g8 pcp
DESCRIPTION
bombeo de cavidades progresivasTRANSCRIPT
-
1
Universidad de Aquino Bolivia
Facultad de Ciencia y Tecnologa
Ingeniera en Gas y Petrleo
UDABOL UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA
Acreditada como PLENA mediante R.M. 288/01
Mtodos de Produccin:
Bombeo por Cavidades Progresivas PCP.
Realizado por:
Arnoldo Colque Gutierrez
Amhed Torrico Vaca
Juan Carlos Dalence Antelo
Elmer Vargas Flores
Santa Cruz-Bolivia
-
2
NDICE DEL CONTENIDO
Contenido 1. INTRODUCCION ...................................................................................................................... 4
2. ANTECEDENTES: ..................................................................................................................... 5
3. PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO Y DEFINICIONES ................................................... 6
3.1 Desplazamiento Rotor - Estator ......................................................................................... 7
3.2 Geometra ............................................................................................................................ 8
3.3 Distribucin y efectos. ......................................................................................................... 9
3.4 Seleccin de la bomba. ...................................................................................................... 10
3.5 Requerimientos de torque y potencia ................................................................................ 13
4. PRINCIPIOS BSICOS DE PRODUCCIN. ......................................................................... 14
5. TIPOS DE INSTALACIN BPC. ............................................................................................ 21
5.1 Instalacin Convencional. ................................................................................................. 21
5.2 Instalacin insertable. ........................................................................................................ 21
5.3 Ventajas del sistema PCP .................................................................................................. 22
5.4 Desventajas Del Sistema PCP ........................................................................................... 24
5.5 Ventajas de la instalacin insertable. ................................................................................ 25
6. DESCRIPCIN DE LOS EQUIPOS ........................................................................................ 26
6.1 Equipos de subsuelo .......................................................................................................... 27
6.1.1 Tubera de produccin ............................................................................................... 27
6.1.2 Sarta de varillas ......................................................................................................... 27
6.1.3 Estator ....................................................................................................................... 28
6.1.4 Elastmero ................................................................................................................. 28
6.1.5 Rotor .......................................................................................................................... 29
6.1.6 Centralizador ............................................................................................................. 30
6.1.7 Niple Intermedio o Niple Espaciador: ....................................................................... 31
6.1.8 Niple De Paro ............................................................................................................ 31
6.1.9 Trozo De Maniobra ................................................................................................... 32
6.1.10 Ancla de Torsin ....................................................................................................... 32
6.1.11 Niple Asiento............................................................................................................. 33
-
3
6.1.12 Mandril A Copas ....................................................................................................... 33
6.1.13 Zapato probador de hermeticidad .............................................................................. 34
6.1.14 Cao Filtro................................................................................................................. 34
7. EQUIPOS DE SUPERFICIE. ................................................................................................... 34
7.1 Cabezal de rotacin. .......................................................................................................... 35
7.2 Sistema de Transmisin. ................................................................................................... 37
7.3 Sistema de freno ................................................................................................................ 38
7.3.1 Caractersticas de sistema de frenado. ....................................................................... 39
7.3.2 Freno de accionamiento por friccin ......................................................................... 40
7.3.3 Freno de accionamiento Hidrulico .......................................................................... 40
8. TPICOS PROBLEMAS DE OPERACIN EN SISTEMAS .................................................. 41
9. IDENTIFICACIN DE FALLAS EN ESTATOR Y ROTOR ................................................. 45
9.1 Identificacin de fallas en estatores................................................................................... 45
9.1.1 Histresis. .................................................................................................................. 45
9.1.2 Elastmero Quemado por Alta Temperatura. ............................................................ 47
9.1.3 Elastmero Despegado. ............................................................................................ 48
9.1.4 Abrasin. ................................................................................................................... 49
9.2 Identificacin de Fallas en Rotores. .................................................................................. 50
9.2.1 Desgaste por abrasin sin afectar el material base. ................................................... 50
9.2.2 Cromado saltado sin afectar el material base. ........................................................... 50
9.2.3 Desgaste por abrasin sin afectar el cromado total. .................................................. 51
9.2.4 Desgaste profundo localizado. .................................................................................. 51
9.2.5 Desgaste meta-metal. ................................................................................................ 52
10. RANGO DE APLICACIN ................................................................................................. 52
11. CONCLUSIONES ................................................................................................................ 53
12. RECOMENDACIONES ....................................................................................................... 53
13. BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................... 54
-
4
1. INTRODUCCION
Las reservas de petrleo liviano estn comenzando a declinar poco a poco y las de crudo
pesado y bitmenes de Grado API (10-22.3) o menor, se irn transformando en posesiones
muy valiosas. Estas reservas se encuentran presentes en pases como; Argentina (cuenca del
golfo de San Jorge), Venezuela (Faja de Orinoco que tiene los depsitos ms grandes del
mundo), Estados Unidos-California, Canad y otros pases donde los reservas de petrleo
pesado son menores.
Es muy importante que el ingeniero de produccin conozca las alternativas disponibles
cuando le corresponda disear o seleccionar un sistema de levantamiento artificial, debido a
que en un proceso de produccin de hidrocarburos existen diferentes tcnicas para llevar
los fluidos contenidos en una formacin desde el subsuelo hasta la superficie.
Es de inters mencionar que cuando el yacimiento tiene la suficiente energa, para levantar
estos fluidos hasta la superficie, se dice que el pozo produce en forma natural. Cuando esto
no es posible, es decir, el yacimiento solo tiene la presin necesaria para levantar los
fluidos hasta cierto nivel dentro del pozo, es necesaria la instalacin de un sistema de
levantamiento artificial, que adicione presin para poder llevar los fluidos hasta la
superficie.
El propsito de los mtodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de
energa en la cara de la formacin productora, con el objeto de maximizar el diferencial de
presin a travs del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos.
El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de
desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada desde la superficie por medio de
cabillas que transmiten la energa a travs de un motor elctrico ubicado en la superficie.
Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados an si estos transportan
partculas slidas, y/o flujos bifsicos de gas y petrleo.
Los mtodos de levantamiento artificial ms comunes al comienzo de la industria petrolera
eran: bombeo mecnico convencional (BMC) para crudos pesados y levantamiento por gas
(GL) para crudos medianos y livianos. Posteriormente comienza la aplicacin en campo, de
mtodos no convencionales, tales como el bombeo electro sumergible (BES) y el bombeo
-
5
por cavidades progresivas (BCP). El desarrollo de este trabajo se enfatizar totalmente
sobre este ltimo, el cual es muy utilizado en la industria petrolera por los beneficios que
genera su aplicacin.
2. ANTECEDENTES:
La Bomba de Cavidades Progresivas (B.C.P.) fue inventada en 1932 por un Ingeniero
Aeronutico Francs llamado Ren Moineau, quin estableci la empresa llamada PCM
POMPES S.A. para la fabricacin de la misma.
En sus inicios, estas bombas fueron ampliamente utilizadas como bombas de superficie
especialmente para el bombeo de mezclas viscosas. Actualmente, el mayor nmero de
bombas de cavidades progresivas instaladas para la extraccin de petrleo se encuentran en
Canad.
Las primeras Bombas de Cavidades Progresivas (B.C.P. de subsuelo) utilizadas en Canad
fueron instaladas en 1979 en pozos de petrleo con alto contenido de arena y bajas
gravedades API (crudos pesados). En la actualidad, se utilizan tambin en pozos
productores de crudos medianos y livianos, especialmente con alto contenido de agua.
