manual de bn y bm (cesigsa)

Optimización de SAP AIATG Poza Rica, 25-29 Oct., 2010

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OPTIMIZACIÓN DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES DE

PRODUCCIÓN EN EL ACTIVO INTEGRAL ACEITE

TERCIARIO DEL GOLFO


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ÍNDICE Introducción Capítulo I

Conceptos básicos 1.1 Características de la formación………………………………………….12

1.2 Factores del petróleo……………………………………………………...12

1.3 Propiedades de los fluidos……………………………….......................14

1.4 Clasificación de pozos productores……………………………………..16

Capítulo II Clasificación general

2.1 Objetivo principal de la producción Artificial….……….………………..20 Capítulo III

Bombeo neumático

3.1 Introducción………………………………………………………………..22 3.2 Sistema cerrado o rotativo del manejo de gas………………………...23 3.3 Leyes fundamentales de los gases……………………………………..23 3.4 Válvulas para bombeo neumático…………………………………….....28 3.4.1 Características de las válvulas de bombeo neumático………………..28 3.4.2 Clasificación de las válvulas para bombeo neumático………………..31 3.4.3 Mecánica para las válvulas para bombeo neumático…………………31


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3.5 Diseño de instalaciones de bombeo neumático……………………….45 3.5.1 Diseño de una instalación de bombeo neumático

continuo………………………….………………………………………….49 3.5.1.1 Diseño gráfico de una instalación……………………..………………..50 3.5.1.1.1 Ejemplo de diseño de una instalación de Bombeo Neumático Continuo (Método grafico)……………………56 3.5.2 Diseño de una instalación de bombeo neumático

intermitente………………………………………………………………..59 3.5.2.1 Ejemplo de diseño de una instalación de BNI

Método grafico…………………………………………….......................60 3.6 Operación de bombeo neumático……………………………………….66 3.6.1 Proceso de descarga en una instalación

con flujo continuo………………………………….……………………….66

3.6.2 Proceso de descarga en una instalación con flujo intermitente……………….……………………………………...67

3.6.3 Controles superficiales de válvulas

de inyección de gas…………………….…………………………………71

3.6.3.1 Estrangulador………………………………………………………………71 3.6.3.2 Combinación regulador estrangulador…………………………………..73 3.6.3.3 Control de tiempo………………………………………….......................73 3.6.4 Diagnostico de fallas………………………………………………………78 3.6.4.1 Diagnostico de fallas con información

obtenida en la superficie………………………………………………….78


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Capítulo IV

Bombeo Mecánico

4.1 Introducción………………………………………………………………...86 4.2 Equipo subsuperficial……………………………………………………..87 4.2.1 Bomba subsuperficial……………………………………………………..87 4.2.2 Bombas de tuberías de producción……………………………………..90 4.2.3 Bombas de inserción……………………………………………………...90 4.2.4 Bombas de tuberías de revestimiento…………………………………..91 4.2.5 Mecánica del ciclo de bombeo…………………………………………...91 4.2.6 Clasificación de las bombas según API…………………………………92 4.3 Selección de tamaño de bomba…………………………………………92 4.4 Análisis teórico del movimiento de las varillas…………………………95 4.4.1 Movimiento armónico simple……………………………………………..95 4.4.2 Movimiento manivela – biela……………………………………………..95 4.4.3 Movimiento de la varilla pulida…………………………………………...98 4.4.4 Elongación de la varilla pulida y TP……………………………………100 4.4.5 Carrera efectiva del pistón………………………………………………103 4.5 Cálculos del equipo superficial…………………………………………104 4.5.1 Diseño de contrabalanceo………………………………………………104 4.5.2 Calculo de torque o par…………………………………………………..107 4.5.3 Reducción de velocidad del motor principal al cigüeñal de la unidad………………………………………………….108 4.5.4 Potencia requerida para el motor principal…………….......................108


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4.6 Diseño de una instalación de bombeo mecánico……………………..109 4.6.1 Procedimiento de diseño…………………………………………………110 4.6.1.1 Tablas para el diseño de bombeo mecánico…………………………..113 4.6.2 Ejemplo de diseño de una Instalación………………….......................120 4.6.3 Interpretación de gráficas dinamométricas…………….......................127 4.6.4 Sistema analizador de Pozos (Ecómetro)……………………………...128 4.7 Equipo Superficial y Geometría de la Unidad de Bombeo Mecánico…………………….......................134 4.7.1 Efectos de la geometría en las Unidades de Bombeo Mecánico……………………………………………………134

4.7.1.1 Unidad de Bombeo Mecánico Convencional…………………………..135

4.7.1.2 Unidad de Bombeo Mecánico Mark II…………………………………..137

4.7.1.3 Unidad de Bombeo Mecánico Aerobalanceada………………………..142

4.7.1.4 Unidad de Bombeo Mecánico

Hidroneumática (TIEBEN)……………………………………………….144

Capitulo V Bombeo rotatorio de cavidad progresiva

6.1 Introducción…………………………………………………………..……..215 6.2 Descripción general del equipo…………………………………………...216 6.2.1 Equipo subsuperficial……………………………………………………...216 6.2.2 Equipo superficial…………………………………………..……………….216 6.2.3 Funcionamiento…………………………………………………………..…216 6.2.4 Mantenimiento del equipo y lubricación………………………………….218


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6.3 Diseño de una instalación de Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva………………......................218 6.3.1 Ejemplo de Diseño de una Instalación…………………………………...219

