4 0.0050 4 0.0131 A 0.0055 1 0.0143
5 0.0067 5 0.0167 5 0.0064 5 0.0167 B 0.0095 2 0.0189
6 0.0086 6 0.0215 6 0.0081 6 0.0212 C 0.0123 3 0.0241
7 0.0111 7 0.0278 7 0.0103 7 0.0271 D 0.0177 4 0.0314
8 0.0144 8 0.0359 8 0.0131 8 0.0346 E 0.0241 5 0.0380
9 0.0186 9 0.0464 9 0.0167 9 0.0441 F 0.0314 6 0.0452
10 0.0240 10 0.0599 10 0.0212 10 0.0562 G 0.0452 7 0.0531
11 0.0310 11 0.0774 11 0.0271 11 0.0715 H 0.0661 8 0.0661
12 0.0400 12 0.1000 12 0.0346 12 0.0910 I 0.0855 9 0.0604
13 0.0517 13 0.1292 13 0.0441 13 0.1159 J 0.1257 10 0.0962
14 0.0668 14 0.1668 14 0.0562 14 0.1476 K 0.1590 11 0.1195
15 0.0863 15 0.2154 15 0.0715 15 0.1879 L 0.1963 12 0.1452
16 0.1114 16 0.2783 16 0.0910 16 0.2392 M 0.2463 13 0.1772
17 0.1439 17 0.3594 17 0.1159 17 0.3046 N 0.3117 14 0.2165
18 0.1858 18 0.4642 18 0.1476 18 0.3878 P 0.3848 15 0.2606
19 0.2400 19 0.5995 19 0.1879 19 0.4938 16 0.3127
20 0.3100 20 0.7743 20 0.2392 20 0.6287 17 0.3750
21 1.0000 18 0.4513
22 1.2916 19 0.5424
23 1.6681 20 0.6518
24 2.1544
La progresión empleada por OilMaster y Kobe, determina una relación de áreas
fija entre lasboquillas y lasgargantas. Paraunaboquilla dada, combinada con un mismo
número de a garganta, siempre dará la misma relación de áreas: 0.383 para sistemas
OilMaster y 0.4 para Kobe. A este tipo de relación de áreas se le denomina relación A.
Sucesivos tamaños mas grandes de gargantas combinados con una boquilladada generan
la relación de áreas B, C, D y E. Las Tablas 4.9 y 4.10 muestran la relación de áreas
anteriormente mencionada.
Tabla 4.9. Relación de Área AnularBoquilla/Garganta. Fabricante KOBE.
ÁREA ANULAR BOQUILLA/GARGANTA (KOBE)
Nozzle A-
0.0036 0.0053 0.0076 0.0105 0.0143
0.0029 0.0046 0.0069 0.0098 0.0136 0.0184
0.0037 0.0060 0.0089 0.0127 0.0175 0.0231
| 0.0048 0.0077 0.0115 0.0164 0.0227 0.0308
| 0.0062 0.0100 0.0149 0.0211 0.0293 0.0397
| 0.0080 0.0129 0.0192 0.0273 0.0378 0.0513
| 0.0104 0.0167 0.0248 0.0353 0.0488 0.0663
| 0.0134 0.0216 0.0320 0.0456 0.0631 0.0856
I 0.0174 0.0278 0.0414 0.0589 0.0814 0.1106
| 0.0224 0.0360 0.0534 0.0760 0.1051 0.1428
| 0.0289 0.0464 0.0690 0.0981 0.1358 0.1840
I 0.0374 0.0599 0.0891 0.1268 0.1749 0.2382
| 0.0483 0.0774 0.1151 0.1633 0.2265 0.3076
| 0.0624 0.1001 0.1482 0.2115 0.2926 0.3974
I 0.0806 0.1287 0.1920 0.2731 0.3780 0.5133
| 0.1036 0.1668 0.2479 0.3528 0.4881 0.6629
| 0.1344 0.2155 0.3203 0.4557 0.6304 0.8562
| 0.1735 0.2764 0.4137 0.5885 0.8142 1.1058
I 0.2242 0.3595 0.5343 0.7600 1.0516 1.4282
I 0.2896 0.4643 0.690-1 0.9817 1.3583 1.8444
69
L
70
Tabla 4.10. Relación de Área Anular Boquilla/Garganta. Fabricante OILMASTER.
ARÉA ANULAR BOQUILLA/GARGANTA (OILMASTER)
Nozzle :-[ f:::V:x; •:- ^,;A;',Í:. ;:.;:• m y.; V :::.-C;.?:>•••• .,^D..;.;;: \;¿rh**c.z.i 0.00 0.0040 0.0057 0.0080 0.0108 0.0144
2 0.0033 0.0050 0.0073 0.0101 0.0137 0.0183
3 0.0042 0.0065 0.0093 0.0129 0.0175 0.0233
4 0.0054 0.0082 0.0118 0.0164 0.0222 0.0296
5 0.0066 0.0194 0.0150 0.0208 0.0282 0.0377
6 0.0087 0.0133 0.0191 0.0265 0.0360 0.0481
7 0.0111 0.0169 0.0243 0.0338 0.0459 0.0612
8 0.0141 0.0215 0.0310 0.0431 0.0584 0.0779
9 0.0179 0.0274 0.0395 0.0548 0.0743 0.0992
10 0.0229 0.0350 0.0503 0.0698 0.0947 0.1264
11 0.0291 0.0444 0.0639 0.0888 0.1205 0.1608
12 0.0369 0.0564 0.0813 0.1130 0.1533 0.2046
13 0.0469 0.0716 0.1035 0.1438 0.1951 0.2605
14 0.0597 0.0914 0.1317 0.1830 0.2484 0.3316
15 0.0761 0.1164 0.1677 0.2331 0.3163 0.4223
16 0.0969 0.1482 0.2136 0.2968 0.4028 0.5377
17 0.1234 0.1888 0.2720 0.3779 0.5128
18 0.1571 0.2403 0.3463 0.4812
19 0.2000 0.3060 0.4409
20 0.2546 0.3896
El fabricante DRESSER utiliza una progresión para boquillas y gargantas que no
es constante sobre todo el rango de opciones. Por lo tanto, las combinaciones
boquilla/garganta no establece una relación de áreas fijas. Sin embargo, las relaciones que
resultan cubren similar rango al ofrecido por los otros fabricantes. En el sistema
DRESSER (Guiberson), el tamaño de la boquilla y la garganta designan el tamaño de la
bomba. La Tabla 4.11 muestra las diferentes combinaciones posibles de boquilla/garganta
ofrecidas por la empresa Guiberson.
r
L
71
Tabla 4.11. Relación de Área Anular Boquilla/Garganta. Fabricante GUIBERSON.
RELACIÓN ÁREA Y ÁREA ANULAR BOQUILLA«3ARGANTA (GUIBERSON)
Throats' . 00 o.p
R
AS
: .0.360.0028
0 22
0.0056
Throats 0.0 0.0 0.0 1.0
R 0.64 0.40 0.27 0.20
AS 0.0016 0.0043 0.0076 Q.0115
Throats 0.0 00 . 10 2 0
R 0.54 0.37 0.2 7 0.2O.
AS 0.0032 0 0065 0.0105 00150
Throats 0.0 1.0 2.0 3.0
R 0.53 0.39 0.29 0.23
AS 0.0048 0.0088 0.0133 0.0165
Throats 0.0 1.0 2.0 3.0 .4.0. 5.0 6.0
R " :0.92 0 66 0 50 .0 40 . 0 30 •'.- 0.25 •EQAS 0.0009 O.0048 0 0094 0 0145 0O219 0 0285 0.0357
Throats 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0
R 0.86 0.65 0.51 0.39 0.32 0.27 0.23
AS 0 0020 0 0O65 0 0118 0.0191 0.0257 0.0330 0.0408
Throats "'3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 . .80 9.0
FÍ .0 74 0.56 0.4.6 0.39 0 33 .0:27. 0 22
AS • OO064 00137 O.02O3 0.0276 0.Ú3S4 ,0.0484 0.0628
Throats 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0
R 0.77 0.63 0.53 0.45 0.36 0.30 0.25
AS 0.0074 0.0140 0 0212 0 0290 0 0420 0.0564 0.0722
Throats 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 110 . 12 0
R__' .'•'_:0.69 0,59 0.48 0.39 ,0 33 0.26 0.22
AS 0.0138 00217 0.O346 00490 0 0648 0 0880 0 1138
Throats 8.0 9.0 10.0 11.0 12.0 13.0 14.0
R 0.68 0.56 0.47 0.38 0.31 0.26 0.21
AS 0.0208 0.0352 0.0510 0 0742 0.1000 0.1320 0.1712
Throats . 10.0 11.0 .12.0 13 O 14,0 15.0 16.0
R 0 69 0 65 0,45 0.37 0.30 . 6.26 021
AS 0.0302 0.0534 0,0792 01112 O 1504 0.1945 0.2467
Throats 11.0 12.0 13.0 14.0 15.0 16.0 17.0
R 0.72 0.59 0.48 0.40 0.33 0.27 023
AS 0 0339 0.0597 0.0917 0.1309 0.1750 0.2272 0.2895
Throats - . 13.0 14,0 .15 0 16.0 17,0 18.0 .19.0
R O 71 0.58 . 04S 0 40T ,: 0.34 0 28 .'. .0 23
AS 0.0515 0.0908 0 1349 0.1871 0.2493 OÍ325S 0.4167
Throats 15.0 16.0 17.0 18.0 19.0 20.0
R 0.61 0.51 0.42 0.35 0.29 0.24
AS 0.1015 0.1537 0.2160 Qt2922 0.3833 0.4928
Throats 16.0 17.0 18 0 19.6 20.0
R 0.63 0 52 0.44 0.36 .0.30
AS bEEEOSI Mtmniwm p8B5gE|| 0.3460 4.5550
Throats 17.0 18.0 190 20.0
R 0.66 0.55 0.45 0.38
AS 0.1287 0.2050 0.2961 0.4055
Throats .18,0 19.0 20.0
R
AS
0.69
0.1395
,0.57
O 2306
, 0.48
0,3401
Throats 19.0 20.0
R 0.71 0.59
AS 0.1575 0.2670
11.0
0.20
O 0954
La mayor parte de relacionesde áreas comúnmenteutilizada se encuentra entre un
rango de 0.400 - 0.235. Una relación de áreas superior a 0.400 se utiliza en pozos muy
profundos o cuando se dispone de una muy baja presión en superficie y se requiere de
alto nivel de levantamiento. Relaciones de áreas menores a 0.235 son utilizadas en pozos
t
L
72
someros o cuando se requiera bajas presiones a la entrada de la garganta para evitar
cavitación.
d) Curva de Comportamiento de la Bomba Jet
La mayoría de los fabricantes de bombas jet ofrecen un gran número de
combinaciones de boquilla y garganta para diferentes condiciones de bombeo. Por cada
tamaño de boquilla, se dispone en general de cinco o más tamaños de gargantas. Ya que
no existe una estandarización de estos tamaños entre los fabricantes, el número de
posibles curvas de comportamiento de la bomba se hace muy grande. Debido a que cada
curva es realmente una familia de curvas que depende de la presión en la boquilla, la
selecciónapropiada de un cierto tipo de bomba para un pozo en particularpuede resultar
difícil y complicada. Para simplificar este problema, se requirió de una representación
matemática unificada, la cual consistió en adimensionar el sistema de ecuaciones de
maneraque las mismas puedan ser aplicables a cualquier tamaño de bomba. Inicialmente,
es necesario definir algunas variables del tipo geométrico y de producción, las cuales
intervienen el sistema de ecuaciones anteriormente mencionado. Para tal fin, se hará uso
de la Fig. 4.27.
<?s,ps
Boquilla
¿¿gkaffl$j^sá¿&fiffl
Figura 4.27. Efectos de la Cavitación en Bombas Jet.
[73
De acuerdo a Fig. 4.27, qs y Ps representan la tasa de producción y la presión de
succión de la bomba, respectivamente. qN y PN definen la tasa y presión del fluido
motriz en la boquilla, respectivamente. qD y PD denotan la tasa y presiónde descarga en
el difusor de la bomba, respectivamente. AN, AT y As representan el área de la boquilla
y garganta, así como la diferencia entre ambas, respectivamente. Existen tres variables
adimensionales importantes en la elaboración de las curvas de comportamiento de las
bombas hidráulicas tipo jet, las cuales se explicarán a continuación.
Relación Presión Adimensional N
Representa la relación adimensional entre el incremento de presión impartido al
fluido producido por el pozo a la pérdida de presión experimentada por el fluido motriz
en la bomba. Matemáticamente, esta relación es definida como:
P -PN= D s. (4.1)
P -P
Relación Flujo MúsicoAdimensional M
Se define como la relación adimensional entre el flujo másico del fluido del pozo
al flujo másico del fluido motriz, y se expresa como:
M's
kgn;*-, (4-2)
donde Gs y GN representan el gradiente del fluido producido y del fluido motriz,
respectivamente.
74
Relación Área Adimensional R
Es la relación adimensional entre el área de la boquilla al área de la garganta de la
bomba R.
R=^-. (4.3)
La Fig. 4.28 muestra la representación típica de la curva de comportamiento de
una bomba tipo jet.
2.40 36.00
•30.00
0.00
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60 1.80 2.00 2.20 2.40 2.60 2.80 3.00 3.20 3.40 3.60
FLUX) MÁSICO ADIMBOSIONAL M
_R=0.5 R = 0.4 R = 0.3 R = 0.25 R=0.2 R = 0.15
24.00 —
Ul
<
18.00
m
O
12.00 w
6.00
0.00
Figura 4.28. Curva de Comportamiento de las Bombas Tipo Jet.
De acuerdo a Fig. 4.28, altas relaciones de R están asociadas a bajos valores de
M y altos valores de N, lo cual implica menor capacidad de producción (en volumen de
fluido) y mayor capacidad de levantamiento. Por otra parte, la Fig. 4.28 también permite
visualizar que bajas relaciones R están relacionadas con menores valores de N y altos
valores de M, lo que significa menor capacidad de levantamiento y mayor capacidad de
r
í
75
producción (en volumen de fluido). LaFig. 4.29 resume los planteamientos anteriormente
señalados.
tfl=>-
ifiiijjiiipinuuui.|
In
ÍR=><
Figura 4.29. Efecto del Cambio de laRelación Área Adimensional, en Bombas Tipo Jet.
e) Coeficientes de Pérdidas por Fricción
Para abordar el problema de explicar los procesos que tienen lugar dentro de una
bomba hidráulica mediante un modelo matemático, los investigadores incluyeron dentro
del balance de energía y cantidad de movimiento, tres coeficientes de fricción para
considerar las pérdidas de energía sufridas por el fluido a su paso por las tres secciones
más importantes de la bomba, las cuales son: boquilla, garganta y difusor.