En Venezuela, las Bombas de Cavidades Progresivas de subsuelo comenzaron a evaluarse a
mediados de los aos 80. Los resultados no fueron del todo satisfactorios y esto se debi en
gran parte a lo relativamente incipiente de la tecnologa en el pas y al desconocimiento del
alcance y limitaciones del sistema. Hoy en da, se cuenta con instalaciones exitosas en
pozos de crudos viscosos; bajos y medianos; y aplicaciones a moderadas profundidades.
Las limitaciones del mtodo continan siendo la incapacidad de los elastmeros para
manejar altas temperaturas, crudos livianos con bajo corte de agua y alto contenido de
aromticos, medianos a altos volmenes de gas libre (el gas afecta la bomba de dos
maneras, atacndolo directamente y por el calor que se genera al ser sustituido los lquidos
por la mezcla gaseosa).
De igual manera, desde el punto de vista mecnico las cabillas representan un elemento con
una capacidad limitada al esfuerzo combinado al torque y tensin constituyendo algunas
veces a ser el equipo que impone la restriccin en el diseo del sistema.
-
6
Por ltimo, cabe mencionar que estas bombas son muy verstiles excepto en lo referente a
su compatibilidad entre modelos y marcas ya que ni los Estatores ni los rotores son
intercambiables.
3. PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO Y DEFINICIONES
Bombeo por Cavidades Progresivas-PCP
Fuente: Principios Fundamentales para diseos de bombas PCP
Una Bomba de cavidad progresiva consiste en una bomba de desplazamiento positivo,
engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son: EL rotor y el estator. El
rotor, que es la nica parte movible de la bomba es una pieza de metal pulido de alta
resistencia, con forma de hlice simple o doble. El estator es una hlice doble o triple de
elastmero sinttico con el mismo dimetro del rotor adherido permanentemente a un tubo
de acero. Este tubo se encuentra conectado a la tubera de produccin. El crudo es
desplazado en forma continua entre los filamentos de tornillo del rotor y desplazado
axialmente mientras que el tornillo rota.
-
7
Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos
volmenes de gas, slidos en suspensin y cortes de agua, as como tambin es ideal para
manejar crudos de mediano y bajo Grado API.
La bomba consta de dos hlices, una dentro de la otra: el estator con una hlice interna
doble y el rotor con una hlice externa simple. Cuando el rotor se inserta dentro del estator,
se forman dos cadenas de cavidades progresivas bien delimitadas y aisladas. A medida que
el rotor gira, estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de la bomba, desde
la admisin en el extremo inferior hasta la descarga en el extremo superior, transportando,
de este modo el fluido del pozo hasta la tubera de produccin
3.1 Desplazamiento Rotor - Estator
A grandes rasgos, la bomba de cavidades progresivas (BCP) est compuesta por el Rotor y
el Estator. El rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que transmite
el movimiento rotativo a la sarta de Cabilla la cual, a su vez, se encuentra conectada al
rotor. El Estator es el componente esttico de la bomba y contiene un polmero de alto peso
molecular con la capacidad de deformacin y recuperacin elstica llamado elastmero.
El estator y el rotor no son concntricos como se muestra en la figura 1, y el movimiento
del rotor es combinado, uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional (en direccin
opuesto a su propio eje) alrededor del eje del estator.
Fig. 1: Movimiento estator rotor
-
8
El funcionamiento de las BCP est basado en el principio ideado por Ren Moineau, la
BCP utiliza un Rotor de forma helicoidal de n lbulos dentro de un Estator en forma de
helicoide de n+1 lbulos. Las dimensiones del Rotor y el Estator estn diseadas de manera
que producen una interferencia, la cual crea lneas de sello que definen las cavidades. Al
girar el rotor, estas cavidades se desplazan (o progresan), en un movimiento combinado de
traslacin y rotacin, que se manifiesta en un desplazamiento helicoidal de las cavidades
desde la succin de la bomba, hasta su descarga.
La geometra del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idnticas y separadas
entre s. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan
axialmente desde el fondo del estator (succin) hasta la descarga, generando de esta manera
el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades estn hidrulicamente
selladas entre s, el tipo de bombeo, es de desplazamiento helicoidal (desplazamiento
positivo).
3.2 Geometra
Existen distintas geometras en bombas PCP, y las mismas estn relacionadas directamente
con el nmero de lbulos del estator y rotor.
En las siguientes figuras se puede observar un ejemplo donde podremos definir algunas
partes importantes.
Fig. 2: Geometras en bombas PCP
La relacin entre el nmero de lbulos del rotor y el estator permite definir la siguiente
nomenclatura:
-
9
N de lbulos del rotor 3
Geometra 3:4
N de lbulos del estator 4
Por lo tanto esta relacin permite clasificar a las bombas PCP en dos grandes grupos:
Singlelobe o single lobulares : Geometra 1:2
Multilobe o Multilobulares : Geometra 2:3- 3:4; etc
3.3 Distribucin y efectos.
Interferencia entre rotor y elastmero.
Es la diferencia entre el dimetro externo de la seccin del rotor y el menor dimetro
del estator. Necesaria para generar presin diferencial entre cavidades, que requiere un
sellado hermtico entre rotor y estator. Es la caracterstica ms importante a determinar
para obtener una larga vida til una vez dimensionado el equipo BPC.
Baja interferencia: disminuye la eficiencia de la bomba.
Alta interferencia: pronta rotura por histresis.
-
10
a) Igual interferencia- Distinto nmero de etapas.
b) Igual nmero de etapas - Distinta interferencia.
3.4 Seleccin de la bomba.
Para la seleccin de una bomba PCP se deben tener en cuenta ciertas variables que
restringiran dicha seleccin. Entre ellas podemos nombrar a:
Caudal a extraer.
Profundidad de la bomba.
Dimetro del casing.
Tipo de fluido (viscosidad, aromticos, arena, % de agua ).
La combinacin de estas variables me determinara:
Geometra (singlelobe, multilobe).
# de etapas.
Dimetro de tubing y varillas de bombeo.
-
11
Tipo de elastmero (contenido de acrilonitrilo, hidrogenados, biton, etc.).
Otra variable de diseo y seleccin es la interferencia entre rotor y estator (ajuste).
Una apropiada seleccin de la interferencia puede ser considerada como una de las
variables ms importantes de la seleccin de una bomba PCP, siendo esta en muchos
casos la variable a mejorar para aumentar la vida til del sistema.
Para los diferentes dimetro de tubera de produccin, hay diferentes dimetros de
bombas: 1,66; 2-3/8; 2-7/8; 3-; 4; 4-; 5; 5-; 6-5/8 (OD).
Las bombas son conectadas a la tubera de produccin a travs de conexiones tipo
hembra o macho con roscas que pueden ser: N.U., E.U.E, L.T.C. o B.T.T.
dependiendo del dimetro de la BCP.
Las bombas son adaptadas a tuberas de: 2-3/8; 2-7/8; 3-; 4-; y 5-.
Hoy con el desarrollo de la tecnologa BCP tenemos como lmite de produccin Qr
una capacidad de 5.000 BPD (795 m/da) en volumen de petrleo producido. Y la
mxima capacidad de presin P es de 4.350 PSI (300 bar).
Cada fabricante define sus tipos de bombas y estos se seleccionan de acuerdo a:
Completacin de fondo y perfil del pozo;
Datos del yacimiento;
Caractersticas fsico-qumica del petrleo;
Torque disponible en superficie.
Para la aplicacin del mtodo con bombas de subsuelo de cavidades progresivas
debemos tomar en cuenta lo siguiente:
Dimetro del revestidor, dimetros externos de la bomba, dimetro de la tubera de
produccin y lugar o localizacin del pozo, ya que para instalaciones costa afuera se
debern tomar mayores precauciones para no ocasionar daos ecolgicos a la
naturaleza: :figura 3 y 4.