Capítulo VI Bombeo Hidráulico

7.1 Introducción……………………………………………………………..….226 7.2 Bombeo hidráulico tipo pistón…………………………….......................226 7.2.1 Principios de operación……………………………………………………226 7.2.2 Sistema de inyección del fluido motriz…………………………………...227 7.2.2.1 Circuito abierto……………………………………………………………...227 7.2.2.2 Circuito cerrado………………………………………………………….…227 7.2.3 Instalaciones Subsuperficiales…………………………………….……..228 7.2.3.1 Bomba fija…………………………………………………………………..228 7.2.3.2 Bomba libre…………………………………………………………………233 7.2.4 Equipo subsuperficial………………………………………………………234 7.2.4.1 Unidad de bombeo…………………………………………………………234 7.2.4.2 Cámara de fondo…………………………………..……………………….240 7.2.5 Equipo superficial…………………………………………………………..240 7.2.5.1 Unidad de potencia………………………………………………………...240 7.2.5.2 Cabezal de distribución……………………………………………………241 7.2.5.3 Válvulas de cuatro vías…………………………………………….……..241 7.2.5.4 Conexiones superficiales…………………………………......................242


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7.2.5.5 Sistema de tanques para el almacenamiento

y tratamiento del fluido motriz……………...……...……………….…..242

7.2.6 Consideraciones y procedimiento de diseño……………………………255 7.2.7 Ejemplo de diseño de una instalación tipo pistón………………………256 7.3 Bombeo hidráulico tipo JET……………………………………………....268 7.3.1 Introducción…………………………………………………………………268 7.3.2 Tipos de bombas JET……………………………………………………...269 7.3.3 Hidrodinámica de las bombas…………………………….......................269

7.4 Ejemplo de diseño de una instalación tipo Jet………….......................273

Capítulo VII

Comparación de los Sistemas Artificiales de Producción 8.1 Ventajas y desventajas de los diferentes tipos de bombeo…………………………………………………………….284 8.2 Comparación entre los diferentes tipos de bombeo…………………….288

Conclusiones……………………………………………………………………………….292 Bibliografía………………………………………………………………………………….294


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OBJETIVO El propósito de este trabajo es realizar un análisis detallado de los diversos Sistemas

Artificiales de Producción de acuerdo a las condiciones de Yacimiento, Producción y

Condiciones Mecánicas, Propiedades de los fluidos, Infraestructura superficial,

Profundidad, Características del pozo; así como la descripción, diseño, aplicación y

diagnóstico conforme a los Sistemas. Esto con la finalidad de hacer una comparación

entre ellos para determinar cual es el mejor, tomando en cuenta que su operación y

funcionamiento hagan factible la conversión de energía aplicada en rendimiento

económico, mediante la extracción eficiente de los hidrocarburos, tomando como

referencia el campo Petrolero a desarrollar en Sistemas Artificiales de Producción.


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INTRODUCCIÓN GENERAL Dada la importancia que tiene el máximo aprovechamiento de los fluidos de un Yacimiento, es de esperarse que uno de los principales objetivos que deben seguirse en la Industria Petrolera, es la de mantener los Sistemas Artificiales de producción operando con la mayor eficiencia que sea posible, esto puede lograrse si se realizan los diseños lo más apropiado a las condiciones que se tengan en el campo y sobre todo manteniendo un constante control de la operación de dichos Sistemas, así como un mantenimiento adecuado de los mismos. La cantidad de fluidos factibles de obtener en un pozo petrolero depende tanto de las características físicas de la roca almacenadora, como de los fluidos por recuperar de la presión original y del tipo de empuje que se tenga. Dicho de otra forma, para que un pozo fluya, es necesario que la energía del Yacimiento en forma de presión sea superior a las caídas de presión que se tiene en la Tubería de Producción, al peso de la columna de fluidos y contrapresión a las Instalaciones de Producción. Debido a los parámetros mencionados anteriormente, en el transcurso de la vida del pozo se presentan diferentes etapas, si el empuje es hidráulico el Yacimiento conserva su presión original y los pozos producen en forma constante hasta el agotamiento total de los Hidrocarburos recuperables. Un comportamiento diferente será cuando la energía disponible para la recuperación es exclusivamente la presión contenida en el casquete de gas, la cual declinará hasta el punto de ser insuficiente para sostener la columna de fluidos desde el Yacimiento hasta la superficie. Para que esto no ocurra se acude a los Sistemas de Recuperación Secundaria (inyección de agua, gas, vapor, etc.), ya sea para incrementar de fondo y/o efectuar un barrido de fluidos, alargando así la vida productiva de los pozos.

En algunos casos es posible establecer condiciones de flujo, cerrando el pozo temporalmente para incrementar la presión, reduciendo el diámetro de la Tubería de Producción, aislando el espacio anular con un empacador, para evitar que la presión ejercida por la columna de aceite y gas actúe sobre la formación productora, efectuando una estimulación o cambiando el intervalo productor entre otros. Cuando ya no son posibles las condiciones de flujo por falta de presión y producciones obtenidas inicialmente, es recomendable pasar a la aplicación de Sistemas Artificiales de Producción para continuar la explotación de Hidrocarburos, los cuales se desarrollan posteriormente en dicho trabajo.


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CAPÍTULO I

CONCEPTOS BÁSICOS 1.1 CARACTERÍSTICAS DE LA FORMACIÓN Permeabilidad Propiedad que tiene la roca de permitir el paso de un fluido Porosidad Es la relación del volumen de poros del medio poroso entre el volumen de roca Saturación Volumen de fluido que se encuentra en el medio poroso 1.2 FACTORES DEL PETRÓLEO Roca Almacenadora Se define como roca almacenadora a aquella que tiene una permeabilidad y porosidad adecuada para contener y/o dejar pasar los hidrocarburos a través de ellas. Arenas Terrígenas Areniscas Rocas almacenadoras Caliza Calcáreas Dolomía Arenas; tienen poca porosidad por sus diferentes tamaños que pueden presentar. Areniscas; Su grado de porosidad depende de su redondez y selección del tamaño de los granos. Así mismo, sufren de diagénesis, la más común es la cementación con carbonato de calcio, lo cual significa que disminuye o acaba con su porosidad. Calizas: Son porosas o fracturadas, su porosidad depende de los procesos diagenéticos que se pueden presentar.