Los coeficientes fueron designados con la letra k, siendo kN el coeficiente de
fricción en la boquilla, kT el coeficiente de fricción en la garganta y kD el coeficiente de
fricción en el difusor. kT y kD, para propósitos de cálculo, han sido combinados para
obtenerun coeficiente representativo de las pérdidas por fricción en la sección garganta-
76
difusor km. Los valores típicos, encontrados en la literatura, para los coeficientes de
fricción kN y km son 0.03 y 0.2, respectivamente. En la actualidad, todoslos esfuerzos
de investigación están dirigidos a obtener valores adecuados de estos coeficientes, o a
plantearfunciones matemáticas que permitan su determinación, para mejorar la precisión
de los modelos de flujo propuestos y poder simular, en forma más adecuada, las variadas
condiciones de operación que puedan presentarse en el campo.
f) Ajuste por Presencia de Gas
La producción de un pozo generalmente se encuentra asociada a la presencia de
gas y es bien conocido que este fluido afecta la eficiencia de cualquier método de
levantamiento artificial por bombeo. Las ecuaciones utilizadas para el diseño de un
sistema hidráulico tipo jet han sido desarrolladas asumiendo la producción de líquido,
solamente. En consecuencia, se debe efectuar un especial tratamiento al sistema de
ecuaciones a fin de considerar el manejo de una mezcla multifásica.
Algunas simples, pero prácticas aproximaciones han sido propuestas en la
literatura para considerar la presencia de Gas. Cunningham (1954) demostró que si el
volumen de gas libre es adicionado al volumen de líquido, como si este fuera en verdad
un líquido, el comportamiento de la bomba seguiría las curvas convencionales de manera
aceptable. En consecuencia, la presencia de gas libre deberá ser considerada en el cálculo
de la relación de flujo másico adimensional M, necesaria para estimar la eficiencia de la
bomba jet Ey la relación de presión adimensional N, a partir de la curva de
comportamiento de la bomba jet. Por otra parte, se requerirá también realizar ciertos
ajustes y/o correcciones a los cálculos de área mínima requerida para evitar cavitación.
77
En este caso, se deberá agregar al cálculo de área mínima un área adicional
correspondiente al área ocupadapor el gas, a través de la garganta.
g) Selección del Equipo
Para diseñar una instalación de bombeo hidráulico, primero, deberá establecerse
el tipo de fluido motriz, el tipo de arreglo de tubería y decidir si seráo no venteado el gas
a la entrada de la bomba. Una vez definidos estos aspectos, los parámetros de un sistema
de bombeo hidráulico jet que se requieren determinar en el diseño son: Presión de
operación de la bomba de superficie PT; Requerimiento de potencia del motor HP;
Presión y tasa de fluido motriz, PN y qN, respectivamente; Presión y tasa de producción
a condiciones de succión de la bomba, Ps y qs, respectivamente; Presión y tasa de la
mezcla a condiciones de descarga, PD y qD, respectivamente; Relación de áreas
boquilla-garganta R.
El tamaño de la boquillay la garganta determinará la tasa de flujo. Por ejemplo, si
se selecciona una garganta tal que el área"de la boquilla representa el 60% del área de
ésta, se obtendría una capacidad de levantamiento relativamente alta y una tasa de fluido
bombeado baja. Este tipo de bombaes recomendada para pozos profundos, en los que se
requiere de una alta capacidad del levantamiento. Si por el contrario, se selecciona una
garganta tal que el área de la boquilla representa el 20% de ésta, se podrá manejar una
mayor tasa de producción, con una baja capacidad de levantamiento. Estetipo de bomba
es recomendada en pozos someros, donde no se requiere de una alta capacidad de
levantamiento.
78
Cualquier número de combinaciones de áreas son posibles para ajustarías a
distintos requerimientos de tasa o capacidad de levantamiento. Sin embargo, cualquier
intento de producir a muy bajos valores de M, con una relación de área adimensional R
del 20%o, sería ineficiente debido a las altas pérdidas por turbulencia que se generarían
en la sección de mezcla, entre la alta velocidad de chorro del fluido motriz y el bajo
movimiento del fluido proveniente del pozo. Del mismo modo, cualquier intento de
producir a muy altos valores de M, con una relación de área adimensional R del 60%,
sería ineficiente debido a las altas pérdidas por fricción que se generarían cuando los
fluidos producidos se mueven rápidamente a través de un área de garganta relativamente
pequeña. La selección del valor óptimo de R implicaría un equilibrio entre las pérdidas
por fricción y las pérdidas por turbulencia.
h) Accesorios
Se dispone de ciertos accesorios de fondo para sistemas de bombeo hidráulico
tipo jet. Los sistemas de bomba libre requieren el uso de una copa de suaveo "swab cup"
y una válvula fija "standing valve" para completar las operaciones de asentamiento y
desasentamiento de las bombas. Las copas de suaveo son colocadas sobre un mandril, el
cual se extiende por encima de la bomba.
Las válvulas fijas son necesarias en sistemas de bombas libres, para crear un tubo
en forma de "U" y prevenir la recirculación del fluido hacia el yacimiento. Durante las
operaciones de bombeo, la válvula fija se abre debido al flujo de fluidos desde la
formación a la zona de succión de la bomba. En cualquier momento que se detenga la
operación de la bomba, esta válvula fija cierra, evitando que los fluidos retornen al
yacimiento.
f"1
Iw
79
Se dispone también de ciertos sensores de presión, los cuales son bajados en
conjunto con la bomba jet y los mismos permiten obtener registros de presión en el fondo
del pozo a diferentes tasas de flujo. Algunas veces, se utilizan bombas falsas "dummy
pumps" para bloquear el flujo y verificar si una o mas tuberías presentan alguna fuga.
r Este tipo de herramienta en de gran utilidad en operaciones de acidificación y/o inyección
de vapor.
Por otra parte, se dispone de rejillas y/o filtros los cuales pueden ser bajados al
fondo del pozo con el fin de filtrar el fluido motriz y proteger la bomba de subsuelo de
partículas sólidas, en especial, bajo condiciones de arranque del equipo. En algunas áreas,
se requiere el uso en superficie de válvulas de seguridad. Cuando el ensamblaje de fondo
se encuentre por encima de la empacadura, las válvulas de seguridad, recuperables a
guaya, pueden ser instaladas entre la válvula fija y la empacadura, con el objeto de aislar
la formación. La válvula de seguridad se encuentra normalmente cerrada, a menos que
fluido a alta presión sea suministrado desde la tubería principal de fluido motriz, justo
encima de la bomba, por una tubería de pequeño diámetro. La presión de descarga de la
bomba establece la presión de referencia a la válvula de seguridad. Cuando la bomba es
colocada en el fondo del pozo y la presión del fluido motriz es aplicada sobre ésta, la
válvula de seguridad abre permitiendo que el fluido producido por el pozo entre a la
bomba. La Fig. 4.30 ilustra el uso de una válvula de seguridad en el fondo del pozo.
4.2.4 Bombas Neumáticas Tipo Jet
En un sistema hidráulico convencional, el fluido motriz a utilizar es un líquido,
que puede ser agua o el petróleo mismo producido por el pozo. Sin embargo, se puede
L
|^
r
r
r
[
i
80
utilizar también como fluido motriz gas, vapor ouna mezcla de fluidos bifásica, lo que
permite tener una amplia variedad de bombas hidráulicas tipo jet.
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VÁLVULA D6SEGUR rDAD t]
bL*J
is£9
I 11 I1 •
Figura 4.30. Instalación ffidráulica Tipo Jet con una Válvula de Seguridad.
Las bombas jet gas-liquido han sido utilizadas como una alternativa para
aumentar la producción en pozos que se encuentran bajo condiciones de levantamiento
artificial por inyección continua de gas ydonde un incremento del volumen del gas deinyección no contribuiría aincrementar dicha tasa. Este tipo de bombas son conocidastambién como acelerador de producción, ypuede ser instalado en un mandril o en una
manga de circulación. Generalmente, este dispositivo es instalado en una manga ya que,
además de ser mas seguro, se requiere de menos equipo y reduce los trabajos a guaya
para instalarlos. En la Fig. 4.31 se puede observar un acelerador de producción instalado
en un mandril operador y una manga.
1^
[
[
r
c
[
[
y 1/
mINSTALACIÓN EN MANGA DE CIRCULACIÓN
CANDADO"LOCK
MANDREL"
SELLO SUPERIOR
ENTRADA DEL GAS
SELLO INFERIOR
81
i
INSTALACIÓN EN MANDRIL
Figura4.31. Acelerador de Producción Instalado en un Mandril Operador y una Manga.
La Tabla 4.12 muestra una lista de diámetros de gargantas disponibles para
diferentes diámetros de tubería, donde el acelerador de producción puede ser instalado.
Tabla 4.12. Acelerador de Producción. Combinaciones Disponibles Boquilla-Garganta.
^
r
L
p
[
82
En esta sección, se discutirán algunos aspectos técnicos desarrollados sobre
instalaciones hidráulicas, que utilizan un acelerador de producción "Gas-Lift Jet Pump".
a) Principio de Funcionamiento
Representa una imitación de una bomba hidráulica tipo jet, el cual opera con gas
como fluido motriz y una mezcla bifásica como fluido de producción. En este caso, se
refiere a una bomba jet gas-liquido. El acelerador de producción o gas-lift jet pump
combina dos métodos: el levantamiento artificial por inyección continua de gas LAG y el
bombeo hidráulico tipo jet. La Fig. 4.32 muestra una instalación combinada de LAG-
Bomba Jet, con la bomba ubicada en el mandril operador.
Linea de Flujo_ Linca de Gas
de Inyección
Válvulas de LAG
Mandril Operador
Figura 4.32. Instalación Combinada: LAG-Bomba Tipo Jet Gas-Liquido.
^
[
r
í
&^
r
83
El volumen de gas es regulado en el múltiple de inyección y es distribuido a los
pozos mediante las líneas de inyección de gas. El gas es dirigido hoyo abajo, a través del
espacio anular del pozo, hasta llegar al mandril operador, donde se encuentra el
acelerador de producción, tal como puede ser apreciado en Fig. 4.32. Una vez alcanzado
el mandril operador, el gasa altapresión se dirigirá entonces al acelerador de producción,
cuyos componentes principales son mostrados en Fig. 4.33.
ENTRADA OE GAS A ALTA
PRESIÓN
FLUIDO OE PRODUCCIÓN
Figura 4.33. Componentes Básicosdel Aceleradorde Producción.
El gas a alta presión entra a la boquilla donde adquiere energía cinética, para
luego dirigirse a la garganta donde existirá una transferencia de cantidad de movimiento
o momento, desde el fluido motriz (alta velocidad) hacia el fluido aportado por el pozo
(baja velocidad), produciendo entre éstos una mezcla homogénea, la cual finalmente se
ta 84
L dirigirá al difusor donde la velocidad de la mezcla es reducida debido al incremento del
•r área transversal de flujo en el difusor, originando así un incremento en la energía
potencial y permitiendo de esta manera llevar los fluidos producidos a superficie. Como
Fy puede notarse, un acelerador de producción se fundamenta en el mismo principio de una
r bomba jet convencional liquido-liquido.
b) Fundamentos Teóricos
cGarcía y Villalobos (1999) sugirieron que el balance de energía a través de una
Fy bomba jet gas-liquido es de la siguiente forma:
I Energía Suministrada _ Energía Suministrada al + Pérdidas por + Pérdidas en la Zona de¡^ por elJet Fluido deProducción Fricción Mezcla
E Trabajo de Compresión del Pérdidas por Incremento de Entropía en el+Gas en la Garganta-Difusor Fluido Motriz Aguas Abajo de la Boquilla
F En el difusor, el gas estará sometido a compresión lo que generará un trabajo
adicional y disminuirá la eficiencia del mismo. Puede notarse también que el acelerador
[™ de producción resultará ser más ineficiente que las bombas jet liquido-liquido y liquido-
F gas, por poseer un término más en el balance de energía (representado por las pérdidas de
energía por incremento de entropía debido a la compresibilidad del gas). Sin embargo, no
[m debe menospreciarse el efecto positivo de inyectar un fluido de menor densidad a un
F medio que posee un fluido de mayor densidad. Las instalaciones de LAG, por ejemplo,
_ han demostrado ampliamente las bondades de este efecto.
En un acelerador de producción, la inyección de gas como fluido motriz debe
FL tomar en cuenta los tres casos que podrían darse lugar en lazona de mezclado o garganta
y los cuales son:[
L
L 85
1. Si el volumen de gas a condiciones estándar es mucho mayor (dos o mas ordenes
de magnitud) al volumen de liquido a las mismas condiciones, q, «qg,
hipotéticamente existiría un mezclado uniforme o una dispersión del liquido en el
gas (caso ideal).
2. Si el volumen de gas a condiciones estándar es mayor (un orden de magnitud) al
volumen de liquido a las mismas condiciones, q, <qg, elfluido compresible (gas)
tendería a comprimirse o a estar en solución y la dispersión del liquido en el gas
sería ineficiente.
3. Si el volumen de gas a condiciones estándar es menor al volumen de liquido a las
mismas condiciones q¡>qg, probablemente existiría un deficiente transferencia
de cantidad de movimiento o momento entre el fluido motriz y los fluidos
producidos, originando una baja capacidad de levantamiento para llevar los
fluidos a superficie.
De igual manera, si se compara el acelerador de producción con una válvula de
LAG, la diferencia estaría básicamente enla dirección de entrada del gas de inyección al
sistema. La válvula de LAG dirige el caudal de gas hacia abajo, donde las burbujas de
gas alcanzarían una velocidad cero, para luego acelerar hacia la superficie. En el
acelerador de producción, la corriente de gas estaría dirigida hacia arriba, directo a
superficie, lo que aprovecharía la inercia del gas en el mismo sentido del fluido de
producción, aumentando la eficiencia de levantamiento.
Ya que la velocidad que alcance el fluido motriz en la boquilla es directamente
proporcional a la transferencia de cantidad de movimiento, la máxima velocidad que
r
86
podrá alcanzar el gas es la del sonido (flujo crítico). En el diseño de un acelerador de
producción, resultaría sumamente importante alcanzar condiciones de flujo crítico a
través de la boquilla. Para una fase gaseosa, la condición de flujo crítico yc puede
estimarse mediante la siguiente expresión matemática:
\k-\fp}1 2
c
( 2 ^
donde k representa la relación de capacidad calorífica (k = Cp I Cv). Cp y Cv
representan la capacidad calorífica del gas, a presión y volumen constante,
respectivamente. Para airey gasesdiatómico, la constante k es aproximadamente igual a
1.4. Para gases de hidrocarburos a baja presión, la constante k se encuentra entre
1.25-1.3. La condición yc relaciona la presión aguas arriba y aguas debajo de la
boquilla, P¡ y P2, respectivamente. Para alcanzar la condición de flujo crítico, la presión
de producción P2 deberá ser igual a la presión crítica (P2)c. De acuerdo a García y
Villalobos (1999), se garantizaría condición de flujo critico si (P2IPX) < 0.6.
c) Criterios en la Selección de Pozos Candidatos para Utilizar Bombas
Neumáticas Tipo Jet
Los criterios recomendados en la selección de pozos candidatos con acelerador de
producción son los siguientes:
1. Porcentaje de agua y sedimentos inferior a 40%: Sin embargo, este límite podría
cambiar dependiendo del costo del crudo, del incremento del potencial de
produccióny/o ahorro en el gas de levantamiento.
i 87
ry 2. Bajo contenido de sólidos: Aun cuando se tiene un marco de referencia, se
ir recomienda mantener bajos valores, para evitar así el desgaste de la garganta y/oy
taponamiento del acelerador de producción.