Lo que define el dimetro mnimo (drift) que es permitido por la tubera de
produccin es en la BCP es el movimiento excntrico de la cabezal del rotor.
-
12
Figura 3 Principales dimensiones para la seleccin de la tubera de produccin
De acuerdo con la figura 3 tenemos:
La dimensin F: determina el dimetro mnimo del primer tubo despus de la BCP;
La dimensin D: determina el dimetro mnimo de la columna de produccin.
La dimensin A: determina el tipo de rosca del estator.
La dimensin E: determina el tipo de rosca de la cabilla.
Figura 4 Principales dimensiones para la seleccin del revestidor
-
13
De acuerdo con la figura 4 tenemos:
La dimensin B: determina el dimetro externo del estator
La dimensin C: determina el dimetro externo mximo de los niples de la sarta de tubos
de produccin.
3.5 Requerimientos de torque y potencia
El torque se define como la energa requerida para girar el rotor y mover el fluido a la
presin necesaria. El torque de la bomba esta compuesta por una parte hidrulica y otra de
friccin.
El Torque Friccin en la bomba es la energa requerida para vencer el ajuste de
interferencia entre el estator y el rotor, este torque depende del ajuste de interferencia
revestimiento del rotor, del elastmero del estator, de las propiedades lubricantes del fluido
y de la longitud de la bomba
El torque hidrulico es proporcional al lift y al desplazamiento de la bomba.
Thid= C V Plift
Thid: torque hidrulico de la bomba (N.m o Ft.lbs)
V: desplazamiento de la bomba (m3/da/rpm o Bls/da/rpm.)
Plift: Presin de elevacin (Kpa o Psi)
C: constante (SI: 0.111 Imperial: 8.97 E-2)
Ttotal=Thidr. Tfriccin
Ttotal: Torque total de la bomba (N.m o Ft.lbs)
Tfriccin: Torque de friccin (N.m o Ft.lbs)
Potencia.
La potencia total requerida para el accionamineto de una bomba PCP es una funcin del
torque total.
-
14
Pbomba= C* Ttotal*N
Pbomba: Potencia de la bomba (Kw o Hp)
Ttotal: Torque total de la bomba (N.m o Ft.lbs)
N: Velocidad de la bomba (rpm)
C: constante (SI: 1.05 E-4 Imperial: 1.91 E-4)
4. PRINCIPIOS BSICOS DE PRODUCCIN.
Nivel esttico, Nivel dinmico, Presin Esttica, Presin Fluyente, Sumergencia, ndice de
Productividad y Comportamiento de Afluencia.
Los parmetros que se tratarn a continuacin intervienen de una manera muy importante
en la seleccin de las bombas, por tanto es primordial que se entiendan perfectamente tanto
en sus definiciones como en sus influencias en la operacin de la misma de manera de
poder seleccionar e instalar el conjunto adecuado.
las siguientes figuras muestran esquemticamente un pozo y su completacin mecnica y
de produccin.
-
15
Fig. 5: Esquema de un pozo en condiciones estticas.
Fig. 6: Esquema de un pozo en condiciones fluyentes.
-
16
Antes de arrancar la bomba en un pozo que no fluye (Figura N 5), el fluido se estabiliza en
un nivel tal que la presin ejercida por la columna de fluido a la profundidad del yacimiento
ms la presin en Tubera de Revestimiento (CHP) es igual a la presin del yacimiento
(suponiendo que el pozo no est instalado con una empacadura).
El nivel de fluido que equilibra exactamente la presin de yacimiento cuando est abierto el
espacio anular (CHP = 0) se llama Nivel Esttico (NE) y se mide desde superficie.
Este es el nivel ms alto (ms cercano a la superficie) alcanzado por el fluido en el pozo. La
presin ejercida por esta columna de fluido al nivel del yacimiento se le llama Presin
Esttica (Ps).
Al arrancar la bomba (Figura N 6), sube el nivel en la tubera de produccin hasta la
superficie y baja el nivel en el espacio anular (principios de vasos comunicantes). Al
disminuir el nivel en el espacio anular, disminuye la presin de fondo, lo que genera una
afluencia de fluido desde el yacimiento, el pozo comienza entonces a producir. Cuanto ms
baja el nivel de fluido en el espacio anular, mas aumenta la afluencia del fluido. El nivel se
estabiliza cuando la produccin del yacimiento es igual al caudal de la bomba. En este caso
la presin hidrosttica ms la presin en el revestidor (CHP) equilibran la Presin
Fluyente de fondo (Pwf). El nivel de fluido que equilibra la presin fluyente de fondo,
cuando est abierto el espacio anular, se llama nivel dinmico (ND).
Un nivel dinmico (o presin fluyente) est asociado a una tasa de produccin determinada;
si aumenta la produccin (al acelerar la bomba, por ejemplo) baja el nivel y viceversa.
La distancia vertical entre la succin de la bomba (PB) y el nivel dinmico se conoce como
Sumergencia de la bomba (H = PB ND).
Queda claro que para el diseo apropiado de un sistema de Bombeo por Cavidades
Progresivas (y cualquier otro mtodo de levantamiento artificial e incluso si el pozo
produce en forma natural), se debe conocer la capacidad del yacimiento en el rea del pozo
(oferta), solo el conocimiento de las presiones en el fondo del pozo (Pwf) y sus
correspondientes tasas de produccin (Q) permitirn construir una relacin que refleje lo
que el yacimiento es capaz de ofrecer en este punto de drenaje. De all la importancia de
-
17
establecer la relacin entre la afluencia de los fluidos desde el yacimiento al pozo, las
cuales son producto de fuerzas que a su vez tienen lugar al variar las presin en el
yacimiento desde una presin promedio del yacimiento (Ps) a las presiones de fondo
fluyente (Pwf). Esta relacin se conoce como ndice de Comportamiento de Afluencia
(IPR).
El primer intento para construir una curva que refleje el comportamiento de afluencia de un
pozo (primera aproximacin) fue el de una lnea recta. Bajo este supuesto, la tasa de
produccin (Q) del pozo, sera directamente proporcional a la diferencia entre la presin del
yacimiento y la presin de fondo fluyente (Ps - Pwf), esta constante de proporcionalidad es
conocida como ndice de Productividad (IP) y matemticamente se expresa de la
siguiente manera.
Dnde:
IP = ndice de Productividad (B/D/Psi)
Q = Tasa de produccin lquida (B/D)
Ps = Presin promedio del yacimiento (Psi)
Pwf = Presin de Fondo Fluyente (Psi).
El diferencial de presin (PS Pwf) se le conoce como draw-down
La siguiente Figura ilustra de una manera grfica, esta relacin.
-
18
Figura 7: ndice de Productividad constante.
Ntese en esta figura que para Pwf = 0, se obtendra la tasa mxima de produccin del
pozo, de igual manera, para una tasa de cero produccin, la presin de fondo sera igual a la
presin esttica del yacimiento.
Esta relacin de proporcionalidad es vlida siempre y cuando la Pwf sea mayor a la
Presin de Burbujeo (esta es la presin en la cual el gas disuelto comienza a liberarse
pasando a gas libre). Para este caso, el ndice de productividad ser igual al inverso de la
pendiente de la lnea recta.
IP = 1/pendiente = Tang o = Q / draw-down
En muchos pozos que producen por algn mtodo de levantamiento artificial, por lo general
la presin de fondo fluyente ha disminuido por debajo de la magnitud de la Presin de
Burbujeo, de manera que el fluido es multifsico con una fase gaseosa la cual afecta la
produccin y la relacin matemtica expuesta anteriormente.