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Roca Sello Su función es impedir el paso de los hidrocarburos y llevar acabo la migración y el entrampamiento. Terrígenas --- Lutita Rocas Sello Calcáreas --- Marga

Evaporítica --- Sal, Anhidrita, Yeso

Trampa Es la relación espacial de una roca sello y una roca almacenadota dispuestas de tal modo que atrapan los hidrocarburos. Estructural: por fallas o domos salino Ej. Anticlinales Estratigráfica: cambios de facies Ej. Arrecifes Trampas Por díagenesis: recristalización, dolomitización, disolución,

cementación y fracturamiento. Mixtas: domos salinos Yacimiento de Hidrocarburos Se entiende por Yacimiento la porción de una trampa Geológica que contiene Hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente, Los Hidrocarburos ocupan los poros o huecos de la roca almacenadora y están a alta presión y temperatura, debido a la profundidad a que se encuentra el Yacimiento Campo Es el área superficial en el cual se realizan los trabajos de exploración y perforación de uno o más Yacimientos.

Relación gas disuelto Es el gas disuelto en el aceite a acondiciones estándar Relación gas aceite


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El volumen de gas libre entre el gasto de aceite muerto Clasificación de Yacimientos de acuerdo al fluido almacenado:

1. Yacimiento de aceite y gas disuelto: presión mayor de la de saturación todo el gas disuelto, solo liquido

2. Yacimientos de aceite, gas disuelto y gas libre; Presión inicial es menor que la

saturación. 3. Yacimientos de gas seco; condiciones originales de presión, temperatura y

composición son tales que siempre existe una sola fase 4. Yacimientos de gas húmedo: ídem, pero en superficie se recuperan dos fase,

gas y condensado. 5. Yacimientos de gas y condensado; se presenta condensación retrógrada y se

produce siempre en dos fases.

1.3 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Densidad Es la masa de una sustancia por unidad de volumen (gr/cm3 o °API) Viscosidad Es la resistencia al deslizamiento a causa de su cohesión y adhesión (cp) Densidad relativa del gas: Es el peso molecular del gas entre el peso del aire (adim) Densidad relativa del líquido Es la relación entre el peso de un volumen dado de un producto y el peso de un volumen igual de agua (gr/cm3 o API). Agua libre Es el porcentaje de agua que mecánicamente puede separarse de la emulsión Agua total


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Es el volumen de agua presente en una emulsión de petróleo, muestra. Emulsión Es la mezcla de dos sustancias no miscibles, una de las cuales se haya dispersa la otra en forma de gotas (normalmente agua en aceite) Presión La fuerza que un fluido ejerce uniformemente en todas direcciones dentro de un recipiente, tubería, pozo, etc., tal como la que se ejerce contra la pared de un tanque o como la que ejerce en el fondo de un pozo el fluido de perforación. Es la fuerza por unidad de superficie (kg/cm2 o lb/pg2) Presión de fondo Es la presión que se tiene a la profundidad de los disparos y puede ser fluyendo o cerrado el pozo, mínimo 48 horas. Presión de vapor Es la presión que ejerce el vapor de una sustancia cuando ésta y el vapor están en equilibrio.

Presión Hidrostática Fuerza ejercida por una columna de líquido, expresada por la altura de líquido sobre el cual se mide la presión y es directamente proporcional a la altura P = (densidad x altura ) / 10 donde P= presión kg/cm2, densidad (S.G.) o gravedad especifica gr/cm3 y H = altura en metros Gasto Es el volumen de fluido liquido o gas producido entre el tiempo (m3/d, bls/día, pie3 /día, millones de pie3/día, etc.) Índice de Productividad Medida indicativa de la cantidad de aceite o gas que es capaz de producir un pozo (IP = q / (pfc- pff))


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Proceso de desplazamiento

El gradiente de presión obliga a fluir el aceite hacia los pozos solo si otro material llena el espacio ocupado por el aceite Mecanismos de desplazamiento:

1. Expansión roca-fluidos; debido a la expansión del sistema 2. Empuje por gas disuelto liberado: aunque continúa expandiéndose el agua y

la roca. 3. Empuje por capa o casquete de gas; invasión progresiva de la zona de aceite

por gas. 4. Empuje por agua: empuje de abajo o lateral por agua en la interfase agua –

aceite, invadiendo la zona de aceite 5. Desplazamiento por segregación gravitacional: drene por gravedad, tendencia

del aceite, agua y gas a distribuirse 6. Combinación de empujes; presenta cambio con el tiempo de explotación, o se

combinan 1.4 CLASIFICACIÓN DE POZOS PRODUCTORES Los pozos productores de petróleo se clasifican en: Fluyentes Fluyen del Yacimiento hacia el exterior por energía natural propia del Yacimiento y puede ser por los empujes anteriormente descritos. Es necesario que la energía del Yacimiento en forma de presión sea superior a las caídas de presión que se tienen en la Tubería de Producción más el peso de la columna de fluidos más la contrapresión que generan las instalaciones de producción Producción Artificial o Bombeo


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Cuando se aplica un Sistema de Producción Artificial debido a que la presión no es suficiente para que los fluidos puedan fluir a la superficie y se logran vencer todas las contrapresiones que existen en el sistema Sistema Artificial de levantamiento Es un proceso de transferencia de energía al fondo del pozo o decremento de la densidad del fluido para reducir la carga Hidrostática sobre la formación, de tal forma que la energía disponible del Yacimiento fluye al pozo y los volúmenes comerciales de Hidrocarburos son levantados o desplazados a la superficie.