" 3. Pozos con un potencial menor a 800BD: Se desea evitar alguna restricción en el
F fondo del pozo, ya que el diámetro máximo de la garganta es 7/8 ". Además, se
C desconoce el límite asociado a la producción de líquido debido a que el fluido
producido porel pozo es función del volumen total (líquido y gas libre).
r• 4. Pozos con índice de productividad superiores a 0.5.
5. Relación gas liquido inferior a 2000 PCNI Bn.
[rf
CAPITULO V
DISEÑO DE INSTALACIONES
5.1 Información Básica Requerida
En el pasado, el diseño de un sistema de levantamiento artificial se realizaba
generalmente de manera manual, mediante el uso de modelos y correlaciones, o a través
de gráficos de curvas de gradiente de presión, lo que permitía realizar cálculos
relativamente sencillos. Sin embargo, la mayoría de los pozos petroleros producen una
mezcla multifásica, la cual posee, además de petróleo, gas libre o en solución, agua y
sólidos en suspensión. Establecer un sistema de ecuaciones que permita modelar el
fenómeno resulta de por si complicado, mas aun definir una metodología para resolver el
sistema mismo. En la actualidad, la precisión en los cálculos y el tiempo de respuesta se
ha reducido gracias al uso de sistemas informáticos que han dado paso al desarrollo de
softwares especializados para el diseño de sistemas de levantamiento artificial. Sea de
manera manual o mediante el uso de un simulador, el diseño de una instalación de
levantamiento artificial requerirá de cierta información básica, referente a: propiedades
físicas de los fluidos del yacimiento; tipo de completación del pozo; comportamiento de
producción; selección de la bomba propiamente dicha; entre otros.
Como propiedades físicas de los fluidos del yacimiento, se tiene: gravedad
específica del petróleo; gravedad "API; solubilidad del gas en el petróleo; factor
volumétrico; densidad; tensión interfacial; viscosidad; entre otros. Se supone que la
88
í
m
L
89
mayoría de estas variables son conocidas y su valor dependerá en gran medida del tipo de
yacimiento a estudiar. Sin embargo, se puede hacer uso de modelos y correlaciones para
generar algunas de éstas a las condiciones dadas. Al referirse al tipo de completación es
necesario conocer información sobre profundidad y espesor de la arena productora, radio
del pozo y radio de drenaje, tamaño del revestidor; tipo y rugosidad de la tubería de
producción y/o inyección, temperatura de superficie y yacimiento, entre otros. Para el
comportamiento de produccióndel pozo es necesario el valor de al menos una prueba, es
decir, un valor de tasa de flujo y su correspondiente presión de fondo fluyente. Para la
selección de las bombas hidráulicas es necesario conocer de cierta información (además
del tipo de completación del pozo) referente al tipo y sistema de fluido motriz que será
empleado. Las variables anteriormente mencionadas, y/o cualquier otra adicional,
representan apenas la base para el diseño de un sistema de levantamiento artificial. Por lo
tanto, entre los datos requeridos para un diseño hidráulico, se tienen:
Gravedad API
Gravedad Especifica del Agua yw
Gravedad Especificadel Gas yg
%AyS
RGL (PCNIBn)
RAP(BnlBn)
Profundidad de la arena Df (pie)
Profund. Asentam. Bomba D^ (pié)
Temperatura del Yacimiento Ty (°F)
Temperatura del Separador Txp (°F)
Temperatura de Cabezal Twh (°F)
Presiónfondo fluyente P^ (Lpc)
Presión de Cabezal Pw¿ (Lpc)
Solubilidad del Gas Rs (PCNIBn)
Diámetro Tub. Prod. d^ (pulg.)
Diámetro Revestidor dr (pulg.)
Diámetro Línea de Flujo d^ (pulg.)
Rugosidad de Tubería e (pie)
Permeabilidad de la Arena k (mD)
Espesor de Arena h (pie)
Radio de Drenaje re (pie)
Radio del Pozo rw (pie)
90
r*• Presión del Yacimiento Pws (Lpc) Tasa de Diseño qreq (BD)F Presión del Separador Psep (Lpc) Sólidos en Suspensión ppm
Presión de Burbuja Pb (Lpc)
[ La recopilación de información puede resultar ser una tarea ardua, ya que serequiere hacer una revisión preliminar a las carpetas de producción de los pozos paraidentificar y analizar información sobre la completación, métodos de producción,informes de instalación yrecuperación de equipos, reportes de taladro, parámetros de
producción, registros de presión ytemperatura, entre otros. La mayoría de las empresasoperadores disponen de bases de datos computarizados que permiten mantener alingeniero informado sobre cada una de estas actividades en el campo, desde lacomodidad de su oficina. Una vez realizado el diseño, resultaría recomendable también
realizar una evaluación económica para determinar si se continúa con el desarrollo del
proyecto ose cancela, apesar de que técnicamente sea viable.
5.2 Cálculos Preliminares
Existen ciertos parámetros que deben ser calculados independientemente del tipo
de bomba autilizar. Entre estas variables se encuentra: la presión de entrada ydescarga
[ de la bomba, el caudal de producción yel diferencial de presión que se requiere queF genere la bomba para levantar el fluido del pozo asuperficie.
a) Determinación de la curva de oferta IPR
La curva de oferta IPR es la representación gráfica de las tasas de flujo y sus
[ correspondientes presiones fluyentes, con la cual el yacimiento aporta los fluidos al fondoF del pozo. La determinación de la curva de oferta es posible mediante la ecuación de
m
f
r
Darcy oatravés de métodos empíricos, como
muestra una curva típica de oferta.
O.
p* *
91
el propuesto por Vogel (1968). La Fig. 5.1
Figura 5.1. Curva Típica de Oferta IPR -
La tasa de diseno qd determinará la presión de fondo fluyente M. * «*
resultará ser equivalente ala presión de entrada de la bomba P,p.
b) Determinación de la curva de demanda OPR
La curva de demanda permitirá determinar la habilidad que el pozo ylíneas deflujo superficiales tienen para extraer los fluidos desde el yacimiento hasta .a superficie.La curva de demanda OPR puede ser estimada a«aves de la solución de complejosmoddos matemáticos omediante el uso de curvas de gradiente dinámico, disponibles en
la literatura.
rL 92
rL En el caso de una simple fase, líquida o gaseosa, la curva de demanda podría ser
^y^
r
calculada fácilmente. Sin embargo, bajo condiciones de flujo multifásico los cálculos del
gradiente de presión se complican inmensamente, ya que la variación de presión y
ry temperatura del sistema afectan el comportamiento de fases de cada uno de los
$*• componentes, trayendo como consecuencia cambios en densidad, velocidad, volúmenes
de cada fase, entre otros. Tal vez, el hecho más característico del flujo multifásico es la
variación en la distribución física de las fases, que ocurre a lo largo de la tubería y el cual
es conocido como "patrón de Flujo". Las curvas de demanda se encuentran afectadas
básicamente por: diámetro de tubería; tasa de flujo; relación gas-líquido; relación agua-
petróleo; viscosidad; deslizamiento entre fases; grado de inclinación; entre otros.
Existen un sin número de modelos mecanísticos y correlaciones que permiten
construir la curva de demanda, para condiciones de flujo horizontal, vertical e inclinado.
Algunas de éstas han sido desarrolladas asumiendo flujo homogéneo, otras toman en
cuenta el deslizamiento entre las fases gas-liquido solamente, y otras, además del
deslizamiento, consideran el patrón de flujo existente. De la selección del tipo de
correlación y/o modelo, dependerá la exactitud en la predicción de la curva de demanda.
La Fig. 5.2 muestra una curva típica de demanda, en un pozo que requiere el uso de un
sistema de levantamiento artificial. De Fig. 5.2, P^ y P^ representan la energía del
fluido que aporta el yacimiento y la energía requerida por el fluido que demanda la
instalación, respectivamente.
i^
93
Curva de Demanda
Energía que Demanda la Instalación
Tasa de Flujo Liquida
Figura 5.2. Curva Típica deDemanda OPR.
c) Determinación del nivel dinámico del fluido en el anular
El nivel dinámico puede ser determinado mediante el uso de registros acústicos o
mediante el uso sencillas ecuaciones matemáticas, los cuales permiten estimar la
profundidad dela superficie libre de la mezcla multifásica que se encuentra confinada en
el espacio anular de un pozo. De acuerdo a Fig. 5.3, el nivel dinámico Ndin puede ser
estimado como:
Ndin^Dp-hJp, (5.1)
donde D representa la profundidad de las perforaciones, en pie. h^ representa la
altura de fluidos producidos por el pozo en el anular, que se encuentran por encima del
nivel de asentamiento de la bomba, asumiendo que ésta se encuentra justo al frente de las
perforaciones y/o arena productora.
1^
L
Nivel Dinámico
Altura de Fluidos
Producidos porel Pozo h,,
Figura 5.3. Nivel Dinámico.
Profundidad
de las
Perforaciones
94
La altura de fluidos producidos por el pozo en el anular h^ puede estimarse
como:
hfp
(5.2)
donde y^ representa el gradiente del fluido producido por el pozo, expresado en
LpcIpie y puede ser determinado mediante:
r» = °-433 5fP • (5.3)
[
r
[
95
Sjp=Sof0+Swfwt (5.4)
r5 141.5°~ 131.5+°API' (55)
<?w=1.0, (5.6)
fo=-3^~- (5.7)
<^ Y^w representan la gravedad relativa del petróleo y el agua, respectivamente.
f0 es la fracción de petróleo en la mezcla y se determina como una función de las tasas
de petróleo y agua, q0 y qw, respectivamente.
d) Temperatura de entradaa la bomba T ,
y Tem=Ty-Gtd(Dp-Dab), (5.8)
^ donde Ty y D^ representan la temperatura del yacimiento y la profundidad de
r asentamiento de labomba. El gradiente de temperatura dinámico Gtí puede ser estimado
mediante la siguiente ecuación:
[t„ U.02 Ln(qt)G* =1-35 -^kl +i5Ln{z).d* (5-9)
ut
Ya que todos los fluidos se desplazan a través del espacio anular hasta labomba,
la tasa total qt, que considera las fases gas, petróleo y agua simultáneamente, se
encuentra dada por:
[ 4< =4req {f* K+(l- fw)B0 +[(l- fw)(RGP-RJ- fw RjBj. (5.10)
96
y qreq es la tasa requerida de diseño, en BD. B y Rs representan el factor
T volumétrico y la solubilidad del gas, en BbllBn y PCNIBn, respectivamente. RGP
representa la relación gas-petróleo, en PCNIBn. dt es el diámetro de la tubería quer
transporta la mezcla, en pulg.. El factor de compresibilidad del gas Z, puede estimarse
y mediante lasiguiente expresión:
L
[
1^
Z = - (5.11)
1 +344400 PÍOPin1-785.*
3.825
donde P y T representan la presión y temperatura promedio, en Lpc y °R,
respectivamente.
e) Estimación de la fracción de gas libre Ag
Para una condición homogénea, Ág puede estimarse por medio de la siguiente
ecuación:
[a-/j(*GP-*.)-a.JuR (512)8 fwBw+(l-fw)B0+[(l-/J(RGP-R¡)-(fwRsw)]Bg-
La Ec. 5.12 resulta de gran utilidad por cuanto permite estimar la fracción de gas
libre frente a la entrada de la bomba. De acuerdo al criterio del diseñador, este valor le
permitiría definir eluso o no de algún dispositivo especial a fin de reducir lapresencia de
gas libre en la bomba.
[
L
L¡g
r
[
r
[
ry
97
f) Estimación de la presión de entrada de la bomba P,ip
Si la profundidad de asentamiento de la bomba se encuentra justo a nivel de las
perforaciones, puede asumirse que PIP =P^ . Caso contrario, la PIP deberá determinarse
mediante alguna correlación de flujo multifásico a la profundidad de asentamiento de la
bomba. En la práctica, unabuena estimación podría serobtenida mediante:
PIP= 0.433 ¿>^AV (5.13)
donde Ahb representa elnivel desumergencia de labomba, pie.
g-. Determinación de la presión de descarga de la bomba Pdesc
La Pdesc puede obtenerse directamente de la curva de demanda, asumiendo
Pdesc = Pwfd - Cuando no se dispone de la curva de demanda, Pdesc podría también
estimarse mediante la siguiente ecuación matemática:
Pdesc=APf+APg+Psep. (5.14)
Las pérdidas por fricción APf pueden estimarse mediante la ecuación de Hazen-
Williams.
AP,1075.48 [íoooj í 11M)
J4.8655(5.15)
donde Lt representa la longitud total de tubería que recorre la mezcla multifásica, en
pie. q es la tasa de la mezcla multifásica que maneja la bomba, en BD. El diámetro
interno de la tubería se encuentra representada por d, en in. 8 representa la gravedad
[L 98
^ relativa del fluido. Por otra parte, las pérdidas gravitacionales ÁP pueden estimarse
f mediante la siguiente ecuación:
W1
[
r
AR = 0.433 5*. Dg Jp^ab- (5.16)
La presión de separación Psep generalmente es conocida. Esta variable podría
también, en algunos casos, ser substituida por la presión del cabezal del pozo Ph
L h-. Calculo del APreq requerido que demanda la instalación para llevar los
y fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie
[ ^Pnq=P^-P1p. (5.17)
F 5.3 Bombas Reciprocantesy
5.3.1 Procedimiento de Diseño
a-. Estime la capacidad requerida por la bomba q
qregb=<it=^, (5.18)
donde qt representa la tasa total, en BD. Eb es la eficiencia volumétrica de la bomba.
Algunos diseñadores asumen un valor de 0.8. Sin embargo, este valor puede ser
estimado mediante Fig. 5.4, como una función de la presión de entrada de la bomba PIP,
la relación gas-liquida RGL y el porcentaje de agua y sedimentos %AyS. Eb también
puede ser estimada de manera analítica como unafunción del factor volumétrico total B
y de lafracción de agua y sedimento Wc, mediante lasiguiente ecuación:
reqb
F"1
L
í
i
99
Wc+(l-Wc)Bt' (5.19)
B=B +(K-R.)B.s/ g
5.615(5.20)
Bo> Bg YRs son estimados a condiciones de entrada a la bomba. Rs es la
relación gas-petróleo inicial, en PCNIBn. Para valores de £6=0.3-0.5, se
recomienda que el gas libre sea separado en el fondo mediante algún método de
separación disponible.
som
•O
</>
sa<
UJa
z
•2</>
a.a.