Gilbert fue el primero en observar el efecto, el desarroll un mtodo de anlisis de pozos
utilizando un ndice de Productividad variable y llam la relacin entre la cada en la
presin de fondo y la tasa de flujo como Inflow Performance Relationship(ndice de
comportamiento de Afluencia) conocida en forma abreviada como IPR. Muskat present
-
19
modelos tericos mostrando que para dos fases (lquido y gas), la IPR es curva y no una
lnea recta, tal y como se observa en la figura siguiente.
Figura 8: ndice de productividad variable.
La curva de IPR vara con el recobro acumulado de fluidos del yacimiento y con el
mecanismo de produccin. Vogel desarroll en un computador un estudio del
comportamiento de afluencia utilizando las aproximaciones de Weller. Weller deriv
ecuaciones para describir los perfiles de presin y saturacin en las cercanas de un pozo
perteneciente a un yacimiento sub-saturado de hidrocarburos.
Con estas ecuaciones, Vogel consider diferentes draw-down, fluidos y propiedades de
rocas y obtuvo una curva para las relaciones Pwf/Ps y Q/Qmax cuya expresin matemtica
general es la siguiente:
Q / Qmx = 1 0.2 x (Pwf / Ps) 0.8 x (Pwf / Ps)2
Esta expresin es conocida como la ecuacin de Vogel y se utiliza para yacimientos
produciendo por debajo de la Presin de Burbujeo.
La figura abajo mostrada representa la IPR para un yacimiento subsaturado.
-
20
Figura 9: IPR compuesta para yacimientos sub-saturados.
Conocida la Presin de Burbuja y una prueba de produccin (Q) y la presin fluyente
correspondiente (Pwf), se pueden calcular el IP y la Qb mediante las siguientes expresiones:
IP = Q / (Ps Pwf)
Qb = IP x (Ps Pb)
El Qmax se calculara as:
Con estos datos se puede predecir cul ser la produccin dada cualquier Pwf o (nivel
dinmico convertido a presin) sobre o debajo de la presin de burbujeo.
Para Pwf mayor o igual a PB:
Q = IP x (Ps Pwf)
-
21
Para Pwf menor a PB:
Q = Qb + (Qmax Qb) x (1 - 0.2x(Pwf/Pb) 0.8x(Pwf/Pb)2
5. TIPOS DE INSTALACIN BPC.
5.1 Instalacin Convencional.
En la instalacin convencional, primero se baja la tubera de produccin se la ancla con
un packers luego de la fijacin se baja el estator y rotor que son instalados de forma
separada; en este tipo de instalacin se demora y consume ms tiempo y en
consecuencia mayor inversin, las varillas son las que proporcionan el movimiento
giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio que el sistema
exige para ponerse en marcha.
Este tipo de instalacin hoy en da ya no es tan usada por el tiempo que consume,
mientras que la instalacin insertable es el que lo ha suplantado.
5.2 Instalacin insertable.
En la configuracin de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo
conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba
completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna de
tubera de produccin, minimizando el tiempo de intervencin y, en consecuencia, el
costo asociado ha dicho trabajo.
-
22
La bomba es la misma que en la configuracin convencional con la diferencia de que
viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo totalmente
ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensin de varilla la cual
sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los acoples superior e
inferior de esta extensin sirven de gua y soporte para la instalacin de este sistema.
5.3 Ventajas del sistema PCP
Los sistemas PCP tienen algunas caractersticas nicas qua los hacen ventajosos con
respecto a otros mtodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades ms
importantes es su alta eficiencia total. Tpicamente se obtienen eficiencias entre 50 y
60%.
Produccin de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises.
La inversin de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades
convencionales de bombeo, dependiendo del tamao, debido a la simplicidad y a
las pequeas dimensiones del cabezal de accionamiento.
Los costos operativos son tambin mucho ms bajos. Se seala ahorros de energa
de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente.
El sistema de accionamiento es tambin eficiente a causa de que la varillas de
bombeo no se levantan y bajan, solo giran.
Los costos de transporte son tambin mnimos, la unidad completa puede ser
transportada con una camioneta.
Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator y al
mecanismo de bombeo.
-
23
La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succin resta parte
de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una aparente
ineficiencia.
Amplio rango de produccin para cada modelo, rangos de velocidades
recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relacin de 20 a 1 en los
caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo.
La ausencia de pulsaciones en la formacin cercana al pozo generar menor
produccin de arena de yacimientos no consolidados. La produccin de flujo
constante hacen ms fcil la instrumentacin.
El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mnimos disminuye el riesgo de
fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo.
Su pequeo tamao y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la unidad
BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos mltiples y plataformas
de produccin costa fuera.
El bajo nivel de ruido y pequeo impacto visual la hace ideal para reas urbanas.
Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes mviles.
Simple instalacin y operacin.
La simplicidad del equipo permite mejorar el bombeo de una gran variedad de
fluidos
Puede ser regulada la tasa de bombeo segn las exigencias del pozo, mediante la
variacin de la rotacin en el cabezal accionado, esto se efecta con simples
cambios de polea o mediante un vareador de rotacin.
Bombea con ndices de presin interna inferior al de las bombas alternativas, lo que
significa menor flujo en la columna del pozo para alimentarla, pudiendo succionar a
una presin atmosfrica.
La produccin del pozo puede ser controlada mediante el simple cambio de rotacin
y esta se efecta mediante el cambio de poleas o usando vareador de velocidad.
Al contrario del sistema alternativo, el PCP presenta un torque constante en la sarta
de bombeo dentro del pozo, tienen menos friccin, reduciendo significativamente el
-
24
consumo de energa, llegando a economizar hasta 50% la energa comparado con
otros mtodos.
Los sistemas PCP puede alcanzar altas tasa de bombeo eliminado la necesidad de
cambiar el equipo cuando las condiciones de los pozos disminuyen o prestan
variaciones en la produccin.
El tamao, menor peso, permite economizar el transporte y aligera su instalacin.
A diferencia del sistema alternativo, este mtodo no ofrece riesgos de accidente.
Las roscas de lnea API permiten una conexin directa, sin necesidad de
adaptaciones al mudar el sistema de los pozos, de alternativas al PCP.
La simplicidad del equipo, reduce costos en mantenimiento de lubricacin y
reemplazo de partes.
Tipos e aromticos comunes encontrados en petrleo xileno, benceno, tolueno a
porcentajes no mayores de 3%.
5.4 Desventajas Del Sistema PCP
Los sistemas BCP tambin tienen algunas desventajas en comparacin con los otros
mtodos. La ms significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de
desplazamiento y levantamiento de la bomba, as como la compatibilidad de los
elastmeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de
componentes aromticos. A continuacin se presentan varias de las desventajas de los
sistemas BCP:
Resistencia a la temperatura de hasta 280F o 138C (mxima de 350F o
178C).
Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastmeros pueden hincharse o
deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por perodos prolongados de
tiempo).
Tendencia del estator a dao considerable cuando la bomba trabaja en seco por
perodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succin de
la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco).
Desgaste por contacto entre las varillas y la caera de produccin en pozos
direccionales y horizontales.
-
25
Requieren la remocin de la tubera de produccin para sustituir la bomba (ya
sea por falla, por adecuacin o por cambio de sistema).
Sin embargo, estas limitaciones estn siendo superadas cada da con el desarrollo de nuevos
productos y el mejoramiento de los materiales y diseo de los equipos. En su aplicacin
correcta, los sistemas de bombeo por cavidades progresivas proveen el ms econmico
mtodo de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente.
5.5 Ventajas de la instalacin insertable. Poseen las mismas ventajas generales que una BCP convencional, sumado a los beneficios
de un sistema insertable:
No necesita ser removida la columna de tubera de produccin para extraer la
bomba del fondo.