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CAPÍTULO II

CLASIFICACIÓN GENERAL Existen diferentes Sistemas Artificiales de Producción tales como: • Bombeo Neumático • Bombeo Mecánico • Bombeo Electrocentrífugo • Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva • Bombeo Hidráulico El bombeo Neumático consiste en suministrar energía al fluido mediante gas comprimido que se hace pasar del espacio anular a la tubería de producción en forma continua o intermitente según sean las características del pozo. El bombeo Mecánico se compone de una bomba recíprocante, instalada a una profundidad mayor que el nivel de operación del pozo. La energía para hacer accionar esta bomba es transmitida en forma ascendente y descendente por una sarta de varillas que se conecta con un equipo superficial, el cual es accionado por un motor. El bombeo Electrocentrífugo consta de una bomba centrífuga accionada por un motor eléctrico, ambas subsuperficiales, que reciben energía eléctrica por un cable desde la superficie. El Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva consta de una bomba de desplazamiento positivo que se introduce dentro del pozo, cuyas partes principales son; estator, rotor y varillas de acero convencionales. El bombeo Hidráulico opera haciendo llegar la energía a una bomba subsuperficial por medio de un fluido a presión, desde la superficie, que hace accionar un pistón coaxial con la bomba, saliendo en la superficie el fluido motriz y los Hidrocarburos.


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FIG. 3.1.- CLASIFICACIÓN GENERAL

2.1 OBJETIVO PRINCIPAL DE LA PRODUCCIÓN ARTIFICIAL El objetivo de la Producción Artificial es mantener una presión de fondo fluyendo reducida de modo que la formación pueda aportar los fluidos del Yacimiento.


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Factores que se deben tomar en cuenta para la selección de un Sistema apropiado de Producción

• Localización • Caracterización del Yacimiento • Número de pozos • Tipos de terminación (sencilla o múltiple) • Energía disponible (compresión de gas, energía eléctrica, etc.) • Predicción del comportamiento del yacimiento • Tipos de fluidos y volumen a manejar • Inversión inicial, costo de operación y vida útil del equipo • Problemas de operación • Características de las tuberías (producción, revestimiento), problemas

mecánicos direccionales • Servicio del equipo y personal competente


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CAPÍTULO III

BOMBEO NEUMÁTICO 3.1 INTRODUCCIÓN El bombeo de gas o aire ha sido utilizado años atrás para levantar los fluidos a la superficie. A principio del siglo XVIII se utilizó para eliminar el agua de las minas ya que fue el único método práctico para elevar grandes volúmenes de agua. El bombeo de aire se utilizó por primera vez en la recuperación secundaria del crudo en el año 1865 en el estado de Pensylvania, E.U. ,aunque fue hasta el año de 1900 cuando adquirió aceptación general en el litoral del golfo de México. Durante muchos años se practicó la inyección de gas para producir grandes cantidades de petróleo en los estados de Luisiana y Texas, se fundaron empresas especializadas que suministraron aire y gas a la industria petrolera. Gracias al éxito del Bombeo Neumático (“gas lift”), los famosos campos petroleros tales como el campo Evangeline de Luisiana y los campos Smackover y Spindletop del este de Texas lograron mucha fama. Más tarde se introdujo el Bombeo Neumático en los estados de Oklahoma y California donde también logró éxito. La necesidad de altas presiones para iniciar la inyección del gas resultó en la invención de las válvulas gas lift., en los años veinte se desarrollaron muchos tipos, cuyo objetivo fue el de la disminución de dicha presión para permitir su instalación a mayores profundidades. El uso de una serie de dichas válvulas para permitir la inyección de gas en niveles sucesivamente más profundos. Cuando las válvulas superiores quedan descubiertas debido a la caída del nivel del fluido en el espacio anular, se cierran por que la presión diferencial en la válvula o la velocidad del gas de inyección (en función del diseño) excedió la regulación del resorte o del fuelle de válvula. El desarrollo y el perfeccionamiento de los equipos gas lift siguen siendo temas de análisis hasta la fecha, actualmente existe una aceptación universal de este método versátil y eficiente de producción de petróleo, el bombeo neumático proporciona muchas ventajas. a) La disminución de los costos de elevación, instalación y mantenimiento b) La operación eficiente de pozos de alta y mínima producción c) La capacidad de funcionar bien en presencia de arena, escama, H2S, CO2, agua

salada y alta RGA d) Las capacidad de agotar el yacimiento


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e) El aprovechamiento de la energía que ya esta disponible Si no hay presión y cantidad de gas suficiente, se pueden usar compresores con sistemas cerrados o semicerrados. A principios del año 1982, aproximadamente 560,000 pozos de un total de 790,000 pozos productores en los Estados Unidos, utilizaban distintos métodos de la elevación artificial. Aproximadamente el 94% de los pozos petroleros utilizaban la elevación artificial. 3.2 SISTEMA CERRADO O ROTATIVO DEL MANEJO DE GAS El sistema cerrado o rotativo (Fig. 3.1) es un sistema diseñado para manejar gas a uno o más pozos mediante el uso de estación central de compresoras. De donde se envía el gas para cada uno de los pozos que forman dicho sistema. El aceite con gas que es recuperado de los pozos fluye a la batería donde es separado. El gas que es separado del aceite es succionado directamente a la central de compresoras, de esta manera se comprime y se envía a los pozos. El sistema cerrado o rotativo esta constituido básicamente por: • Una compresora central, la cual provee de gas a alta presión a los pozos del

sistema. • Una red de gas a alta presión. • Una red de recolección que conduce los fluidos producidos a la batería de

producción. • Un sistema de baja presión que va de la batería de separación a la estación de

compresión. 3.3 LEYES FUNDAMENTALES DE LOS GASES La ley de los gases ideales predice correctamente la cantidad, presión, volumen y temperatura de muestras de la mayor parte de los gases a presiones de unas cuantas atmósferas o menos y a temperaturas por muy arriba de sus puntos de ebullición. La ecuación de un gas perfecto es: PV = nRT………………….. 3.1 Donde:


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P= Presión absoluta (lb/pie2) V= Volumen (pie3) T= temperatura (ºR) N= Número de moles de gas (lb-mol) R= Constante del gas Dicha ecuación es una combinación de las leyes de Abogadro, Boyle y Charles. La ley de Abogadro establece que todo volumen de una muestra de gas a una misma presión y temperatura es directamente proporcional a la cantidad del gas. La ley de Boyle establece que a una determinada temperatura el volumen de gas varía inversamente con la presión. La ley de Charles establece que, a cierta presión, el volumen de gas varía indirectamente con la temperatura. Sin embargo a presiones mucho más altas o temperaturas más bajas, la ley no se obedece en forma estricta, por lo que deberá corregirse la formula de los gases ideales, mediante un factor de compresibilidad. Así la ecuación de estado de un gas real resulta: pV = ZnRT………….. (3.2) Donde: Z= Factor de compresibilidad

PT gas de moles n de ideal VolumenPT gas de moles n de real VolumenZ = ………………………….. (3.3)

Y el comportamiento (PVT) para un gas real será: P V = ZnRT……………………………………………………………….. (3.4) Ya que

Mgmgn = ………………………………………………… (3.5)

Donde: mg = Peso total del gas en lb Mg = peso molecular del gas de una lb-mol Si mg y Mg son numéricamente iguales, n = 1 lb-mol de gas. Es decir, para tener (n)


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lb-mol de gas basta con tener (n) peso en lb. La densidad relativa de un gas respecto al aire es:

DaDgDrg = ………………………………………………………………. (3.6)

FIG. 3.1.- INSTALACIÓN DE UN SISTEMA DE BOMBEO NEUMÁTICO CERRADO


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De la definición de densidad

DM Vtanto lo por

VMD == ……………….…………………. (3.7)

( )( )VaMa

VgMg DaDgDrg ==

Y como Vg = Va, = 379.3 p3 por cada mol a condiciones estándar de presión y temperatura (P = 1 atm, T = 60º F) por loo tanto:

MaMgDrg =

Sabemos que el peso molecular del aire (Ma) es 28.964 así que: Mg = 28.964Drg……………………………………………. (3.8) Sustituyendo (3.8) en (3.5)

Drg964.28Mgn = ………..........………………………………. (3.9)

Sustituyendo (3.9) en (3.4)

28.964DrgZRT Mg

DgMgP ==

Despejando Dg:

ZRTP Drg964.28Dg =

Sabiendo que R = 1543.85 (lb/pg2), e introduciendo la presión en ld/pg2 abs. (psi), se tiene:

( )ZT14485.1543Drg964.28Dg =

ZTP Drg70157.2Dg = …………………………………………….. (3.10)


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Donde: Dg = densidad del gas, lb/pie3 Drg = densidad relativa del gas, (aire = 1) P = presión del gas, lb/pg2 abs (psi) T = temperatura del gas Z = factor de desviación del gas, adim. A demás se sabe que el gradiente de presión respecto a la profundidad es proporcional a la densidad.

dhDgdP tanto lo por DgdhdP

⋅== ……………………(3.11)

Sustituyendo (3.10) en (3.11) obtenemos:

( )dh T Z

P Drg 1442.70157dP =

dh T ZP Drg 018761.0dP =

Integrando con límites para (P) desde (P1) hasta (p2), y para (h) desde (0) hasta (ht), y despejando P2, tenemos:

dh T ZDrg 018761.0

PdP2

1

P

P

=∫

( )ZTh Drg 018761.0PlnPln 12 =−

=

ZThv Drg 0.018761 exp PP 12

i12 PcP y PcvP ==

=

Tavg Zavghv Drg 018761.0 exp PcPcv i …………………. (3.12)

Donde: Pcv = presión del gas en la TR a la profundidad de la válvula, psi


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Pci = presión de inyección del gas en la superficie, psi hv = profundidad de la válvula, pies Zavg = factor de compresibilidad promedio del gas, adim. Tavg = temperatura promedio en la columna de gas, ºR Exp = base de los logaritmos = 2.7182818 Una opción adicional para resolver el problema de la presión debido a la columna de gas es utilizar la (fig. 3.2) En la ecuación anterior (3.12), el factor de compresibilidad “Z” es función de la presión y temperatura promedio de la columna de gas por lo que su solución requiere de un procedimiento de ensayo y error. Generalmente se conoce la temperatura a una determinada profundidad o puede estimarse del gradiente geotérmico del área. 3.4 VÁLVULAS PARA BOMBEO NEUMÁTICO La principal función de estas válvulas es la de controlar la cantidad de gas que se inyecta para levantar un bache de fluido a través de las presiones de cierre y apertura, aunque también tienen la función de inyectar gas para descargar el fluido de control utilizado en la reparación del pozo. También sirve para no permitir el paso de fluidos del pozo hacia el Espacio Anular 3.4.1 Características de las Válvulas de Bombeo Neumático Al establecer el método de bombeo neumático se debe seleccionar el tipo de válvula subsuperficial, de acuerdo a las características propias de diseño de la instalación, ya que estas pueden operar en forma continua o intermitente. Los diversos fabricantes han categorizado a las válvulas de B.N. dependiendo de que tan sensible sea una válvula a una determinada presión actuando en la tubería de producción o en la de revestimiento. Generalmente son clasificadas por el efecto que la presión tiene sobre la apertura de la válvula, esta sensibilidad esta determinada por la construcción del mecanismo que abre y cierra la entrada de gas. Normalmente la presión a la que se expone una válvula la determina el área de asiento de dicha válvula. Los principales mecanismos de las válvulas para ambos casos, es decir para válvulas sensibles a la presión en la tubería de producción o en la tubería de revestimiento son los mismos. Las partes que componen una válvula de bombeo neumático son:


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• Cuerpo de la válvula • Elementos de carga (resorte, gas o una combinación de ambos) • Elementos de respuesta a una presión (fuelle de metal, pistón o diafragma de hule) • Elemento de transmisión (diafragma de hule o vástago de metal) • Elemento medidor (orificio o asiento) • Sección motriz (solo para BN intermitente) Cuando el área de elemento de carga es grande, comparada con el área del asiento de la válvula, esta es relativamente insensible a la presión en la tubería de producción, entonces debido a esto el efecto de la columna de líquido en la tubería de producción para abrir la válvula es pequeño.


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Fig. 3.2.- Gráfica Para Determinar La Presión De La Columna De Gas Y La Presión En

Los Fuelles De Las Válvulas.


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3.4.2 Clasificación de las Válvulas para Bombeo Neumático. Las válvulas para bombeo neumático se clasifican de acuerdo a la sensibilidad que estas tienen a una determinada presión actuando en la TP o en la TR, como se menciona a continuación: 1.- VÁLVULAS OPERADAS CON PRESIÓN EN TR: Estas válvulas son de 50 a 100%

sensibles a la presión de la TR en la posición cerrada y 100% sensibles a la presión de la TR en la posición abierta.

2.- VÁLVULAS PROPORCIONALES: En la posición abierta es sensible a la presión en

la TP. Requiere de una reducción de la presión en la TP para cerrar (válvulas para BNC).

3.- VÁLVULAS BALANCEADAS: En este tipo de válvulas la presión en la tubería de

producción tiene un efecto en la presión de apertura o cierre de la válvula. 4.- VÁLVULAS DESBALANCEADAS: En este tipo de válvulas la presión en la Tp no

tiene ningún efecto en la presión de apertura o cierre de la válvula. 5.- VALVULAS OPERADAS CON FLUIDO: Su característica es que es sensible del 50

al 100% a la presión en TR en su posición cerrada; mientras que en su posición abierta es 100% sensible a la presión en TP.

6.- VÁLVULA COMBINADA: Requiere incremento en la presión de la TP para abrir, así

como una reducción de la presión en la presión de TR y TP para cerrar. 3.4.3 Mecánica para las Válvulas para Bombeo Neumático Para poder ejemplificar esto tomaremos en cuenta la siguiente nomenclatura. Pc = presión en la TR o presión del gas de inyección. Pt = presión en la TP o presión del fluido estático o fluyendo de la profundidad de la

válvula. Por lo general las válvulas operan de acuerdo a ciertos principios básicos, que son similares a los reguladores de presión. Esta característica es determinada por la construcción mecánica de la válvula, donde la presión ejercida sobre el área más grande determina la apertura o cierre de la misma. Las válvulas se calibran en un probador para que abran a una presión determinada dentro del pozo según sea el diseño de la sarta.


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VÁLVULAS DESBALANCEADA Es aquella que esta limitada por un rango de presión. (Abre a una presión y cierra a una presión mayor) Presión de apertura La presión de apertura se define, como la presión de la TR requerida para abrir la válvula bajo condiciones reales de operación. Dadas las presiones y áreas involucradas, puede derivarse una ecuación para averiguar la presión de apertura.- la (Fig. 3.3) ilustra las presiones que actúan sobre la válvula, mostrando el análisis de fuerzas que actúan sobre determinadas arreadse la misma. Para derivar la ecuación de balance de fuerzas se tomará como punto de referencia la posición de cierre de la válvula, ya que en esta condición (un instante antes de abrir), las fuerzas de cierre y las de apertura de la válvula están en equilibrio por lo cual las podemos igualar. Fa = Fc………………………………………….. (3.13) Donde: Fa = fuerzas que intentan abrir la válvula Fc = fuerzas que intentan cerrar la válvula Es decir Fa es la sumatoria de las fuerzas ejercidas por la presión de inyección de gas sobre el área de fuelle menos el área del puerto y la fuerza ejercida sobre el área del puerto por la presión de la TP a la profundidad de la válvula. Mientras que Fc es la suma de la fuerza de la presión del fuelle que actúa sobre su área y la fuerza de la presión del resorte sobre el área del fuelle menos el área del puerto.