<
o
EFICIENCIAS VOLUMÉTRICAS TEÓRICAS DE BOMBAS CASWG(DE LAS CORRELACIONES DEM.B. STANDING)Pe DE GAS=0.8, Pe DE PETRÓLEO=40* API. TEHP DE FONDO=150*
?ÍC0 -y
r>
^
/ ^^ Gf 4YED5DÍPI v
rop;«M/
*•- se-
lOGC - // y
s s
»oc -/
-"•
eoc - -/ / /".'Oí» . / / s
//
4»» ^^
5GO - —¿ S ^
«rjo - -/-u
*A50C- -
A ncP2< *
/ 1 EJEMPLO
Presión
admisión: 4*6 psiRelación
Gas- petróleo: 5WSCF BAgua: 2V.Ptlóleo: 4*°API
Eficiencia: M*¿
/ 4-/
X
'iO - y
/A
11
EHCIENCIA «.
ío so «o M tú »0 «c UJ ico
se Jo »o so eo T5 «o » too
lo so *o *o te »0 «
so «o ío te
«O SO *G TO
Figura 5.4. Eficiencia Volumétrica delasBombas Reciprocantes.
L 100
y b) Estímela relación bombaa motor máxima requerida (P/£)maXre
L Se refiere a la razón del área neta de la bomba al área neta del motor requerida y
Lsu determinación es fundamental en la selección de la bomba. (PIE)maK^ puede
determinarse mediante la siguiente ecuación:
ÍP} 10000
c
1^
Emax __ neto
(5.21)
Lmto representa la altura máximarequerida a levantar por la bomba, la cual podría
ser asumida igual a la profundidad de asentamiento de la bomba, en pie.
c) Seleccione el tamaño y tipo de bomba
La mayoría de los fabricantes listan, en sus tablas de especificaciones, los valores
numéricos de (PI' E)msií, correspondiente a cada tamaño de bomba, tal como se muestra
en Tablas 4.1 al 4.7, del Capitulo IV. Para la selección de la bomba, resultará importante
considerar el tipo de completación, qreq¡¡ y (PIE)ms¡í . El criterio a considerar para la
selección de la bomba sería:
qb > qreqb .
Í-] *í-] •
De la bomba seleccionada se definen las siguientes especificaciones: (PIE),
desplazamiento de la bomba y el motor, qb y qm respectivamente, y las máximas
emboladas por minuto EPMma¡í. En caso de no encontrar una bomba que satisfaga las
101
y condiciones de qre<jt y (PIE)^ se deberá considerar las siguientes alternativas:
[
Cambiar tubería; ventear elgas; y/o usar una bomba más grande que el diámetro interno
de la tubería e instalarla como unabomba fija.
d) Calcule las emboladas por minuto EPM
Las EPM se determinan haciendo uso de la siguiente relación matemática:
EPM = ^ . (5 22)
e) Calcule la tasa de fluido motriz q^
qm ( EPMQrfm — „
E_ yEPM_ j(5.23)
Algunos diseñadores consideran la eficiencia del motor Em en un rango de
0.8-1.0.
f) Estime las pérdidas de presión por fricción en la bomba APfJ b
Puede estimarse gráficamente de Fig. 4.23 o analíticamente, mediante lasiguiente
ecuación matemática:
^=50^ ^ÉL +0.99100
b.lexp^p"^ (5-24)
donde 8^ representa la gravedad relativa del fluido motriz, //^ es la viscosidad del
fluido motriz, en cSt. q^ es la tasa total de flujo manejada por el motor y la bomba, en
BD. La constante B dependerá del diámetro de la tubería y sus valores se encuentran
disponibles en Tabla 5.1.
iü»
y
102
Tabla 5.1. Valores de la Constante B, como una Función del Diámetro de la Tubería.
f^7:'¿jDté^ KSl^orist3n|eM/p5||
2 3/8" 0.000514
2 7/8" 0.000278
3 1/2" 0.000167
4 1/2" 0.000078
g) Calcule la presión de operación en superficie PT
Para un sistema de fluido motriz cerrado FMC la presión de operación en
superficie PT puede ser estimada mediante:
PT =APfM +6PfM +PPR +APft +\APA +Pwh +ym Ah]^j , (5.25)
donde AP,- , APf y APf representan la caída de presión por fricción del fluido
motriz en la tubería de inyección, retomo y producción, respectivamente, en Lpc. Estas
pérdidas pueden ser determinadas mediante la ecuación de Hanzen-Williams, Ec. 5.15.
APf representa las pérdidas de presión por fricción en la bomba. (PIE) es la relación
bomba a motor. PPR es la contrapresión del fluido motriz de retomo, en Lpc. Pwh es la
presión de cabezal. ym es el gradiente del fluido de mezcla, en LpcIpie. Áh resulta de
la diferencia entre la profundidad de asentamiento de la bomba y la profundidad de
sumergencia de la misma. Si se asume que la bomba se encuentra a nivel de las
perforaciones, esta diferencia seria igual a la profundidad del nivel dinámico.
103
Para un sistema de fluido motriz abierto FMA, la presión de operación en
superficie PT puede ser estimada mediante:
r p\
pr =¿^ -r* A* +apa +k A* +^ +pJ 1 + í- -ymAhb - ,(5.26)\^J
donde áPf , APf y ÁPf representan la caída de presión por fricción del fluido motriz
en la tubería de inyección, en la bomba y en la de producción, respectivamente, en Lpc.
Pwh es la presión de cabezal, Lpc. y^ y ym representan el gradiente del fluido motriz y
del fluido de mezcla, respectivamente, en LpcIpie. D^ es la profundidad de
asentamiento de la bomba, pie. Ahb representa el nivel de sumergencia de la bomba,
pie.
h) Calcule la potencia hidráulica requerida en superficie BHP
La BHP requerida para inyectar el fluido motriz en el pozo, en hp, puede
determinarse mediante la siguiente ecuación:
BHP= \.l\^(PTqBPM)
i) Calcule la potencia hidráulica para levantar los fluidos HHP
HHP<j<(Pu-reb)
58700
(5.27)
(5.28)
donde Pf representa la presión del fluido, a nivel de la bomba, contenido en la tubería
de producción. Para un sistema FMA, Pf puede ser estimado como:
P, =Pwh+AP, +ymDiab (5.29)
f
104
Paraun sistema FMC, Pf puede ser calculado mediante la siguiente ecuación:
Pf^P^+bP^+rfiD*. (5.30)
Por otra parte, la presión del fluido, ejercida por el nivel de sumergencia de la
bomba PA, se encuentra dado por:
PA=YfptJh. (5.31)
5.4 Bombas Tipo Jet
Existen varios procedimientos de diseño para bombas jet, propuestos en la
literatura pordistintos autores, y entre los cuales sedestacan: el modelo dePetrie, Wilson
y Smart (1983), el modelo de Grupping et al. (1988), el modelo de Christ y Petrie (1989)
y el modelo de Jiao et al. (1990). Debido a las diferencias que se presentan entre uno y
otro modelo, se hace necesario realizar un análisis comparativo entre estos modelos, a fin
de determinar cual de éstos resulta más ventajoso para el diseño de instalaciones
hidráulicas. Carvajal y Vásquez (1999) presentaron un análisis de cada uno de los
modelosanteriormente mencionados y cuyos resultados serán detallados a continuación.
Modelo de Petrie, Wilsony Smart
Petrie, Wilson y Smart presentaron un procedimiento de diseño de bombas tipo
Jet, basado en las siguientes suposiciones:
•S El fluido motriz y el fluido de producción tienen las mismas características, en
cuanto a densidad y viscosidad. Esta es la razón por la cual estos valores no
aparecen involucrados en las ecuaciones de diseño.
f
[
105
S Las ecuaciones están diseñadas para modelar dos tipos de arreglos de tubería en
f- fondo, solamente: Retomo de la mezcla por el espacio anular revestidor-tubería de
»•inyección y retomo de la mezcla a través de una tubería paralela a la de inyección.
[•» S Las ecuacionespresentadasaplican para flujo de líquidos, sin embargo, aunqueno
f se hace un estudio riguroso, algunas de éstas fueron modificadas para el
tratamiento de flujo multifásico.
S Se utilizan gradientes de fluido estáticos para hacer los cálculos de presiones, en
fy lugar de usar correlaciones de flujo multifásico vertical, a menos que la
f RGL >10 PCNIBn.
*„ S En el cálculo del área anular mínima para evitar el efecto de cavitación sobre la
Lgarganta, se supone que la presión de entrada a la garganta es un 35% de la
I presión de entrada a labomba. Esto asumiría que lapresión de vapor del fluido es
Lcero.
•S No incluye el modelaje de crudosviscosos. Crudos muypesados con viscosidadesfi
•* por encima de 500 cps causan significativas desviaciones en las predicciones, a
! menos que el agua producida sea la fase dominante. Un fluido motriz menor a
t, 22 "API, también introduce efectos que no son modelados apropiadamente.
S La precisión del modelo en la predicción comienza a ser afectado cuando se estaf
• en presencia de gas libre. A 90% de gas libre, los resultados son cuestionables,
f por lo que se sugiere un sistema de venteo de gas bajo estas condiciones.
m- El método de Petrie, Wilson y Smart ha sido el punto de partida para los trabajos
subsecuentes. Establecieron las ecuaciones involucradas en los cálculos y un
f
ri
m
ry
106
procedimiento iterativo para determinar el comportamiento de una bomba con una
condición geométrica dada, que permite la selección de la boquilla-garganta óptima.
Además, presentaron los resultados obtenidos por sus métodos de diseño para un amplio
rango de condiciones, y los compararon con el comportamiento real de campo,
obteniendo muy buena aproximación en la predicción de las tasas y las presiones
calculadas. Adicionalmente, incluyeron el código de programación del método para
calculadora manual y explicaron los posibles problemas de convergencia que se podían
presentar en la iteración, y como solventarlos.
De acuerdo a Carvajal (1999), la presencia de gas afecta el modelo propuesto por
Petrie et al., debido a las simplificaciones consideradas al suponer que el gas que entra a
la bomba es líquido. Además, este modelo sobreestima el valor de N y por lo tanto
afecta la eficiencia de la bomba.
Modelo de Grupping et al
Grupping et al. (1986) llevaron a cabo una revisión de la teoría básica de
funcionamiento de las bombas tipo Jet y de los factores que afectan su comportamiento.
Propusieron un procedimiento paso a paso para diseñar y seleccionar lageometría óptima
de la bomba. En su trabajo, se presentaen detalle el modelaje matemático del bombeo jet,
destacando la inclusión de las propiedades de densidad del fluido de producción y el
motriz, permitiendo una representación más general en el caso de que estas sean
diferentes para un determinado sistema. Entre las conclusiones más importantes a las que
se llegaron en este trabajo, se encuentran: Las condiciones de operación óptimas parauna
bombatipo jet se logran cuando la condiciónde flujo a través de la garganta se encuentra
enun rango de 0.3 - 0.7 y que una alta eficiencia puede obtenerse cuando se bombea un
107
crudo de baja densidad con un fluido motriz de alta densidad. Adicionalmente,
presentaron una lista de los valores mas utilizados para los coeficientes de fricción y la
cual se presenta en Tabla 5.2.
Tabla 5.2. Valores de Coeficientes de Fricción.
HBBI^^^^^Hiwui^^BB^HnB
Gosline & O'brien - 0.15 0.28 0.1 0.38
Cunningham- 0.1 - - 0.3
Sanger 0.036 0.14 0.102 0.102 -
Sanger 0.008 0.09 0.098 0.102 _
Petrie et al.- 0.03
- - 0.2
Modelo de Christ y Petrie
Christ y Petrie (1989) publicaron resultados de campo obtenido de pozos
profundos, sometidos a bajas presiones de fondo. Reportaron que los valores de
sumergencia de la bomba, lejos de estar por encima de un 20% - 30% como lo indicara
la experiencia previa, podían estar en un rango entre 2.7%-12.1%, con la bomba
trabajando a un 17% de eficiencia. Presentaron además una expresión matemática para
calcular la sumergencia mínima requerida para unas determinadas condiciones, por
encima de la cual no habría cavitación. Según Flores yLevi (2006), el modelo propuesto
porChrist y Petrie sobreestima el valor de N y portanto la eficiencia de la bomba.
Modelo de Jiao et al
Jiao et al. (1990) estudiaron el comportamiento de las bombas hidráulicas tipo jet,
bajo condiciones de flujo bifásico. Para flujo monofásico, propusieron valores de kN y
1^
108
kTD de 0.04 y 0.1, respectivamente. Para una mezcla gas-liquido, se propuso un valor de
kN = 0.04 y para km se propuso la siguiente expresión matemática:
kTD = 0.1 +aíP V
1 D
P(RGL)C (R)d. (5.32)
PD IPN representa la relación entre la presión de descarga y la presión del fluido
motriz en el difusor. RGL es la relación gas-liquida, en PCNIBn. R representa la
relación entre el área de la boquilla y el área de la garganta, AN y AT, respectivamente.
Los valores de las constantes pueden ser obtenidos mediante un análisis de regresión
múltiple. De acuerdo a Jiao et al. (1990), los valores de a, b, c y d son 4.110"03,
-2.6, 0.62 y 0.53, respectivamente. Según Carvajal y Velásquez, el modelo propuesto
por Jiao et al. reduce el error estándar en la predicción del valor de N en un 18%, con
respecto al modelo de Petrie et al. (1988).
De los modelos anteriormente mencionados, Carvajal y Velásquez (1999)
recomiendan elegir, como método de diseño, el modelo de Petrie et al. (1988), por contar
con una descripción detallada de las diferentes ecuaciones envueltas en el diseño, además
de disponer de una serie de resultados de campo que ilustran el buen funcionamiento del
método y su aplicabilidad a un amplio rango de condiciones de operación.
5.4.1 Procedimiento de Diseño
El procedimiento de diseño que se detalla a continuación fue propuesto por Petrie
et al. (1988) y su elección fue el producto del análisis presentado por Carvajal y
Velásquez (1999).
109
I a) Cálculo del área anular mínima para evitar la cavitación A^.
I A^ puede ser estimado mediante la siguiente ecuación matemática:
(5.33)Ams=qtJ_ y» , (\~We)RGP69\ÍPIP 24650 PIP
donde A^ viene expresada en pulg.. qt representa la tasa total de flujo a manejar por la
• bomba, en BD. yfy y PIP representan el gradiente del fluido producido por el pozo y la
[ presión de entrada a la bomba, expresados en Lpclpie y Lpc, respectivamente. Wc y
RGP representan la fracción de corte de aguay la relación gas-liquida, respectivamente.
b) Selección del área de boquilla y garganta
El criterio de selección deberá cumplir el siguiente requerimiento:
¿S>Am,>
L
íF c) Cálculo de la presión de operación en superficie de labomba PTy
r el La determinación de PT requiere de un proceso iterativo, el cual puede ser
realizado de dos maneras:
A) Mediante la selección de varias bombas:
• En base al área anular mínima A^, seleccione varias bombas de las tablas provistas por
f el fabricante ysu correspondiente relación de áreas R.
donde As representa la diferencia entreel áreade la boquilla AN y el áreade la garganta
A,T ••
F
P1
r
E
[
L
110
Para un valor fijo de P1P y qt, estime el valor de PT mediante un proceso iterativo.