La sustitucin de la bomba de fondo puede ser realizada con ayuda de un equipo
pequeo de servicio.
Los costos de servicio y mantenimiento son reducidos.
La torsin de trabajo es baja, razn por la cual pueden utilizarse varillas de dimetro
menor disminuyendo el roce con el tubing
-
26
6. DESCRIPCIN DE LOS EQUIPOS
-
27
6.1 Equipos de subsuelo
6.1.1 Tubera de produccin
Es una tubera de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la lnea de
flujo. Si no hay ancla de torsin, se debe ajustar con el mximo API, para prevenir el
desenrosque de la tubera de produccin.
6.1.2 Sarta de varillas
Es un conjunto de varillas unidas entre s por medio de cuplas. La sarta esta situada
desde la bomba hasta la superficie. Los dimetros mximos utilizados estn limitados
por el dimetro interior de la tubera de produccin, utilizndose dimetros reducidos y
en consecuencia cuplas reducidas, de manera, de no raspar con el tubing.
-
28
6.1.3 Estator
Usualmente est conectado a la tubera de produccin; es una hlice doble interna y
moldeado a precisin, hecho de un elastmero sinttico el cual est adherido dentro de
un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra horizontal en la parte inferior del
tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es el punto de partida para el
espaciamiento del mismo.
6.1.4 Elastmero
Es una goma en forma de espiral y est adherida al estator, puede ser estirado un
mnimo de 2(dos) veces su longitud y recuperar inmediatamente su dimensin original.
teniendo la capacidad de recobrar rpidamente sus dimensiones una vez que la fuerza es
removida.
Son la base del sistema PCP en el que est moldeado el perfil de doble hlice del
estator. De su correcta determinacin y su interferencia con el rotor depende en gran
medida la vida til de la PCP.
-
29
6.1.4.1 Condiciones de elastmeros para PCP
Resistencia a la fatiga: (hasta 500.000.000 de ciclos acumulados de deformacin
cclica)
Elasticidad: Fuerza necesaria por unidad de superficie para estirar una unidad de
longitud .
Dureza Shore A: fuerza requerida para deformar la superficie del elastmero
Resistencia al corte: fuerza necesaria para cortar la muestra en condiciones ASTM
Resistencia al desgarramiento
Resistencia a la abrasin:
Resiliencia: velocidad para volver a la forma original, para poder volver a sellar las
cavidades
Permeabilidad: para evitar la descompresin explosiva, en paros de produccin de
pozos con gas libre en la succion de la bomba.
Los principales elastmeros que se usan en la industria petrolera son el caucho de
nitrilo butadieno NBR (nitrile butadieno rubber), cadenas polimricas de butadieno y
acrilonitrilo (ACN),
6.1.5 Rotor
Suspendido y girado por las varillas, es la nica pieza que se mueve en la bomba. Este
consiste en una hlice externa con un rea de seccin transversal redondeada, tornada a
precisin hecha de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasin. Tiene
como funcin principal bombear el fluido girando de modo excntrico dentro del
estator, creando cavidades que progresan en forma ascendente.
Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus extremos inferiores del rotor, sobresale
del elastmero aproximadamente unos 460 mm a 520 mm, este dato permite verificar
en muchos casos si el espaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena,
aunque sea escasa, esta deja muchas veces marcada la hlice del rotor. De este modo, al
retirar el rotor por cualquier motivo, se puede observar en que punto estuvo trabajando
dentro del estator, partiendo del extremo superior del rotor.
-
30
6.1.6 Centralizador
Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor uso en especial para
proteger las partes del sistema.
El tipo de centralizadores es el no soldado. Empleado en la tubera con el propsito
de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro de la
tubera de produccin.
-
31
6.1.7 Niple Intermedio o Niple Espaciador:
Su funcin es la de permitir el movimiento excntrico de la cabeza del rotor con su
cupla o reduccin de conexin al trozo largo de maniobra o a la ltima varilla, cuando
el dimetro de la tubera de produccin no lo permite. En este caso es imprescindible su
instalacin.
6.1.8 Niple De Paro
Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del estator. Su
funcin es:
Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el rotor tenga el
espacio suficiente para trabajar correctamente.
Servir de pulmn al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando.
Como succin de la bomba.
Los ms usuales son los de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo superior,
que va roscada al estator y una rosca macho de la misma medida en su extremo
inferior, para permitir instalar debajo el ancla de torsin o cualquier otro elemento. A la
vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante el espaciamiento.
-
32
6.1.9 Trozo De Maniobra
Es muy importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima del
rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las 250 RPM.
Cuando se instala una varilla, debido a su largo y al movimiento excntrico del rotor
que se transmite directamente a ella, tiende a doblarse y rozar contra las paredes de la
ltima tubera de produccin. El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del
largo de la varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su dimetro.
6.1.10 Ancla de Torsin
Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la derecha (vista desde
arriba) se realiza la accin de girar la columna tambin hacia la derecha, es decir hacia
el sentido de desenrosque de los caos. A esto se suman las vibraciones producidas en
la columna por las ondas armnicas ocasionadas por el giro de la hlice del rotor dentro
del estator, vibraciones que son tanto mayores cuanto ms profunda es la instalacin de
la bomba. La combinacin de ambos efectos puede producir el desprendimiento de la
tubera de produccin, el ancla de torsin evita este problema. Cuanto ms la columna
tiende al desenrosque, ms se ajusta el ancla. Debe ir siempre instalada debajo del
estator.
-
33
Es el elemento de la columna donde el esfuerzo de torsin es mayor, no siempre es
necesaria su instalacin, ya que en bombas de menor caudal a bajas velocidades y bajas
profundidades no se tienen torques importantes y no se producen grandes vibraciones.
No obstante, es recomendable en todos los casos.
6.1.11 Niple Asiento
Es una pequea unin sustituta que se corre en la sarta de produccin. Permite fijar la
instalacin a la profundidad deseada y realizar una prueba de hermeticidad de caera.
En bombas insertables el mecanismo de anclaje es mediante un mandril a copas que
permite utilizar el mismo niple de asiento que una bomba mecnica, evitando en un
futuro el movimiento de instalacin de tubera de produccin al momento de cambiar el
sistema de extraccin.
6.1.12 Mandril A Copas
Permite fijar la instalacin en el niple de asiento y produce la hermeticidad entre la
instalacin de tubera de produccin y el resto del pozo.
El trmino mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal de
una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podran estar
conectadas, arregladas o encajadas adentro. Tambin puede ser varillas de operacin en
una herramienta.
-
34
6.1.13 Zapato probador de hermeticidad
En caso de ser instalado se debe colocar siempre arriba del niple intermedio. Para poder
probar toda la caera y adems como su dimetro interno es menor que el de la tubera
de produccin no permite el paso de centralizadores a travs de l. Para algunas
medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del mismo es inferior
al dimetro del rotor impidiendo su paso en la bajada.
La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la hermeticidad,
aunque siempre existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto mayor sea la presin total
resultante sobre la bomba. La suma de la presin de prueba ms la altura de la columna
debe ser tal que no supere la altura manomtrica de la bomba para evitar daarla.
6.1.14 Cao Filtro
Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con desprendimiento de
elastmero), trozos de tamao regular del mismo, pueden estar dentro del espacio
anular. Una vez cambiada la instalacin de fondo, estos pedazos de elastmero podrn
ser recuperados con equipo especial y no permanecern en el pozo donde se corre el
peligro que sean succionados nuevamente por la bomba.
7. EQUIPOS DE SUPERFICIE.
Una vez obtenidos los parmetros, mnimos de operacin, necesarios para accionar el
equipo de subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los equipos de superficie
que sean capaces de proveer la energa requerida por el sistema.