( ) ptpbc APAAPFa +−= …………………………… (3.14)

( )pbtbb AASAPFc −+= ……………………………. (3.15) Donde: Pb = Presión de fuelle a la temperatura del pozo (psi) St = Presión equivalente al resorte (psi) Ab = área efectiva total del fuelle (pg2) Ab = área transversal del puerto o asiento de la válvula (pg2)


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Igualando las ecuaciones 3.14 y 3.15

( ) ( )pbtbbptpbc AASAPAPAAP −+=+− ………………….. (3.16) Fza. De apertura en el fuelle + Fza de apertura en el Puerto = Fza. De cierre en el fuelle + Fza. De cierre en el resorte. Dividiendo entre Ab:

−+=

+

−

b

ptb

b

pt

b

pc A

A1SP

AA

PAA

1P

Despejando Pc y haciendo b

p

AA

R =

( )

R1RPR1SPP ttb

c −−−+

=

ttb

c SR1

RPR1

PP +

−−

−

= …………………………………………. (3.17)

Donde: Pa = presión requerida en la TR para la apertura de la válvula (psi) LA ecuación 3.17 define la presión de apertura para una válvula con resorte y fuelle cargado por consiguiente, esta ecuación se modifica para una válvula de fuelle cargado sin resorte (Fig. 3.4), ecuación 3.18 o para una válvula que solo tiene resorte sin presión en el fuelle, ecuación (3.19).

R1RPPP tb

a −−

= ………………………… (3.18)

R1RPSP t

ta −−= …………………………… (3.19)


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FIG. 3.3.- VÁLVULA DESBALANCEADA POR PRESIÓN DE TR DE RESORTE Y FUELLE

FIG. 3.4.- VÁLVULA DESBALANCEADA OPERADA POR PRESIÓN DE TR DE FUELLE SIN RESORTE


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Presión de cierre Se define como la presión mínima requerida en la TR para mantener la válvula en la posición abierta. En este análisis la válvula se encuentra abierta bajo condiciones reales de operación, todas las áreas y presiones se definen de la misma manera excepto que ahora la presión bajo el puerto es la presión de la TR y no la de TP, es decir, la presión del gas en la TR esta actuando sobre el área total del fuelle, y la presión de TP ejercida sobre el área del puerto se supone igual a la presión en la TR en el instante en que la válvula cierra. Un momento antes en que la válvula cierre, la ecuación de fuerzas es: Fa = Fc…………………………………….. (3.20) Analizando la Fig. 3.3 tenemos que:

( ) pcpbc APAAPFa ++=

( )ppbc AAAPFa +−=

bcAPFa = …………………………………. (3.21)

( )pbtbb AASAPFc −+= ………………… (3.22) La fuerza de cierre se considera constante para una temperatura determinada, ya sea que la válvula esté abierta o cerrada. Sustituyendo en ecuación 3.20

( )pbtbbbc AASAPAP −+= Despejando Pc tenemos que:

( )b

pbtbbc A

AASAPP

−+=

−+=

b

ptbc A

A1SPP

( )R1SPP tbc −+= ………………………….. (3.23)


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Donde: Pc = presión mínima requerida en la TR para cerrar la válvula (psi) La ecuación 3.23 muestra la presión en la TR que deberá reducirse para que la presión del fuelle cierre la válvula con la ayuda del resorte, de igual manera para una válvula de fuelle cargado sin resorte la ecuación es la 3.24 y para una válvula con resorte sin fuelle cargado la ecuación es la 3.25: Pc = Pb………………………………… (3.24) Pc = St (1 – R)…………………………. (3.25) Para determinar la presión de cierre en un probador cuando Pt es igual a cero tenemos que:

( )( )R1SPotPbt t −−= ……………………. (3.26) Donde: Pbt = es la presión del fuelle a 60º F, (psi) Sustituyendo 3.26 en 3.23

( )( ) ( )R1SR1SPotPct tt −+−−=

( )( )tt SSPotR1Pct +−−=

( )PotR1Pct −= ………………………….. (3.27) Donde: Pct = presión de cierre de la válvula en un probador a 60º F, (psi) Pot = presión de apertura de la válvula en un probador a 60º F, (psi) Amplitud de la válvula. La amplitud de la válvula se define como la diferencia entre las presiones de cierre y apertura, para determinarla, se restan las presiones de cierre y apertura. Amplitud = Amp = Pa – Pc…………………………. (3.28)


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( )[ ]R1SPR-1R PS

R1PAmp tb

tt

b −+−

−+

−=

:tenemos R1

RTEF Haciendo−

=

( )[ ]ttb PR1SPTEFAmp −−+= …………………… (3.29)

Se observa que la amplitud esta controlada por dos factores el TEF y Pt, para un tamaño de puerto dado la amplitud mínima ocurre donde la presión en la Tp es igual a la presión del fuelle, la amplitud máxima será cuando la presión en la Tp sea igual a cero. Se observa que si en esta ecuación no se tiene presión proporcionada por el resorte, la ecuación 3.29 se reduce a una ecuación para una válvula con un solo elemento de carga. Si St = 0 entonces:

( )tb PPTEFAmp −= Válvula de presión balanceada Es aquella que no esta influenciada por la presión en la Tp cuando esta en la posición o cerrada (Fig. 3.5). Nótese que la presión en la TR (Pc) actúa todo el tiempo sobre el área total del fuelle, esto significa que la válvula abre y cierra a la misma presión del domo, en este caso la amplitud es cero, prescindiendo del asiento. Esta válvula actúa como un regulador de presión de orificio, si es necesario mayor cantidad de gas, se inyecta en la superficie y la válvula abre, si menos gas es requerido, se hace el ajuste de inyección en la superficie. Válvula piloto En el bombeo neumático intermitente se requiere tener una válvula con puerto grande que tenga control sobre la amplitud, debido a esto se desarrollo una válvula piloto (Fig. 3.6). el área del puerto (Ap) utilizado para calcular la apertura de la válvula, el asiento puede ser tan grande como sea posible hacerlo mecánicamente y no tiene que cambiarse para alterar la amplitud. Los cálculos mecánicos de la válvula son exactamente los mismos que se han discutido anteriormente, solo que el asiento pequeño es llamado orificio de control y el asiento grande para el suministro de gas es conocido como orificio motriz.