B) Mediante la selección deunaúnica bomba:
En base al área anular mínima^, seleccione varias bombas de las tablas
provistas por el fabricante ysu correspondiente relación de áreas R. Para un valor fijo de
PT, determine los valores de PIP y qt, mediante proceso iterativo.
c.2 Proceso iterativo
c.2.1 Cálculo de PN
A) Estime un valor inicial de PT (se recomienda entre 2000 y4000 Lpc ).
B) Estime la presión en la boquilla PN, mediante la siguiente expresión matemática:
P^Pr+T^D^-AP^ (5.34)
Las pérdidas de presión por fricción APf, en Lpc, puede ser determinada
mediante la ecuación de Hanzen-Williams (Ec. 5.15). Para condiciones de flujo a través
deun anular, la siguiente ecuación general puede ser considerada:
AP, =20210-"° LJJm
^-08 (¡L.0.21
yq1.79
dx -d
2\0.21
2 y
2\2(dx-d2)(dlx-d2\) dx,0.1
dx —d.ij
(5.35)
donde dx representa el diámetro interno del revestidor para flujo anular, o el diámetro
interno de latubería para flujo a través de la tubería, en pulg.. d2 representa eldiámetro
extemo de la tubería para flujo anular, o cero para flujo a través de la tubería. L
^J
[
[
[
111
representa la longitud de tubería a considerar, en pie. //, y y q representan la
viscosidad, elgradiente del fluido y la tasa, en cps, Lpc Ipie y BD, respectivamente.
C) Estime la tasa de fluido motriz qN
qN=S32AJ^-^- (5-36)
Nota: Observe que la Ec. 5.35 depende de una tasa q, igual a qN en el caso de
que se estén determinando las pérdidas por fricción en la tubería de inyección, lo que
quiere decir que para calcular PN se debe conocer qN. Por otra parte, la Ec. 5.36
utilizada para la determinación qN depende también de un valor PN, el cual a su vez es
y dependiente de las pérdidas por fricción. En consecuencia, se requerirá de un proceso de
•» ensayo y error entre las Ees. 5.34, 5.35 y 5.36, lo que supondrá entonces la necesidad de
elegir un valor supuesto de PN parainiciar el proceso iterativo.
D) Compare elúltimo valor de PN obtenido enel paso B, con elvalor asumido.
Si son iguales, el proceso termina. De lo contrario, considere (PN)a =(PN)C y
repita lospasos desde B hastaD, hasta lograr la convergencia.
c.2.2 Estime los siguientes parámetros básicos.
A) Tasa de fluidos de retomo qD
qD=qN+qt- (5-37)
B) Determine el gradiente de los fluidos producidos por el pozo yfy, mediante Ees.
5.3 y 5.4.
rí C) Determine el gradiente del fluido de retomo yD
f [(rfPqt) +(rfi„qN)\
112
(5.38)
[
i
D) Determine el corte de agua enel fluido de retomo Wí
En caso de utilizar Petróleo comofluido motriz
[ W=^WCD=^^-. (5.39)
W =rrCD
qD
En caso de utilizarAgua comofluido motriz
[qN+(wcqt)] (5 40)qD
E) Determine la relación gas-liquido enel fluido deretomo RGL
RGLqD
Dependiendo delos resultados obtenidos, sedebe considerar el siguiente criterio:
Si RGL> 10PCNIBn,
entonces se recomienda utilizar una correlación de flujo multifásico vertical para
determinar la presión de descarga PD, utilizando los valores de las Ees. 5.37 a 5.41 y la
Ec. 5.43.
Si RGL<10PCNIBn,
determine la viscosidad de la fase liquida del fluido de retomo pD, para el cálculo de las
pérdidas por fricción.
[qtQ-Wc)RGP)] (541)
L
[
[
L
113
MD=WCDMw+(l-WCD)tto- (5.42)
La Ec. 5.42 asume que si el petróleo es utilizado como fluido motriz y que éste
tendrá la misma viscosidad que el fluido producido por el pozo, además que no se
producirán emulsiones.
F) Determine lapresión de descarga PD
PD = rDD«,+*PfM+p>wh '(5.43)
APf representa la caída de presión por fricción del fluido motriz en la tubería deffnr
retomo, en Lpc, y es determinada por Ec. 5.35.
G) Calcule la relación de flujo másico adimensional M
M = q,< 1 + 2.8RGP
vl-2
\P1IP J
(\-Wc) + Wcrjp
qN y fa¡(5.44)
H) Calcule la relación de presión adimensional N
El valor de N se determinará como una función de la relación de área
adimensional i? yde la relación de flujo másico adimensional M.
\2R +
N = -
(\-2R)(MRf(i-Rf
-(l +¿ro)i?2(l +M)2
(l +kN)-\2R + (\-2R)(MR)2(\-Rf
-(l + km)R2(l+M)
. (5.45)
El valor de R fue seleccionado, previamente, en paso el. Petrie et al. recomendó
utilizar los siguientes valores para los coeficientes de fricción: km =0.2 y kN =0.03 .
También podría considerarse utilizar la ecuación propuesta por Jiao et al. (1990).
114
y I) Calcule N*
[ N*JPn-P,P) (5.46)* (PN~PD)
í•" El valor de N* será utilizado para recalcular el valor de la presión en la boquilla
i PN (caso c.l.A) o la presión de entrada a la bomba PIP (caso c.l.B). Esta acción
permitirá determinar un nuevo valor de N de Ec. 5.45, el cual deberá ser comparado con
el valor de N*. Si los dos valores difieren entre si en un valor superior a la tolerancia
considerada por el diseñador, recalcule el valor de PN (caso c.l.A), mediante la Ec. 5.46,
como:
P _(PD-pip) +P (5.47)
yvaya al paso C.2.1.C De lo contrario, recalcule el valor de PIP (caso c.l.B), mediante la
siguiente ecuación:
P1P=PD-N*(P„-PD),' (5-48)
y vaya a paso C.2.1.C Se ha detectado problemas de convergencia cuando se tiene
presencia de gas libre y la presión de entrada es baja. En este caso, se necesitará valores
promediados de N, para amortiguar las oscilaciones inestables en los valores calculados
de PIP, es decir, en lugar de comparar N y N*, se comparará con el N promedio de las
dos iteraciones anteriores. De esta manera, se reducirá el número de iteraciones y se
podrá cumplir conla tolerancia requerida.
J) Determine lanueva presión de operación en superficie PT
y
L 115
L Pr=Pi,-rfi.Dti,+áPfm. (5.49)
L K) Determine lamáxima tasa posible sin cavitación qsc
y q =9, (A ~4r) (5 50)
r
¡y
r
fi
L) Calcule la potencia de la bomba triple HP, asumiendo un 90% de eficiencia
HP =^-^~. (5.51)52910
5.5 Bombas Neumáticas Tipo Jet
El diseño de un acelerador de producción se realizará de una manera aproximada
y presupone que inicialmente se halla realizado el diseño de una instalación convencional
de LAG, donde se debió haber definido, entre otras cosas, la profundidad del punto de
inyección Z) ., la presión y temperatura del gas de inyección a nivel de ZK, la curva de
gradiente mínimo, la presión de fluidos P^ a nivel de D^, la profundidad de
espaciamiento y la presión de calibración de las válvulas de descarga, entre otros.
5.5.1 Procedimiento de Diseño
a) Información básica
Como cualquier otro método de levantamiento artificial, el diseño de una
instalación de bombeo hidráulico neumática tipo jet requiere de cierta información
básica, muy similar al utilizada por cualquier simulador de producción convencional en el
análisis nodal de un sistema simple de producción. Como información básica, se tiene:
Gravedad API Presión de Cabezal Pwh (Lpc)
í
h^
I
L
Gravedad Especifica del Agua yw
Gravedad Especifica del Gas yg
%AyS
RGLf (PCNIBn)
Profundidad de la arena Df (pie)
Temperatura del Yacimiento Ty (°F)
Temperatura del Separador Tsep (°F)
Temperatura de Cabezal Twh (°F)
Presión del Yacimiento Pws (Lpc)
Presióndel Separador Psep (Lpc)
Diámetro Tub. Prod. dw (pulg.)
Diámetro Revestidor dr (pulg.)
Rugosidad de Tubería s (pulg.)
Permeabilidad de la Arena k (mD)
Espesor de Arena h (pie)
Radio de Drenaje re (pie)
Radio del Pozo rw (pie)
Tasade Diseño qreq (BD)
116
b) Cálculo del volumen de gas a inyectar qg¡^
Se debe construir las curvas de oferta y demanda, tal como se muestra en Fig. 5.1
y 5.2, mediante eluso deuna hoja decálculo y/o simulador convencional disponible. Por
otra parte, la Fig. 5.5 muestra como al asumir diferentes valores de RGL, se genera un
cambio en la densidad de los fluidos producidos y por ende en la presión de fondo
fluyente P^ . Los cambios en cuanto a P^, dependerán del volumen de gas inyectado en
el fondo del pozo. Note en Fig. 5.5, que un alto valor de RGL podría conllevar a la
pérdida de laproducción del pozo. Eneste caso, sehace necesario determinar el volumen
óptimo a inyectar y ésto es posible mediante un gráfico de tasa de producción q¡, como
una función del volumende gas inyectado q , tal como se muestraen Fig. 5.6.
117
L
Figura 5.5. Curva de Comportamientode Producción.
<Ji
Igmy
h^ Figura 5.6. Curva de Optimizacióndel Gas de Inyección.
1^
[
[
r1^
F*1
r
118
En consecuencia, la Fig. 5.6 permitiría definir no solo la tasa de flujo óptima qtopt
que se obtendría si se considera el uso del método de inyección continua de gas LAG, tal
como puede ser apreciado en Fig. 5.7, sino también la tasa de gas de inyección q
necesaria para obtener dicha tasa de flujo.
% 1a.
RGLT = RGLf + RGLIny
lop.QPvf
p.-w)
' •
lop, q
Figura 5.7. Tasa de Flujo Oprima a Obtener, Mediante un Sistema de LAG.
En Fig. 5.7, qopt representa la máxima producción que se obtendría mediante el
uso de un sistema de LAG. Sin embargo y sobre la base de la Fig. 5.7, el diseñador
debería analizar si una disminución de P^ incrementaría de una forma considerable y/o
económicamente rentable la producción y por ende decidir la instalación o no de un
acelerador de producción.
r
[
[
[
rr
Ié.
119
c) Cálculo del diámetro de la boquilla dh
El diámetro del orificio a través del cual circula q puede ser determinado de la
ecuación general de Thornhill-Craver, la cual se define como:
\55.5CdAp\2g
?*, = ^rg(Tiny+460)(5-52)
Zdl. (5.53)
q representa la tasa de gas que circula a través del orificio, en MPCND. Ap
representa el área expuestaal flujo y en este caso representa el área de la boquilla AN, en
pulgs2. Por consiguiente, el diámetro de la boquilla dN esta representado en Ec. 5.53
por d . k es la relación de calor específico del gas, a presión y volumen constante,
respectivamente. Su valor recomendado es igual a 1.27. El coeficiente de descarga Cd
puede serconsiderado igual a 0.865. Tiny define la temperatura de flujo a nivel del punto
de inyección, en °F.
En el diseño de un acelerador de producción, se debe garantizar condiciones de
flujo crítico a través de la boquilla, la cual se obtiene cuando la relación P2 IPl < 0.6.
rL
í
í
L
[
120
d) Cálculo de la presión del gas de inyección, a la salida de la boquilla y entrada
de la garganta P0
P„Ln&¡ny
=
{ 2z< J(! + *„)• (5.54)
Pg„ y Vgo representan la densidad y velocidad del gas a condiciones de presión y
temperatura a la salida de la boquilla y entrada de la garganta, en Ibsml pies2 y
pielseg, respectivamente. km representa la constante de fricción en la boquilla y su
valor puede asumirse igual a 0.05. La solución de Ec. 5.54 requiere de un proceso de
ensayo y error. Se estima que un acelerador de producción genera un diferencial de
presión adicional frente a la cara de la arena de un 10% de la P^. En consecuencia,
resultaría valido asumir P0 = 0.9 P^ = 0.9 Pg , como un valor inicial para resolver la
Ec.5.54.
e) Cálculo de la presión de succión Ps
¿ o
2gc
2 \r 2 r>2\F^ F¿ R(1-R)2 a+o- (5.55)
La Ec. 5.55 representa la expansión a la cual se encuentra sometido el fluido de
producción, producto de la transferencia de momento en la garganta, entre el fluido de
inyección y el fluido de producción. ken representa la constante de pérdidas por fricción
en el orificio de succión. Debido a la poca información disponible en la literatura
referente a ken, algunas veces este valor es despreciado.
rL 121
^ Por otra parte, Fp representa la relación de densidades entre el fluido producido
r por el pozo y el fluido de inyección, a condiciones de presión y temperatura, P y T,
respectivamente. Laecuación general de Fp, seencuentra dada por:
FP=^~, (5.56)P,
_ 5.615 [q, (1 - Wc) p, +q, Wc pw] +RGP q, (1 - Wc) pgfy 5.615[qi(l-Wc) +q! Wc] +RGPqi(l-Wc) ' {)
2-7 Pyg.
z* =i +
1 78S v
344400 P 10 $b*3.825(T + 460)
(5.59)
P, T y Z representan presión, temperatura y el factor de compresibilidad delrta gas, expresado en Lpc, °F y adimensional, respectivamente. En el caso de laEc. 5.55,
I Fp, pA, pg y Zgj^ deberán ser determinados acondiciones de presión ytemperatura a
r la salida de la boquilla y entrada de la garganta, P0 y Tiny, respectivamente. Fq
representa la relación de flujo volumétrico entre el fluido producido por el pozo y el
L• fluido de inyección, a condiciones de presión y temperatura, P y T, respectivamente. La
[ ecuación general de Fq se encuentra dada como:
r
'i- Fq=^-, (5.60)"g
ry
qfp=5.6\5[ql(\-Wc)B0+ql Wc Bw) +RGP qt (\-Wc) Bg , (5.61)
[
[
L
L
122
qs=q^Bg- (5.62)
En el caso de la Ec. 5.55, Fq, qfp y qg deberán ser determinados a condiciones
de presión y temperatura a la salida de la boquilla y entrada de la garganta, P0 y Tiny,
respectivamente. Finalmente, R es la relación entre el área de la boquilla y al área de la
garganta, es decir, R= ANIAT. La presión de succión Ps se obtiene de Ec. 5.55
mediante un procedimiento de ensayo y error.
f-. Cálculo de la presión en la garganta PT
P =P +1T 1 o ~'p,.y¡?
2gc
( 2F F (l-R)mo qo V *2R +
rp\,(5.63)
(2 + kT)(2 + Fmt)F:zgto
yPr J(l +Fqt)R2
En la Ec. 5.63, se representa físicamente las pérdidas de energía por fricción que
ocurren enlagarganta kT. Por otra parte, lavariable Fm puede ser determinado mediante
la siguiente ecuaciónmatemática:
F - ^- = F F (5.64)
M^ y M*fy representan la tasa másica de los fluidos producidos por el pozo yel
gas inyectado, respectivamente, a condiciones de presión y temperatura, P y T. Fm
también puede ser estimada como el producto de Fp y Fq. En el caso de Fmt y Fqt,
ambas variables deberán ser estimadas a condiciones de la salida de la garganta y entrada
del difusor. Fzgto representa la relación entre el factor de compresibilidad del gas a
f
y
r
MU
L
r
123
condiciones de presión y temperatura a la salida de la garganta y entrada del difusor y a la
salida de la boquilla y entrada de la garganta, Zt y Z0, respectivamente.