Esto significa que deben ser capaces de suspender la sarta de varillas y soportar la carga
axial del equipo de fondo, entregar la torsin requerida y rotar al vstago a la velocidad
requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie.
Los componentes de superficie de dividen en tres sistemas que son:
Cabezal de rotacin;
Sistema de transmisin; y
Sistema de frenado.
-
35
7.1 Cabezal de rotacin.
El cabezal de rotacin debe ser diseado; para manejar las cargas axiales de las varillas,
el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la potencia
necesitara.
Este es un equipo de accionamiento mecnico instalado en la superficie directamente
sobre la cabeza de pozo. Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que
soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno (mecnico o hidrulico) que
puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo.
Un ensamblaje de instalacin que incluye el sistema de empaque para evitar la filtracin
de fluidos a travs de las conexiones de superficie. Adems, algunos cabezales incluyen
un sistema de caja reductora accionado por engranajes mecnicos o poleas y correas.
La torsin se halla transferida a la sarta de varillas mediante una mesa porta grampa. El
movimiento del mismo dentro del eje hueco permite el ajuste vertical de la sarta de
varillas de succin (a semejanza del sistema buje de impulso/vstago de perforacin).
El pes de la sarta de varillas se halla suspendido a una grampa, provisto de cuatro
pernos. La barra se puede levantar a travs del cabezal a fin de sacar el rotor del estator
y lavar la bomba por circulacin inversa.
Cabezales de rotacin
Fuente: Manual de Cavidades progresivas. Marcelo Hirschfeldt
-
36
Plano del cabezal de una BCP.
-
37
Descripcin de las partes del cabezal para BCP.
1. base porta empaque 2. tuerca porta empaque 3. buje centralizador de tuerca empaque 4. buje centralizador inferior 5. deflector ecolgico 6. bulones 10/32 anclaje buje de tuerca 7. cuerpo principal 8. tapa superior 9. eje motriz pasaje hasta 1 1/2" 10. rodamiento 29420 11. rodamiento nj 221 12. rodamiento nj 214 13. cao gua 14. visor 15. reten inferior 16. mesa porta polea 17. bulones alem 3/4 x 2 1/4" 18. caliper de freno 19. disco de freno 20. bulon alem 12 x 175 x 35 21. caja comando hidrulico 22. motor hidrulico 23. correa sincrnica 90 x 190 24. engranaje 22 dientes 25. engranaje 42 dientes
7.2 Sistema de Transmisin.
Como sistema de transmisin se conoce el dispositivo utilizado para transferir la
energa desde la fuente de energa primaria (motor elctrico o de combustin interna)
hasta el cabezal de rotacin.
Para la transmisin de torsin de una mquina motriz a una mquina conducida, existen
al menos tres mtodos muy utilizados: Transmisin con engranajes, correas flexibles de
caucho reforzado y cadenas de rodillos.
Dependiendo de la potencia, posicin de los ejes, relacin de transmisin, sincrnica,
distancia entre ejes y costo; se seleccionar el mtodo a utilizar.
-
38
En la mayora de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a velocidades
menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja reductora interna (de
engranaje) con un sistema alternativo de transmisin, como correas y poleas. Esto se
hace con el fin de no forzar al motor a trabajar a muy bajas RPM, lo que traera como
resultado la falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente disipacin de calor.
Sistema de correas y poleas.
7.3 Sistema de freno
La segunda funcin importante del cabezal es la de frenado que requiere el sistema.
Cuando un sistema BCP esta en operacin, una cantidad significativa de energa se
acumula en forma de torsin sobre las varillas.
Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera esa energa
girando en forma inversa para liberar torsin. Adicionalmente, a esta rotacin inversa se
le suma la producida debido a la igualacin de niveles de fluido en la tubera de
produccin y el espacio anular, en el momento de la parada. Durante ese proceso de
marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de rotacin muy altas.
-
39
Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar severos
daos al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de varillas y hasta la rotura
violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situacin daos severos al
operador.
7.3.1 Caractersticas de sistema de frenado.
El freno tiene la capacidad requerida para manejar conjuntos de alta potencia con
bombas de gran dimensin.
El motor hidrulico que equipa el cabezal es de alta eficiencia y respuesta inmediata
en ambos sentidos de giro.
El manifould comando permite un rango de regulacin segn las exigencias del
equipo. Ya que se puede optar por un freno progresivo, as evitando aprisionamiento
de la bomba de fondo; caso contrario se puede optar por un bloqueo del mismo
segn los requerimientos operativos.
El freno de disco asegura una mejor dispersin del calor generando un frenado
prolongado.
Las pastillas del freno se pueden reemplazar fcilmente en el campo por el buen
acceso al caliper de freno que se tiene.
El freno funciona automticamente tan pronto como hay contrarrotacin y la
velocidad de contrarrotacin se puede ajustar fcilmente por el alto rango de
regulacin que consta el manifould comando.
-
40
De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes:
7.3.2 Freno de accionamiento por friccin
Compuesto tradicionalmente de un sistema de disco y pastillas de friccin, accionadas
hidrulicamente o mecnicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La mayora de
estos sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal, con el disco acoplado
al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo de freno es utilizado
generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP.
7.3.3 Freno de accionamiento Hidrulico
Es muy utilizado debido a su mayor eficiencia de accin. Es un sistema integrado al
cuerpo del cabezal que consiste en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal que
gira libremente en el sentido de las agujas del reloj (operacin de una BCP). Al ocurrir
la marcha hacia atrs, el plato acciona un mecanismo hidrulico que genera resistencia
al movimiento inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la velocidad
inversa y se disipe la energa acumulada. Dependiendo del diseo del cabezal, este
mecanismo hidrulico puede accionarse con juegos de vlvula de drenaje, embragues
mecnicos, etc.
-
41
8. TPICOS PROBLEMAS DE OPERACIN EN SISTEMAS
Problema 1:
Bajo caudal y Baja eficiencia volumtrica. (La velocidad es la prefijada el rango de
corriente esta normal).
CAUSA PROVABLE
ACCIN RECOMENDADA
Rotor no esta totalmente
insertado.
Verifique el espaciado y corrija si es necesario
Presin de descarga de bomba
inferior a la necesaria
Verifique la altura de elevacin necesaria por clculo. Cambie
el rotor si es necesario.
Rotor bajo medida para la
temperatura del pozo
Cheque la temperatura y el tipo de rotor usado. Cambie el
rotor si es necesario
Perdida en la tubera
Busque el tubing roto y cambie la unin
Alto GOR
Provea medios para anclas de gas natural, instalando la bomba
por debajo del punzado y/o usando un filtro de cola en el
fondo de bomba. Use algn tipo de ancla de gas.
Reemplace la bomba por una de mayor desplazamiento. Corra
la bomba a velocidades ms bajas para evitar desgastes
prematuros y acortamiento de la vida de la bomba.
La productividad del pozo es
inferior a la esperada.
Verifique el nivel de fluido, reduzca la velocidad de bomba.
Monitoree los cambios en la eficiencia volumtrica. Compare
con las de curvas recomportamiento de la bomba.
Altas perdidas por friccin por el
uso de centralizadores
Replantee la necesidad de centralizadores. Si hay disponibles
use otro tipo de centralizador. Reemplace la bomba por otra
que permita girar ms lento sin centralizadores. Cambie la
tubera si es posible
Estator esta desgastado
Saque la bomba. Llvela a un banco de ensayo y si es
necesario reemplcela.
Admisin de bomba tapada
Levante el rotor fuera del estator, desplace fluido por el tubing
para limpiar el estator, re-espacie, ponga en produccin y
cheque la produccin.