F =$-zgto „(5.65)
FAa es una relaciónde área anular, la cual se encuentra definidacomo:
FAa =a-R)
R(5.66)
La presión en la garganta PT se obtiene de Ec. 5.63 mediante un procedimiento
de ensayo y error.
g-. Cálculo de la presión en el difusor Pd
P =P +F.qd
p*.r>2 \
ge ge
2 ge(l + Fmd)
'pyF.zgto
\PT J?2zgdo(l + FqtYR¿-F2
íp A
fp\2
kP*j
-k FKD r zgtoyFT j
2 r>2a + Fqt)¿R
(\ + Fqdy^F¡a .(5.67)
ípWP0FzgdoLn
p
Fqd YF^ deberán ser determinado a condiciones de presión y temperatura a la
salida del difusor, Pd y Tiny, respectivamente. F2gdo será determinado a condiciones de
presión y temperatura a la salida difusor y a la salida de la boquilla y entrada de la
garganta. F t deberá ser determinado a condiciones de presión y temperatura a la salida
de la garganta y entrada del difusor. En la Ec. 5.67, se representa físicamente las pérdidas
fy 124
Lru
de energía por fricción en el difusor kD. La presión en el difusor Pd se obtiene de Ec.
5.64 mediante un procedimiento de ensayo y error.
h) Cálculo de la eficiencia del acelerador 77
_ Fqo(Pd-Ps)[ V~PoLn(PgJPd)n= qo " —. (5.68)
[ i) Cálculo de las pérdidas por fricción, kT y kD
L
r
Las pérdidas por fricción en la garganta y difusor, kT y kD, respectivamente,
deberán ser determinados y/o ajustados con información disponible del campo. Jiao
(1985) propuso la Ec. 5.32 para estimar las pérdidas combinadas de fricción, a través de
la garganta y el difusor. Esta ecuación considera la RGP en sus cálculos y su efecto
sobre la eficiencia del acelerador de producción. km se encuentra dada por Ec. 5.32 y
representa:
km=kT+kD. (5.69)
En la actualidad resulta necesario realizar pruebas experimentales, con el objeto
de determinar estos coeficientes de fricción y mejorar los modelos de diseño propuestos.
j) Resultados
Una vez completados los pasos del diseño, el sistema de levantamiento artificial
por bombeo neumático tipo jet deberá incluir como resultados, lo siguiente: Diámetro de
la boquilla; diámetro de la garganta; volumen de gas de inyección, entre otros.
[
r
r
y
í
125
k) Optimización del equipo
La optimización del equipo puede ser posible una vez alcanzadas las condiciones
estables de operación, lo que podría tomaralgunos días. La técnicaconsistiría en registrar
los cambios en la tasa de producción cuando se aumenta o disminuye la presión de
operación o la tasa de fluido motriz, y reflejar estas variaciones sobre un gráfico similar
al mostrado en Fig. 5.8.
Presión de Operación o Tasa de Fluido Motriz
Figura 5.8. Curva de Optimización de una Bomba Hidráulica Tipo Jet.
Si el gráfico indica un incremento en la tasa de producción con la variación de la
presión de operación o la tasa de fluido motriz, entonces proceda a registrar este
incremento sobre el gráfico. Se recomienda incrementar alguna de las variables en un
5 % y permitir la estabilización del pozo, antes de registrar resultados. Si el gráfico no
indica algún cambio, entonces reduzca la presión de operación o la tasa del fluido motriz
[
[
<$&y
í
1^1
1^
r
[
126
y registre los cambios. Algunas veces, el sistema puede estar operando a una máxima
potencia.
A medida que se aumenta la potencia sobre la bomba, la producción podría
aumentar desde un punto A hasta alcanzar un punto B, como se muestra en Fig. 5.8, a
partir del cual existiría una disminución en la producción del pozo. Cualquier condición
más allá del punto C significaría una alta inyección de fluido motriz, ocasionando la
posible pérdida total de la producción del pozo y generando posibles daños por cavitación
a la bomba. Mantenerse cerca del punto B, aseguraría la condición óptima del sistema.
5.6 Factores a Considerar en el Diseño
Cuando se diseña una instalación de bombeo hidráulico se deben tomar las
siguientes decisiones:
•S Decidir por el sistema FMC o FMA.
•S Decidir por el venteo o por el bombeo de gas.
S Elegir la disposición/ distribución de la tubería de producción.
S Elegir una bomba adecuada para la tubería y para las condiciones del pozo.
S Elegir una planta central o planta de poder "in situ".
•S Elegir una bomba de superficie.
FI ^ Diseñarel sistemade ümpieza del fluido motriz.
Las instalaciones de menor costo son aquellas que no ventean el gas, pero estas
instalaciones no son factibles en pozos que tienen una baja presión de fondo y una alta
relación gas-petróleo. Generalmente el venteo de gas se convierte en una necesidad
L 127
y cuando la relación gas-líquido es mayor de 500 PCNIBn y la presión de bombeo de
f fondo es menor de 400 Lpc. Si la eficiencia volumétrica de la bomba es bajaL
(30-50 Lpc) se deberá ventear y no bombear el gas. En este punto se deberá
r*• determinarde la curva IPR del pozo, una mayor presión de fondo a fin de aumentar este
T valor. Si se decide ventear elgas, esto se deberá hacer a través del revestidor.
F
r
L
r
L
[f1
1^
[F
CAPITULO VI
ANÁLISIS DE FALLA EN SISTEMAS DE BOMBEO HIDRÁULICO
Mediante encuestas realizadas a personal de empresas expertas en el área de
bombas hidráulicas, Gutiérrez y Mejias (2007) identificaron y clasificaron en módulos las
principales causas que afectan este tipo de equipo, y las cuales se resumen a
continuación:
a) Equipos de Superficie
Es importante que la bomba de superficie opere correctamente, a fin de evitar
fluctuaciones en el suministro de fluido motriz desde la superficie hasta la bomba de
subsuelo. Por otra parte, los elementos de control de presión y flujo resultan ser parte
importante del sistema de bombeo hidráulico, ya que permiten identificar alguna
alteración del sistema. En cuanto a requerimientos de altas presiones en superficie, este
estudio determinó que las mismas podrían ser una limitante para la utilización del
método. Así mismo, se debe evitar prácticas operacionales inadecuadas y reducir al
mínimo pérdidas de fluido motriz, debido a roturas en líneas de superficie o subsuelo, ya
que esto contribuiríaa reducir la vida útil del equipo.
í b) Equipos de Subsuelo
LPorexperiencia de campo, las instalaciones de subsuelo comúnmente utilizadas
son las del tipo libre debido a la facilidad paraasentar y desasentar la bomba de subsuelo,
„, además de sercapaces de operar en pozos profundos, someros, direccionales y verticales,
128
í 129
fy y manejar sin problemas petróleo liviano, mediano y pesado. La bomba de subsuelo
f- generalmente falla por: falla en el asiento de la bomba; obstrucción por precipitación de
compuestos orgánicos e inorgánicos; diseño de completación complejo o no adecuado del
to método de levantamiento; presencia de fluidos corrosivos y abrasivos; entre otros. En el
caso de bombas tipo jet, el éxito de las mismas dependerá de la relación boquilla-
garganta seleccionada.
í
ír
r
r
r
c) Fluido Motriz
y Las características del fluido motriz deberán conservarse invariables durante la
utilización del método, ya que de ello dependerá el éxito y los bajos costos de operación
de este tipo de instalaciones.
yW.'!'^l m,a" 1' ''•a% KT™^! jpT*-™® •swFl«!« «""""^i «P^^™^ fc»«wn»« •,'^,""ll fcP™^-^» W-r™^ B"^ «w^T-fl» r^ j-^ T,^^m
PROBLEMA
Repentino Incremento en la presión deoperación en superficie
Incremento gradual en la presión deoperación en superficie
BOMBAS TIPO RECIPROCANTES O PISTÓN
DIAGNOSTICO DE PROBLEMAS OPERACIONALES
CAUSA POSIBLE
a) Descenso del nivel de fluido, lo que causa mayorlevantamiento neto
b) Generación de parafinas u obstrucción en la linea delfluido motriz, linea de flujo o válvulasc) Bombeo de material pesado, como por ejemplo aguasalada o lodo
d) Posible falla de la bomba
a) Gradual disminución del nivelde fluido. Válvulafijaoformación de obstrucción
b) Lenta formación de parafinasc) Incremento en la producción de agua de formación
a) Bomba pegada o atascada
SOLUCIÓN
a) Si es necesario, disminuya la velocidad de bombeo
b) Circule un tapón soluble o petróleo caliente, pararemover la obstrucción
c) Mantenga la velocidad de bombeo (no apague el equipo)d) Recupere la bomba y repare o reemplace la misma
a) Recupere la bomba y repare la misma. Remueva laválvula fijab) Circule un tapón soluble o petróleo callentec) Incremente las emboladas/minuto de la bomba y observepresión
Repentino Incremento en la presión deoperación en superficie (no hay bombeo)
b) Repentino cambio en las condiciones del pozo,requiriendo una presión de operación en superficie superiora la presión de la válvula de aliviode la bomba triplec) Repentino cambio en la emulsión del fluidomotriz, etcd) Válvula cerrada u obstrucción en la linea de producción
a) Aumente o disminuya la presión de operación,alternadamente. SI es necesario, desasiente y asiente labomba. Si esto falla al arrancar la bomba, remueve y repareo reemplace la bombab) Ajuste la presión de operación de la válvula de aliviodela bomba triple
Repentina disminución de la presión deoperación en superficie (velocidad podríaincrementarse o disminuirse)
a) Incremento del nivelde fluido, la eficiencia de la bombaaumenta
b) Falla de la bomba por lo que parte del fluidomotriz esdesviado
c) Pase de gas libre a través de la bombad) Falla del eductor (en el pozo o en superficie). Reducciónde la velocidad
e) Ruptura del eje del émbolo. Aumento de la velocidadf) Falla del sello de la camisa en el emsamblaje de fondo.Reducción de velocidad
c) Revise la fuente del fluido motrizd) Localice y corrija
a) Si se requiere, Incremente la velocidad de bomba
b) Recupere la bomba y repare y/o reemplace la misma
c) Considere el uso de un separador de gasd) Revise las tuberías
e) Recupere la bomba y repare y/o reemplace la mismaf) Recuperar tubería y reparare el emsamblaje de fondo
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5-.
8-.
BOMBAS TIPO RECIPROCANTES 0 PISTÓNDIAGNOSTICO DE PROBLEMAS OPERACIONALES
PROBLEMA CAUSA POSIBLE
a) Bomba desasentadab) Falla de la unidad de produccióno sello externoc) Fugas en la tubería de Inyección del fluido motriz
d) Fugas en la linea de Inyeccióndel fluido motrize) No hay suficiente suministro de fluido motriz
Repentina disminuciónde la presión deoperación en superficie (no hay bombeo)
Pérdidas de producción (velocidad debombeo constante)
a) Falladel extremo bomba de la unidadde producciónb) Fugas en la tubería de venteo del gas librec) Bomba del pozo apagada o a su máxima velocidadd) Fugas en la tubería de produccióne) Cambios en las condiciones del pozof) Bomba o válvula fija tapada
g) La bomba esta manejando gas libre
Gradualo repentinoincrementodel fluido a) Desgaste del motor7-. motriz paramantener lavelocidad de b)Fugasen tubulares, sellos delensamblaje de fondo, o
bombeo. Baja eficiencia del motor linea del fluido motriz
Bombeo errático con una amplia variaciónde presión a) Causado por fallas o bloqueo del motor
SOLUCIÓN
a) Circule fluido para asentar nuevamente la bombab) Recupere la bomba y repare y/o reemplace la mismac) Revisetuberíayen caso de fugas recuperey reparare lamisma
d) Localice y reparare) Verificar volumen de fluido de descarga de la bombatriple. Fallasen válvulas, taponamiento de las lineaso bajosuministrodel fluido motriz, entre otros, podrían disminuir elvolumen de Inyección
a) Recupere la bomba y repare y/o reemplace la mismab) Revise el sistema de venteo del gas librec) Disminuya la velocidad de bombeod) Localice y reparee) Ajuste el equipo a estas condiciones0 Recupere la bomba y repare y/o reemplace la misma.Recupere la válvula fijag) Trate de removerla presencia de este gas libre
a) Recupere la bomba y repare y/o reemplace la mismab) Localice y repare
a) Recupere la bomba y repare y/o reemplace la misma
a) Mantenga el bombeo hasta llenar el sistemaa) Elsistema no estaba completamente llenode petróleocuando la bomba comenzó a operar debido a presencia de
Aparente pérdidas de fluido en el sistema a?ua en el anular despues de oiroular' fu9as en la váK,ulafija, entre otros.b) Medición errada b) Revise nuevamente las mediciones.Repare en caso de
ser necesario
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BOMBAS TIPO JET
DIAGNOSTICO DE PROBLEMAS OPERACIONALES
PROBLEMA CAUSA POSIBLE
Repentino incremento en la presión de a) Generación de parafinas u obstrucción en lineas de1-. operación ensuperficie (la bomba toma flujo, tubería de Inyección o válvulas
fluido motriz) b)Taponamiento parcial en la nariz de labomba
Lenta disminución de la presión de2_ operación ensuperficie (constante tasao a)Lenta generación deparafinas
SOLUCIÓN
a) Circule un tapón soluble o petróleo caliente, y remuevaobstrucción. Desasiente y asiente la bombab) Recupere la bomba y limpie la nariz
a) Circule un tapón soluble o petróleo calienteb) Recupere la bomba y repare la mismalenta disminución del fluido motriz,
constante presión de operación)
Repentinoincrementoen la presión de3-. operación (la bomba no toma fluido
motriz)
b) Desgaste de garganta y boquilla
a) Boquilla totalmente obstruida
Repentina disminuciónen la presión de •,_..,.4_ operación en superficie (constante o a) Posible hueco en tuberíarepentinoincrementode la tasa de fluido .. _ „motriz, constante presión de operación) b) Falla de los sellos de la bomba ° bocluilla ro,a
5_ Pérdidas deproducción (condicionesnormales en superficie)
a) Desgaste de garganta y boquilla
b) Taponamiento de la válvulafijao bomba
a) Recupere la bomba y limpie la boquilla
a) Verifique latubería y recupere y repare en caso de fugasb) Recupere la bomba y repare la misma
a) Incremente la presión de operación. Reemplace laboquillay gargantab) Recuper la bomba y revise condiciones. Remueva laválvula fija
c) Fuga otaponamiento del sistema de venteo del gas libre o) Revise el sis,ema de ve"teo de gas libred) Cambios en las condicionesdel pozo
d) Instale un sensor de presióny rediseñe la bomba
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7-.
9-.
PROBLEMA
No existe Incremento en la produccióncuando se aumenta la presión deoperación en superficie
Desgaste de la garganta (zonas depequeños orificios)
Desgaste de la garganta (desgaste enforma de barril, de superficie lisa)
La nueva instalación no permite alcanzarla producción estimada
BOMBAS TIPO JET
DIAGNOSTICO DE PROBLEMAS OPEFIACIONALES
CAUSA POSIBLE SOLUCIÓN
a) Problemas de cavitación en la bomba o alta producción a) Disminuya la presión de operación o instale una gargantade gas más grandeb) Taponamientode la válvula fija o bomba b) Recupere la bomba y revise condiciones. Remueva la
válvula fija
a) Daños por cavitación
a) Deterioro por erosión
a) Incorrecta información de campob) Taponamiento de la válvula fija o bombac) Fugas en la tubería
a) Verifique posible taponamiento en bomba y válvula fija.Instale una garganta más grande. Reduzca la presión deoperación
a) Reemplace la garganta. Instale garganta con materialespecial. Instale una boquilla y garganta más grande parareducir velocidad
a) Instale un sensor de presión y rediseñe la bombab) Revise la bomba y la válvula fijac) Revise la tubería y recupere y repare en caso de fugas
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«"—<—"i» jw*"«™w$j «'"™"""w"^ »5w™B*lJ «P~w,*''í» ap"" ' *
BOMBEO
CONVENCIONAL(BALANCÍN)
Posibles lugas dehidrocarburos en prensa
Problemas Misceláneos estopas, ocasionandoproblemas decontaminador.
Costo Operaclonal
Valor de Salvamento
Muybajo en yacimientossomeros (< 7500 fl)y debajo aporte (< 400 BD).
Excelente: encienda delequipo > 95%, conbuenas prácticasoperacionales. Losproblemas de corrosión,asfáltenos, parafinas,saldos, desviaciones, etc,son controlables.
Excelente: rápido trasladoy ensamblaje. Buenmercado para el equipousado.
""""""^ •pr**,"*,,«(Bj B^*'*7m'^S Ép~TT™f^?J JBJTm^™'t '̂!ft
BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
Limitado servido técnico
en ciertas áreas
geográficas. Se disponepoca expertendaoperaclonal debido a lonuevo del método.
Potendalmentebajo, peromuy corto periodo de vidaútildel estala y rotor.
Relativamente Bueno: la
contlabllldad Incrementa
con la experienciaacumulada al usar el
equipo.
Bueno a Pobre: rápidotraslado y ensamblaje. Labomba y algunas partesdel sistema puede serusado en otros pozos
BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
Requiere de alto consumoeléctrico, lo queIncrementa los costos
operacionales.
Variado. SI el HP es alto,será alto el costo de
energía. Altos números deparadas del equipo acortala vida útil del mismo.
Altos costos de reparadónde otros equipos de fondo.
Variado: excelente paracasos Ideales de
levantamiento. Muysensible a temperatura yvariadones del suministro
eléctrico.
Bueno: algunos se dancomo pago de su valor.Mercado abierto a estos
valores.
BOMBEO HIDRAUUCO
RECIPROCANTE
Requiere control desólidos en el (luido motriz:Capacidad máxima detolerandade15ppm.departículas y diámetro de15 (jm.Puede requeriré!uso de surfactantes yagentes lubricantes.
Muchas veces altos paralas bombas y regular parael resto del sistema. La
corta vida útil
Incrementará los costos
totales del equipo.
Bueno: para un correctodlsefio. Los problemas ocambios de condiciones
en el fondo reducen la
Habilidad de la bomba.
Buen mercado para labomba triple. Buen valorpara el sistema del pozo,el cual puede serdesplazado fádlmente.
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BOMBEO HIDRAUUCO
JET
Telera la presencia desólidos en el fluido motriz
(200 ppm.y 25 jim).Puede requerir el uso dedlluentes. Aceptacontaminación cen aguade formación, si se usaagua como fluidomotriz.
Alto, dependiendo del HPrequerido. Bajos costos demantenimiento de
bombas, costosrelacionados con el
temario de la garganta ylas boquillas.
Bueno: con un apropiadotamaño de garganta yboquillas. Debe evitarseoperar bajo condldonesde cavitación. Problemas
para presiones mayores a4000 lpc.
Bueno: fádl de remover,algunas partes del equipose dan como pago de suvalor.Buenmercado paralas bombas triple.
INYECCIÓN CONTINUA
DEGAS
Requiere de una fuenteconfiabley segura de gasa alta presión. El gas debeestar deshidratado ydulce.
Bajo costo por pozo. Loscostos de compresióndependerán del costo decombustible ymantenimiento del
compresor. La dave esInyectar el vdumen degas requerido,garantizando la RGLóptima.
Excelente: para sistemasde compresión biendlseflados y con buenmantenimiento.
Buen mercado para uncompresor usado yalgunas partes se dancomo pago por su valor,como mandriles yválvulas.
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Eficiencia
(HPhldraul.Sallda/HPhtdraul. entrada)
Flexibilidad
Sistema (Total)
BOMBEOCONVENCIONAL
(BALANCÍN)
Excelente: eficiencia totalcon la bomba, cerca del50-80%, si el pozo noes sobra bombeado.
Excelente: puedenalternarse con lavelocidad de embolada yla longitud, tamaño detpistón y tiempode corrida.
Procesos de disertos,
instalacióny operacionessencillas y básicas,siguiendo las practicasyrecomendaciones API.Cada pozo es un sistemaIndividual.
Otrat Perspectivas
Excelente: usado cercadel 85% de los pozos conLA en USA. Es el métodoestándar de
Levantamiento Artificial.
BOMBEO DE CAVIDADPROGRESIVA
Excelente: se han
reportados eficienciasdel50-70 %.
Bueno:se puede variarlavelocidad. Unidades
hidráulicas proveenlegibilidad adicional, peroIncrementan lo» costos
Simple de Instalaryoperar.Limitadoencuanto a espectficaclo-nesde diserto, instalaciones,operaciones yprocedimiento.Cada pozoes un sistema Individual.
Limitadoa pozos con bajoaporte.Usado tan solo en0.5% de los pozos activosen USA.
BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
Bueno: para pozos conaltas tasas, pero decrecesignificativamente paraQ< 1000 BD. La eficiencia
total del sistema seencuentra alrededor del50 % en pozo» Q> 1000BD,ymenor40%siQ<1000BD.
Pobre: usualmente las
bombas operan a unavelocidad fija. Requierecuidado en la seleccióndel tamaño. VSD mejoranla flexibilidad, peroaumenta los costos. Debeasegurarse el apropiadotamaños de las bombas.
FácH y simple de disertar,aunque requierede unagrancantidaddeInformación de campo.Requiere de excelentespracticas operacionales.Se recomienda seguir las
practicasen diseño,pruebas y operacionessegún API.Típicamentecada pozo es un sistemaIndividual usando unsistema eléctrico común.
Excelente método delevantamiento en pozosde altas tasas: <200°Fytasas > 1000 BPD. De usocomún en pozos con altoscortes de agua. Usado tansolo en 4% de los pozosactivos en USA.
BOMBEO HIDRÁULICORECIPROCANTE
Bueno a Excelente:eficiencia entre un 30 - 40%, con RGL muy altas.
Bueno a Excelente: puedevariarse mucho las tasasde fluidos y la velocidaden fondo de la bomba.Numerosos tamaños debombas disponibles yadaptablesa necesidadescomo profundidad.
Es común utilizar un
sistema manual ocomputerizado. Lasbombas libres son de fácilremoción para sumantenimiento. Pozos conunidades Individuales sonmuy flexibles, peroincrementan costos.Requiere atención yseguimiento,Eluso deuna planta central puederesultar compleja.
Sistema de levantamientomuchas veces usados pordefecto. Manejo de unampliorango de tasas.Aplicable a pozosrelativamente profundos,de alto volumen, alta
temperatura, y pozosdesviados. Usado solo en< 2 % de los pozosactivos en USA.
BOMBEO HIDRÁULICO
JET ____
Bueno a Pobre: máxima
eficiencia soto en 30%.Altamente influenciado porel fluido motriz y el fluidoproducido.Eficienciatipleaentre 10-20%.
Bueno a excelente: tasas
y presión de fluido motrizajustablesa condicionesde producción.Ampliagama de relacióndegargantas y boquillas.
Comúnmente, se utilizaun programa decomputación paraeldiseño. Procesos básicos
de operación sonnecesarios para la bombade subsuelo y la unidaddel pozo. Las bombasubres son de fácil
remoción para sumantenimiento. El jet defondo a menudo requierepruebas de ensayo y errorparaoptimizarlo.
Buena para pozos querequierenlevantaraltosvolúmenes. Sistema que
tolera altos rangos deprofundidad, altastemperaturas, fluidoscorrosivos, aftas RGL, ysignificanteproduccióndearena. Usado en > 1 % delos pozos activosen USA.Algunas veces usadospara pruebas de pozoscosta afuera que no(luyen.
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INYECCIÓN CONTINUA
DEGAS
Bueno: Incrementa para
pozos que requierenpequeñas RGLdeInyección. Baja parapozos con alta RGL deInyección. Eficienciatípicade 20%, dentro de unrango de 5-30 %.
Excelente: variadas tasas
de Inyección de gas, paradiferentes tasas de
producción.
Es necesaria una fuentede gas segura y confiable,a alta presión, seco, sinelementos corrosivos ylimpio, para extender lavida útil del sistema. Esnecesaria buena data
para el diseño yespaclamlento de lasválvulas. Se recomienda
seguir lasrecomendaciones
prácticas y operacionales,según la API.
Buena para altas tasas:sistema de LA usado en
pozos con alta presión defondo. El más parecido alflujo natural de los pozos.Usado cerca de 10% delos pozos activos en USA,mayormente en costaafuera.
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Limitaciones del
Revestidor
Limitaciones porProfundidad
BOMBEO
CONVENCIONAL
(BALANCÍN)
Problemas solo para altastasas: las bombas
requieren de largosbarriles. Pequeñostamaños de revestldores
(4.5 y 5.5 In.) puedenlimitar la separación delgas libre.
La profundidad puede serlimitante en cuanto a las
cabillas y la estructura. Enefecto, para 500 BD cercade los 7500 ft y 150 BDcerca de los 15000 ft.
Excelente: < 25 Psl.
Capacidad de Admisión puede proveer unde Fluidos adecuado
desplazamiento.
Niveles da RuidoRegular: moderadamentealto para zonas urbanas.
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BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
Opera sin problemas enrevestldores de hasta 4,5In. La limitación se
presenta en el separadorde gas
Pobre: limitado solo parayacimientos pocoprofundos (< 6000 ft.).
Bueno: < 100 Psl. proveeun adecuado
desplazamiento y laadmisión de gas libre.
Bueno: solo las partesmóviles en superficiegeneran ruidos.
BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
El tamado del revestidor
puede limitar el uso delargos motores y bombas.Evitar revestldores < 4.5
In. Para revestldores de
5.4 In. se reduce la curva
de comportamiento de labomba, dependiendo de laprofundidad y la tasa.
Usualmente limitado a los
HP del motor, o por efectode la temperatura.Profundidades < 14000 ft.
Regular: si existe pocogas libre. Pobre si labomba maneja más de 5% de gas libre.
Excelente: ba|o ruido. Depreferencia en zonasurbanas, si se va ha
producir altas tasas deflujo.
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BOMBEO HIDRÁULICO
RECIPROCANTE
Requiere de grandesrevestldores para el usode un sistema de fluido
motriz abierto o cerrado.
Pequeños revestldores(4.5-5.5 In.) generanconsiderables pérdidaspor fricción, y limitan laproducción del pozo.
Excelente: limitado solo
por la presión ensuperficie del fluido motriz(< 5000 Psl.).Profundidad práctica <18000 ft.
Regular. La frecuencia enla reparación de la bombaaumenta para presionesde admisión < 100 Psl. La
presencia de gas librereduce la eficiencia y vidaútil de la bomba.
Bueno: ba|o njldo. El ruidoposible es producido porla planta central o depoder, ubicada ensuperficie.
BOMBEO HIDRÁULICO
JET
Pequeños diámetros derevestidor limita la tasa de
producción debido a altaspendidas por fricción.Grandes revestldores
podrían ser necesarioscuando se usan doble
sarta.
Excelente: similar al
sistema de bombeo
reciprocamente.Profundidad práctica <18000 ft.
Pobre a regular pozos de5000 ft. con ba|a RGL,requieren presiones > 350Psl. Todo diserto
considera al menos el 25
% del nivel de
sumergencia de la bomba.
Bueno: bajo ruido. El ruidoposible es producido porla planta central o depoder, ubicada ensuperficie.
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INYECCIÓN CONTINUA
DEGAS
No ofrece limitaciones
Limitado a profundidades< 8000 ft.
Pobre: restringida por elgradiente del gas delfluido producido.
Ba|o en el pozo pero altoen la planta comprensora.
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Espacio Físico
Fuente da Energía
Diagnóstico
BOMBEO
CONVENCIONAL
(BALANCÍN)
Tamaño y operación sonuna desventaja en áreasurbanas y sub-urbanas.Unidades especiales depequeño perfil seencuentran disponibles
Buena: motores de
combustión Interna o
motores eléctricos puedenser usados,
Excelente: puedeanalizarse fácilmente
mediante pruebas depozos, nivel de fluido, etc.Los análisis mejoran conel uso de dinamómetros.
BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
Bueno: equipo desuperficie de bajo perfil.
Buena: motores eléctricos
son usados.
Regular: el análisis sebasa solo en producción ynivel de fluidos. No es
posible usardinamómetros.
BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
BOMBEO HIDRÁULICO
RECIPROCANTE
BOMBEO HIDRÁULICO
JET
INYECCIÓN CONTINUA
DEGAS
Regular a Pobre: equipode cabezal de bajo perfil.Requiere equipos desuperficie de altaspresiones y paratratamiento del fluido
molrtz.
Regular a Pobre: equipode cabezal de be|o perfil.Requiere equipos desuperficie de altaspresiones y paratratamiento del fluido
motriz.
Bueno: equipo de cabezalde ba|o perfil.Sinembargo, las plantascompresoras causan
problemas yadicionalmente, se debetomar medidas de
seguridad con respecto alas lineas de alta presión.
Buena: bajo perfil, perorequiere de un banco detransfonn adores en
superficie, lo que podríacausar problemas enzonas urbanas.
Regular: requiere debuena fuente de podersegura y confiable.
Regular se puede realizardiagnóstico con equiposeléctricos, pero deben serrevisados utilizando
equipos especiales.
Excelente: puede haceruso de motores eléctricos,
o de combustión Interna
por gas o gasoll.
Bueno a Regular: elcomportamiento de labomba de fondo puedeser analizado mediante el
comportamiento ensuperficie de la tasa defluido motriz, la presión,velocidad y tasa deproducción.
Excelente: puede haceruso de motores eléctricos,
o de combustión Interna
porgasogasoil.
Bueno a Regular elcomportamiento de labomba de fondo puedeser analizado mediante el
comportamiento ensuperficie de la tasa defluido motriz, la presión,velocidad y tasa deproducción.