-
42
Problema 2: Caudal intermedio. Baja eficiencia volumtrica. (Velocidad normal.
Consumo dentro del lmite esperado).
CAUSA PROVABLE
ACCIN RECOMENDADA
Condicin de falta de nivel
Verifique el nivel. Baje la velocidad de bomba. Asegure que la
velocidad no pase de 200 RPM. Si es necesario cambie la
bomba para cumplir los requisitos de produccin.
Alto GOR
Provea medios para anclas de gas natural. Instalando la bomba
por debajo de punzado y/o usando un filtro de cola en el
fondo de bomba. Use algn tipo de ancla de gas.
Reemplace la bomba por una de mayor desplazamiento. Corra
la bomba a velocidades ms bajas para evitar desgastes
prematuros y acortamiento de la vida de la bomba.
Bomba daada o
sub.-daada
Saque la bomba.
Cheque en el banco para poder usarla en otra aplicacin.
Verifique los requerimientos hidrulicos de la instalacin.
Reemplace la bomba por otra de mayor capacidad de presin y
caudal para poder bajar las RPM.
Problema 3: Caudal intermitente. Pobre volumtrica eficiencia. (Velocidad ms baja que
la normal. Consumo ms alto que el esperado).
CAUSA PROVABLE
ACCIN RECOMENDADA
Mal espaciado. Rotor tocando en
el niple de paro.
Levante el rotor. Re-espacie. Re-arranque. Cheque todos los
parmetros.
Rotor aprisionado por exceso de
temperatura o ataque qumico.
Saque la bomba, cheque la temperatura de fondo. Verifique el
anlisis qumico del fluido.
Si es necesario cambie la formulacin del elastmero.
Rotor aprisionado por slidos.
Levante el rotor y lave el estator.
-
43
Problema 4: Sin produccin. Perdida de velocidad gradual. (Consumo ms alto que el
esperado).
CAUSA PROVABLE ACCIN RECOMENDADA
Mal espaciado. Rotor en contacto
con el niple de paro.
Levante el rotor. Re-espacie. Re-arranque. Cheque todos los
parmetros. Cambie la bomba si es necesario.
Elastmero hinchado aumenta la
friccin con el rotor.
Saque la bomba. Verifique la temperatura de fondo.
Seleccione un nuevo rotor.
Analice el fluido. Cambie la composicin del elastmero para
cumplir con las condiciones de fondo.
Alta interferencia entre rotor y
estator.
Reemplace la bomba par otra capacidad de presin y caudal
con destinto ajuste de compresin. Seleccione rotor.
Monitoreo de consumo.
Problema 5: Sin produccin. Velocidad normal. (Consumo bajado).
CAUSA PROVABLE ACCIN RECOMENDADA
Rotacin contraria. Verifique el giro. Verifique si no hay pesca.
Re-arranque.
Rotor no esta insertado en el
estator.
Verifique las medidas de instalacin.
Re-espacie. Re-arranque.
Monitoreo del caudal.
Estator y rotor daado.
Cheque la profundidad de bomba y compare con la longitud de
barras cheque la presin. Cambie partes si es necesario.
Rotor o barras de pesca. Profundice la instalacin. Re-espacie.
Saque y repare. Cambie la bomba.
Tubing sin hermeticidad. Verifique nivel de presin. Saque la columna de produccin
repare la pesca.
Tubing desenroscado o cortado. Verifique el espaciado.
Saque la sarta de barras y tubing, repare.
-
44
Problema 6: Perdida a travs del sistema de sello permanecen altas a pesar de haber
ajustado el sello
CAUSA PROVABLE ACCIN RECOMENDADA
Las empaquetaduras estn
gastadas.
Verifique el estado de las empaquetaduras. Reemplace si es
necesario.
Camisa de revestimiento esta
gastada.
Verifique la camisa y reemplace si esta daada. Cambie
tambin las empaquetaduras.
Problema 7: Correas cortadas frecuentemente. (Velocidad buena. Corriente dentro de lo
esperado).
CAUSA PROVABLE ACCIN RECOMENDADA
Mal alineamiento entre correas y
poleas.
Verifique y corrija si es necesario.
Poleas gastadas y/o rotas. Verifique y cambie si es necesario.
Las correas no son adecuadas para
la aplicacin.
Verifique si el perfil es el correcto para la polea.
Reemplace por el adecuado juego de correas o poleas.
Solicite soporte tcnico desde algn representante.
Problema 8: Nivel de aceite, baja en un periodo de tiempo corto.
CAUSA PROVABLE ACCIN RECOMENDADA
Sistema de sello esta daado,
gastado o mal ajustado.
Verifique el sello reemplcelo si es necesario.
Compltele nivel de aceite. Arranque y verifique perdidas.
Tapn de drenaje esta suelto Reapret el tapn.
Problema 9: Perdida a travs del sistema del sellado del vstago.
CAUSA PROVABLE ACCIN RECOMENDADA
Sistema de sello esta daado,
gastado o mal armado.
Cheque los elementos de empaque. Reemplcelos si es
necesario.
Sistema de empaque suelto. Verifique el ajuste. Reajuste.
El vstago usado tiene la zona de
empaque gastada daada.
Cheque el vstago en la zona de sello.
Cmbielo si no fuera posible cambiar su posicin sin variar el
espaciado.
-
45
Problema 10: Temperatura del aceite del cabezal es alta.
CAUSA PROVABLE ACCIN RECOMENDADA
Cabezal girando a mayor
velocidad que la recomendada,
para ese modelo.
Verifique la velocidad. Cambie la relacin de poleas para
alcanzar la velocidad deseada de acuerdo al desplazamiento de
bomba.
Cambi el tipo de cabezal por una eleccin, mas adecuada a la
aplicacin.
La especificacin del aceite no es
la recomendada.
Verifique el aceite. Reemplace si fuera necesario.
Nivel de aceite ms alto que el
recomendado.
Verifique el final de aceite y corrjalo si es necesario.
9. IDENTIFICACIN DE FALLAS EN ESTATOR Y ROTOR
9.1 Identificacin de fallas en estatores.
9.1.1 Histresis.
Causas:
Deformacin cclica excesiva del elastmero.
Interferencia entre rotor y estator, debido a una seleccin no adecuada o por
incremento de la misma debido a hinchamiento del elastmero.
Hinchamiento del elastmero.
Elastmero sometido a alta presin.
Alta temperatura o poca disipacin del calor.
El ciclo se repite hasta la rotura de la goma por Sobre-vulcanizacin.
Identificacin:
Esta falla se caracteriza por el desprendimiento del elastmero en la lnea de
sello entre rotor y estator.
Al realizar un corte transversal se puede observar la zona endurecida en el
centro del lbulo.
A medida que comienza a endurecerse, aumenta el ajuste entre rotor y estator, lo
que agudiza la interferencia y por ende aumenta la temperatura debido a la
-
46
resistencia mecnica a la deformacin cclica. Este es el ciclo de histresis la cual
termina con el incremento de la torsin por friccin entre rotor y estator, y
contina con la rotura del elastmero y falla en las varillas de bombeo en caso de no
soportar esa torsin.
Secuencia de falla de Histresis.
Recomendaciones
Seleccionar la mejor combinacin rotor estator (Interferencia).
Dependiendo las condiciones de temperatura de fondo del pozo, el porcentaje de
agua y tipo de petrleo, debera considerarse que por mas que en superficie el
ensayo de la bomba presente porcentaje de eficiencias volumtricas bajos
(generalmente se ensaya con agua), en condiciones de presin y temperatura de
fondo de pozo, el conjunto rotor-estator se ajustar u recuperar sello mejorando
la eficiencia volumtrica. Para esto son importantes los ensayos en cada campo
y trabajar en conjunto con las empresas proveedoras de equipos.