Bueno: Motores, turbinasy máquinas pueden serusados para lacompresión del gas.
Bueno a Excelente: puedeser analizada fácilmente
con ia presión de fondofluyente y sucorrespondiente tasa deflujo. Se puede considerarla optimización mediantesoftwares.
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BOMBEO
CONVENCIONAL
(BALANCÍN)
Bueno a Excelente:
u.hiiiH.rf„.m u.„.i.r tratamientos conHabí dad para Mane|ar |nh|bidores ,„ e|anu|arProblemas de Corros ón y . ,Escamas sonusados para manejar
problemas de corrosión yescamas.
Hoyos Desviados
Regular algunos éxitos shan obtenido en pozosdesviados (157100 ft.)con el uso de gulas ocentrallzadores en la
cabillas.
Regular sartas paralelasde 2 x 2 In. son posibles
Completaciones Dobles en revestldores de 7 in.No es favorable en
revestldores de 5 in.
Habilidad para Manejar
Buena: se puede venteary/o usar separadores oanclas de gas. Pobre si sedesea manejar gas Ubre >50%.
BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
Bueno: es posible usartratamientos con
Inhibidores en el anular.
Pobre a regular seIncrementa los problemasde cargas y desgastes delequipo.
No se conoce
Instalaciones.
Pobre: si se debe
bombear algo de gas Ubre.
BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
Regular.
Regular: experiencialimitada en pozoshorizontales. Se requierede grandes radios decurvatura pera lograr ba|arla bomba.
Se puede necesitar degrandes revestldores.Posibles problemas en labajada y atascamiento. Nose conoce Instalaciones.
Pobre: gas Ubre > 5 %,requiere el uso deseparadores de gasestáticos y/o rotativos.
BOMBEO HIDRÁULICO
RECIPROCANTE
Bueno a Excelente: se
puede realizar tratamientocon Inhibidores en
conjunto con el fluidomotriz, para un controlefectivo.
Excelente: siempre ycuando la tubería puedaser Instalada en el pozo.La bomba puede serasentada en el fondo de
pozos altamentedesviados y horizontales.
Regular algunas veces srequiere de una sartatriple para manejar elfluido motriz y el fluidoproducido por el pozo.
Bueno a Regular podríaser utilizada con bomba
concéntrica fija o libreparalela, permitiendo elventeo del gas libre y conun separador de gas pordebajo de la entrada de labomba.
BOMBEO HIDRÁULICO
JET
Bueno a Excelente: se
puede realizar tratamientocon inhibidores en
conjunto con el fluidomotriz, para un controlefectivo.
Excelente: bombas Jetpueden pasar a través decurvaturas superiores a247100 ft.
Similar al hidráulico
reciprocante. Puedemanejar relativamente unaalta RGL, perodisminuyendo la eficienciadel sistema.
Similar a bomba hidráulica
reciprocante. La presenciade gas Ubrereduce laefldenda pero contribuyeal levantamiento.
INYECCIÓN CONTINUA
DEGAS
Bueno: es posible usarInhibidores con el gas deinyección.
Excelente: mínimos
problemas en operacionescon guaya lina, en pozoscon desviaciones
superiores a 70*.
Regular: sistemas doblesde gas Liftno son de usocomún. Las operacionespueden resultarcomplicadas eInefl el entes.
Excelente: la producciónde gas reduce lanecesidad de Inyección degas.
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Aplicación Costa Afuera
Capacidad de ManejarParafinas
BOMBEO
CONVENCIONAL
(BALANCÍN)
Pobre: debe diseñarse la
unidad dependiendo deltamaño, el peso y elespacio.
Regular a Bueno: esposible usar tratamientosde agua/ petróleo callenteo el uso de raspadores,pero esto Incrementa loscostos y problemas deoperación.
r-™„i»t.-i™.. — u„,™ Posible para bajas tasas ycomplexiones en Hoyos RGL (< í00 BD'y <250Reducldos' scf/BMs).
Habilidad para manejo deSólidos/Arena
Buena: para bajasviscosidades de crudo (<10 cps.). Para altasviscosidades (> 200 cps.)mejora el comportamientodelabomba. Puede
manejarhasta0.1%dearena con bombas
especiales.
BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
Pobre: podrían teneralgunas aplicacionesespeciales en costaafuera.
Regular se puedenecesitar el uso de algúntratamiento químico en eteductor.
Posibles para bajas tasas,RGLy yacimientos pocoprofundos. No se conocenInstalaciones.
Excelente: puede menejarcrudos de alta viscosidad
(> 200 cps) con 50 % dearena. La presencia dearena puede ser < 10%,en presencia de agua deformación.
BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
Buena: debe proveerse defuente de energíaeléctrica.
Regular: puedeconsiderarse el
tratamiento con
agua/petróleo callente.
No se conocen
Instalaciones
Pobre: requiere < 200ppm. de sólidos.
BOMBEO HIDRÁULICO
RECIPROCANTE
Regular requiere espacioadicional para plantas detratamiento, tanques dealmacenamiento ybombas.
Bueno a Excelente: se
puede circular fluidomotriz callente en el fondo
del pozo para minimizar laacumulación.
Posibles, pero puedetener altas pérdidas porfricción o problemas degas libre. Adecuado parabajas tasas y RGL.
Pobre: requiere < 10 ppm.de sólidos presentes en elfluido motriz para alargarel tiempo de vida útil. Eluso de agua fresca en laInyecdón puede evitar losproblemas deacumulación de sal.
BOMBEO HIDRÁULICO
JET
Buena: agua producida oagua salada podría seruseda como fluido motriz.
Requiere plantas deseparación y/o tratamientoen el pozo.
Bueno a Excelente: se
puede circular fluidomotriz callente en el fondo
del pozo para minimizar laacumuladón.
Posibles, pero puedetener altas pendidas porfricción o problemas degas Ubre. Adecuado parabajas tasas y RGL.
Regular a Buena: los Jetpueden operar con 3 % dearena en la producción defluidos. Eluso de aguafresca en la Inyecciónpuede evitar losproblemas deacumuladón de sal.
INYECCIÓN CONTINUA
DEGAS
Excelente: es el método
comúnmente usado,siempre y cuando puedaser aplicado.
Regular: la Inyecdón degas puede agravarse conestos problemas.
Posibles, pero el diseñopuede resultarproblemático e Ineficiente.
Excelente: limitado solo
por problemas ensuperficie en cuanto almanejo de la arena.
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Limitaciones de
Temperaturas
BOMBEO
CONVENCIONAL
(BALANCÍN)
Excelente: utilizado
comúnmente en
operaciones térmicas (550
°F)
Bueno: para fluidos < 200cps, a ba|as tasas (< 400
Capacidad para manejar BD).A altas tasas, sefluidos altamente viscosos requiere de un diluente
para disminuirlaviscosidad.
Capacidad para levantarAltos Volúmenes
Capacidad para levantarBajo Volumen
Regular restringido parayacimientos someros,usando largos pistones.Tasa máxima cercana a
4000 BD para 1000 fl. y1000 BD para 5000 ft.
Excelente: es el método
comúnmente utilizado
para levantar pozos conbaja producción (< 100BD).
BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
Regular: limitado por elelastómero del estator. Se
usa por debajo de 250 °F
Excelente: para fluidoscon altas viscosidades.
Pobre: restringido paratasas relativamente
pequeñas. Posiblemente,2000 BD para 2000 fl. y200 BDpara 5000 ft.
Excelente: para pozossomeros que producen <1000 BD.
BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
Regular: limitado por
debajode 350°F (requieremotores y cablesespeciales)
Pobre: limite cercano a los
200 cps. Aumento de losHP.
Excelente: limitado a las
necesidades de HP yéstos pueden estarrestringidos por eldiámetro del revestidor.
Generalmente pobre:debido a las bajaseflclendas y los altoscostos de operadón.
BOMBEO HIDRÁULICO
RECIPROCANTE
Bueno: materiales
estándares más de 300 °F
y para materialesespeciales es posible
alcanzar más de 500 °F
Bueno: posible aplicaciónpara,crudos > 8 "APIy <600 cps. El fluido motrizpuede ser usado comodiluente del fluido
producido.
Bueno: limitado por eltubular y los HP,Típicamente 8000 BDpara4000ft.y1000BDpara 10000 ft. con 3500Psl. en el sistema.
Regular no tan buenocomo el Balancín.
Típicamente de 100 a 300BD para 4000 a 10000 ft.de profundidad. Posiblepara > 75 BD en pozos de12000 ft.
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BOMBEO HIDRÁULICO
JET
Bueno: posible uso paratemperaturas de hasta
500 "F, con materialesespeciales.
8ueno a Excelente: es
posible producir porencima de los 800 cps.Fluido motriz a base de
petróleo(>24°APIy < 50cps) o a base de aguareduce las pérdidas porfricción
Excelente: por encima delos 15000 BD, con unaadecuada presión defondo fluyente, tamaño detubería y HP.
Regular > 200 BD para4000 ft.
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INYECCIÓN CONTINUA
DEGAS
Bueno a Excelente: operaregularmente bajotemperaturas de hasta
350 °F.
Regular: presenta pocosproblemas para crudos >
16 °API o viscosidades <25 cps. Excelente paralevantar crudos viscosos
con altos cortes de agua.
Excelente: restringido altamaño de la tubería de
producdón, tasa deInyección y profundidad.Depende de presión deyacimiento y el índice deproductividad. Tasas de5000 BD, a 10000 ft. ytuberías de 4 In.
Regular: limitado por elcabeceo y eldeslizamiento. Evitar
rangos de flujo Inestable.
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CONCLUSIONES
En el diseño de un sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico tipo
[ reciprocante yjet, existen debilidades en cuanto a la metodología empleada para
el cálculo de la eficiencia volumétrica y las pérdidas de presión por fricción a
través de la bomba.
Los métodos de diseño propuestos para bombas jet se encuentran afectadas por
r- efecto de la viscosidad: Mezclas de crudo por encima de 500 cps causan
significativas desviaciones en los resultados obtenidos por los modelos.
y S La presencia de gas libre afecta directamente cualquiera de los métodos
f1 propuestos para el diseño debombas jet, enespecial, enel cálculo del área anularm
mínima para evitar cavitación donde se asume que el gas libre que entra a la
bomba se encuentra en fase liquida.
141
142
RECOMENDACIONES
S Realizar pruebas experimentales a nivel de laboratorio mediante el usodebombas
[ jet con el objeto de determinar los coeficientes de pérdidas por fricción, para de
esta manera desarrollar modelos o correlaciones que permitan predecir estos
valores y reducir las desviaciones observadas en los métodos de diseño.
•f Hacer uso de modelos o correlaciones existentes en la literatura para el cálculo de
la fracción libre de gas presente a la entrada de la bomba.
S Desarrollar alguna metodología que permita la optimización del sistema de
levantamiento artificial por bombeo tipo jet. El procedimiento empírico actual
incrementa costos y demanda tiempo valioso, lo que resta interés en la aplicación
de este método de levantamiento.
•S Proponer el diseño de una facilidad experimental que permita el análisis de un
acelerador de producción, particularmente, por que permite la optimización del
gas de inyección: disminuyendo la presión de fondo y porende incrementando la
tasa de producción. Esta técnica puede resultar una excelente alternativa en la
actualidad debido a las limitaciones existentes con respecto al uso del gas de
inyección.
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LNOMENCLATURA
A = Área
í ^ms = Área Anular Mínima para Evitar Cavitación
AN = Área de laBoquilla
As = Área Diferencial entre las Áreas de Boquilla y Garganta
F AT = Área delaGarganta
B = Factor Volumétrico
r BHP = Potencia Hidráulica en Superficie
Cd = Coeficiente deDescarga
y Cp = Capacidad Calorífica del Gas aPresión Constante
fp Cv = Capacidad Calorífica del Gas a Volumen Constante
d = Diámetro
D = Profundidad, Día
Da, = Profundidad de Asentamiento de la Bomba
í Dp = Profundidad delas Perforaciones
Dpi = Profundidad del Punto deInyección
y E = Eficiencia
p fo ~ Fracción del Petróleoy
Jw = Fracción del Agua
[ FAa = Relación de Área Anular
Fp = Relaciónde Densidades
Fq = Relación deFlujo Volumétrico
Fzg = Relación deFactor deCompresibilidad del Gas
L
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143
rL Gs = Gradiente del Fluido Producido
L
GN = Gradiente del Fluido Motriz
Gtf = Gradiente de Temperatura Dinámico
HP = Potencia
h = Espesor
hjp = Altura de los Fluidos Producidos en el Anular
A/ij, = Nivel de Sumergencia de la Bomba
IPR = Curva de Oferta (Inflow Performance Relationship)
k = Coeficiente de Fricción, Capacidad Calorífica, Permeabilidad
km = Coeficiente de Fricción en la Boquilla
T kN = Coeficiente de Fricción en la Boquilla
kT = Coeficiente de Fricción en la Garganta
í
r
L
kD = Coeficiente de Fricción en el Difusor
km = Coeficiente de Fricciónen la Sección Garganta-Difusor
L = Longitud
m = Metros
M = Relación Flujo Másico Adimensional
N = Relación Presión Adimensional
N<£n = Nivel Dinámico
OPR = Curva de Demanda (Outflow Performance Relationship)
P = Presión
Peb = Presión del Fluido Ejercida por el Nivel de Sumergencia de la Bomba
PD = Presión de Descarga
Pdesc - Presión de Descarga de la Bomba
Pf = Presión del Fluido Contenido en la Tubería de ProducciónJtp
PIP = Presión de Entrada de la Bomba
PN = Presión del Fluido Motriz en la Boquilla
144
145
[ PPR = Contrapresión del Fluido Motriz deRetorno
f Ps = Presión de Succión de la Bomba
Psep = Presiónde Separación
f PT ~ Presión de Operación en Superficie de la Bomba. Presión en la Garganta
Pyrf = Presión de Fondo Fluyentef
L Pws - Presión Estática del Yacimiento
r APf = Pérdidas de Presiónpor Fricción
&Pg = Pérdidas de Presión por Fuerzas Gravitacionales
í q = Tasa
qd = Tasa de Diseño
y qD = Tasa de Descarga en el Difusor de la Bomba, Tasa de Retorno
f qg¡m: = Tasa de Gas de Inyección
qN = Tasa del Fluido Motriz en la Boquilla
L qreqb = Capacidad Requerida porlaBomba
Lq«FM - Tasa de Fluido Motriz
qs = Tasa de Producción
f qsc ~ Tasa sin Cavitación
q^ = Tasa Total de Flujo Manejada por Motor y Bomba
\ r - Radio
re = Radio de Drenaje
m rw = Radio del Pozo
r1 R = Relación Área Adimensional
Rs = Solubilidad del Gas en el Petróleo
r T - Temperatura
Teñí = Temperatura de Entrada a la Bomba
| Psep - Temperatura en el Separador
[
fy
í
[
L
í
í
Twh = Temperatura en el Cabezal
Ty = Temperatura de Yacimiento
Wc = Cortede Agua
WCD = Cortede Agua de Retorno
Z = Factor de Compresibilidad del Gas
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L
L
Km
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