Seleccionar elastmeros con menor contenido de Acrilonitrilo, ya que si bien
este ayuda a darle propiedades para que resistan los hidrocarburos, le quita
propiedades elsticas, favoreciendo al fenmeno de histresis.
Comienzo del
desplazamiento del
elastmero, debido a la
rigidez del mismo
Desprendimiento
profundo y falta de
adherencia a la camisa
del estator
Proyeccin del
desprendimiento al lo
largo del lbulo
Endurecimiento del
centro del lbulo
-
47
9.1.2 Elastmero Quemado por Alta Temperatura.
Causa:
Esta falla se da cuando la bomba trabaja sin fluido (sin lubricacin) por largos
perodos de tiempo.
La falta de fluido puede ser debido a falla de produccin del pozo (baja
productividad) u obstruccin de succin.
Debido a esto, se eleva la temperatura del elastmero provocando la quema del
mismo.
Identificacin:
La falta de lubricacin hace que se queme la zona de contacto entre el rotor y
estator, por lo que se puede observar el endurecimiento del mismo.
La particularidad es que el centro del lbulo no presenta modificacin en lo que
respecta a las caractersticas elsticas.
Muchas veces, y dependiendo del rgimen de extraccin, la falla comienza
desde la zona de succin (perdiendo lneas de sello). Esto hace que a medida que
se comienza a perder las mismas, disminuye la capacidad de soportar la presin
por lo que las etapas superiores pueden fallar por histresis o puede haber
desprendimiento del elastmero por exceso de presin.
Recomendaciones:
Monitorear los niveles dinmicos del pozo con mediciones indirectas (acsticas)
o mediante sensores de fondo de presin.
Escoger elastmeros con resistencia a altas temperaturas.
-
48
9.1.3 Elastmero Despegado.
Causa:
Generalmente est asociada a una falla en el proceso de fabricacin, debido a la falla de
pegamento en el housing (unin entre la carcasa del estator y elastmero) o bien un
pegamento insuficiente.
Puede tambin combinarse con efectos del fluido producido y las condiciones de fondo
de pozo.
Identificacin:
Caso 1. Si el elastmero no estuvo adherido desde el inicio de fbrica, se podra
identificar debido a que en el interior del housing presentara una superficie pulida
debido al movimiento del conjunto del elastmero.
Caso 2. Si el elastmero se despeg posteriormente (durante la operacin) la superficie
interior del holding podra presentar restos del elastmero pegado y en algunos casos xido,
por el posible contacto con el fluido de pozo.
-
49
Recomendaciones:
En el caso de que sea un problema de fbrica (posible caso 1), se debera compartir esta
informacin con el fabricante para analizar si es un problema de fabricacin.
Es el caso 2, podra ser un efecto combinado entre deficiencia de adherencia y efecto
del fluido producido y condiciones de fondo de pozo, por lo que se debera analizar si el
equipo se adapta a los requerimientos del pozo.
9.1.4 Abrasin.
Causa:
La severidad de esta falla puede depender de; abrasividad de las partculas, cantidad de
partculas, velocidad lineal del fluido dentro de la bomba y a travs de la seccin
transversal de la cavidad.
Identificacin:
Se caracteriza por superficies rugosas y rayadas.
En algunos casos se puede observar los granos de arena incrustados en el elastmero.
Segn la severidad del desgaste, se puede llegar hasta la erosin del housing.
-
50
Recomendaciones:
Disear, seleccionar bombas que disminuyan la velocidad del fluido en la seccin
transversal de la cavidad.
Seleccionar bombas de mayor desplazamiento volumtrico.
Utilizar un elastmero ms blando.
9.2 Identificacin de Fallas en Rotores.
9.2.1 Desgaste por abrasin sin afectar el material base.
Es el desprendimiento de la capa de cromo, sin afectar el material base. Generalmente
se presenta en la parte media del rotor.
9.2.2 Cromado saltado sin afectar el material base.
El cromo se desprende en forma localizada sin llegar a afectar el material base. Este
desprendimiento se produce generalmente en la parte superior del rotor, en la zona que
est fuera del estator (dentro del niple espaciador). Se puede dar por el ataque del fluido
al cromo.
-
51
9.2.3 Desgaste por abrasin sin afectar el cromado total.
Se presentan rayas radiales y generalmente se dan solo por la accin normal de bombeo.
9.2.4 Desgaste profundo localizado.
En este caso se tiene dos tipos de desgaste, por corrosin y por abrasin. Generalmente
esta falla comienza por la degradacin del cromo y luego contina la prdida del
material base del rotor.
Falla por corrosin:
-
52
Falla por abrasin:
9.2.5 Desgaste meta-metal.
El desgast se produce generalmente en la parte superior del rotor, en el tramo que queda
fuera del estator (rozamiento con el Niple espaciador), o en la parte inferior del rotor, por
rozamiento con el niple de paro.
10. RANGO DE APLICACIN
Produccin de crudo pesado y bitumen (< 12 API) con cortes de arena hasta 50.
Produccin de crudos medianos (de 12 a 20 API) con contenido limitado de H2S.
Produccin de crudos livianos dulces (> 20 API) con limitaciones en el contenido
de aromticos.
Pozos de agua superficial
Pozos productores con altos cortes de agua y temperaturas relativamente altas.
Evaluacin de nuevas reas de produccin.
-
53
11. CONCLUSIONES
Las varias ventajas que aporta este sistema lo hace ms confiable en la produccin de
petrleos pesados. Este tipo de levantamiento es de gran ayuda en el aporte de energa,
ya que del petrleo pesado se puede sacar ms derivados.
El sistema de bombeo de cavidades progresivas es una tecnologa que ha demostrado
ser una de las ms eficientes en levantamiento artificial, en la produccin de petrleos
con elevada viscosidad y en pozos de difcil operacin (alta temperatura, presencia de
gas y porcentajes de agua elevados), los componentes de este sistema fue diseado para
trabajar eficazmente en condiciones extremas.
Utilizando este sistema se tendra una recuperacin rentable de petrleos pesados, en las
reservas se tiene una mayor cantidad de estos, que los petrleos convencionales. La
seleccin de cada uno de sus componentes lo hace ms eficiente que los otros sistemas
de recuperacin secundaria.
12. RECOMENDACIONES
Obtener las caractersticas del pozo, de estas dependern el tipo de bomba a ser
utilizada y esto involucra al tamao y tipo de la bomba, el tipo de varilla, las
propiedades fsico-qumico con que deben contar los elastmeros.
Calcular la presin de trabajo en forma que no afecte a la interferencia del rotor y
estator, si en caso que esto ocurriese significara mayor inversin econmica y el
tiempo de reparo seria el que afecta a la produccin diaria.
Tener un especial cuidado en el diseo del sistema de cavidades progresivas en pozos
direccionales y horizontales.
-
54
13. BIBLIOGRAFIA
Hirschfeldt Marcelo, Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas, Versin
2008V1, Argentina, Junio de 2008.
Chacn Nelvy, Bombeo de Cavidad Progresiva, ESP OIL INTERNATIONAL
TRAINING GROUP, Venezuela, 2003.
Matos Gutirrez Jaime Aquiles, Optimizacin de la produccin por sistema PCP,
Tesis de Grado, Lima- Per, 2009.
Ronaldo Padilla Cornejo, Bombeo por Cavidades Progresivas PCP. Monografa de
grado, Universidad autnoma Gabriel Reme Moreno, Facultad Integral del Chaco,
Camiri-Bolivia, Febrero 2009