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Válvula de BN operada por fluidos La nomenclatura es la misma que utilizamos para válvulas operadas por presión, con la variante de que la presión en la TP actúa sobre los fuelles y la TR sobre el asiento Para el análisis se considera una válvula con doble elemento de carga como fuerza de cierre. Presión de apertura Cuando la válvula de fluidos es sensible a la presión en la TP requerida para abrir la válvula a condiciones de operación (Fig. 3.7), la presión para abrir puede ser analizada cuando esta en la posición de cierre, a un instante antes de que la válvula se abra, para este momento se tienen las siguientes ecuaciones. Fa = Fc………………………………. (3.30) Donde:

( ) pcpbt APAAPFa +−=

( )pbtbd AASAPFc −+= Sustituyendo en la ecuación 3.30

( ) ( )pbtbdpbtbc AASAPAAPAP −+=−+ Despejando a Pt y ordenando se tiene:

−−+

−=

R1RPS

R1PP ct

dt ……………………………….. (3.31)

Con la ecuación 3.31 se puede calcular la presión en la TP necesaria para abrir la válvula operada con fluidos bajo condiciones de operación. El término Pc (R / (1 – R)), en la ecuación anterior representa la presión en la TR, la cual se resta de la presión en la tubería (Pt); esto es, como la presión en la TR se incrementa, la presión en la TP necesaria para abrir la válvula decrece. Pc (R / (1 – R)) es conocido como efecto de la TR (C. E.) La relación (R / (1 – R)) es una válvula operada por fluidos, es conocido como el factor de efecto de la tubería de revestimiento (CEF), esto es;


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−=

R1RCEF

y el efecto de la TR (CE):

( )CEFPCE c=

FIG. 3.5.- VÁLVULA BALANCEADA OPERADA POR PRESIÓN DE TR DE FUELLE SIN RESORTE


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FIG. 3.6.- VÁLVULA PILOTO OPERANDO

FIG. 3.7.- VÁLVULA OPERADA POR FLUIDOS BAJO CONDICIONES DE OPERACIÓN


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Presión de cierre La (Fig. 3.8) representa una válvula operada por fluidos en posición abierta, bajo condiciones de operación. Cuando la válvula esta en la posición abierta, la presión debajo de la válvula es considerada como la presión en la TP y no la presión en la TR, esto quiere decir que pueden existir pequeñas caídas de presión en la TR; entonces, la caída de presión en el orificio esta en función del gas de inyección. La siguiente ecuación de balance de fuerzas, se establece para unos instantes antes de cerrar la válvula: Fa = Fo………………….. (3.32) Donde

( )pbtpd AASAPFc −+=

( )pbtpt AAPAPFo −+=

ptAPFo ó = Sustituyendo las ecuaciones anteriores en 3.32

( )pbtbdpt AASAPAP −+= Despejando Pt obtenemos:

( )R1SPP tdt −+= Para determinar la presión en la TP a la cual la válvula se cierra, se hace: Pt= Pvc Pvc = Pd + St (1 – R)………………………………. (3.33) Después de establecer las presiones de apertura y cierre de las válvulas a condiciones de operación, éstas deben ser calibradas en el taller para las presiones correspondientes a las esperadas en el pozo, esto se conoce como presión de prueba (Ptro). Como no se tiene presión aplicada a las válvulas por medio de la TR la Pc se puede hacer igual a cero en la ecuación 3.31 y resulta:


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SR1

F60@PPtro d +−

°=

FIG. 3.8.- VÁLVULA OPERADA POR FLUIDOS 3.5 DISEÑO DE UNA INSTALACIONES DE BOMBEO NEUMATICO En el diseño de una instalación de Bombeo Neumático son diversos los factores que se consideran, uno de los principales es determinar si el pozo opera en flujo continuo o en flujo intermitente, aún cuando en muchas instalaciones no se cuenta con el tiempo para determinar que tipo de flujo es el óptimo, lo cual representa problemas para el diseño. Esto esta en función del tipo de válvulas ya que no todas pueden usarse para ambos flujos, a continuación se enlista la función de las válvulas de Bombeo Neumático: • Descargar los fluidos del pozo de modo que el gas pueda inyectarse a la TP en el

punto óptimo. • Controlar el flujo de gas bajo condiciones de operación.


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La localización de las válvulas se basa en lo siguiente: • La presión de gas disponible para descargar el pozo • La densidad del fluido o gradiente de los fluidos en el pozo a un determinado

tiempo de descarga. • El comportamiento de afluencia al pozo durante el tiempo de descarga • La presión en la boca del pozo que hace posible que los fluidos puedan ser

producidos o descargados. • El nivel de fluido en la TP ya sea que el pozo haya sido cargado con fluido de

control o no. • La presión la presión de fondo fluyendo y las características de los fluidos

producidos del pozo. La presión de calibración de cada válvula se hace de acuerdo a la presión de operación, la presión de inyección de gas deberá disminuir cada vez que el punto de inyección esta más bajo, para mantener las válvulas de arriba cerradas. La (Fig. 3.9) muestra una instalación común de Bombeo Neumático Continuo. La profundidad de la válvula de operación (punto de inyección) se basa en las características del pozo para obtener un determinado gasto con la presión de inyección disponible y tomando en cuenta la mínima inyección de gas requerida. Para determinar el máximo gasto de producción de un pozo sometido a un sistema de Bombeo Neumático Continuo, manteniendo una presión constante en la cabeza, se emplean correlaciones en forma de curvas de gradiente de presión a través de tuberías verticales. Las ecuaciones de espaciamiento de válvulas pueden ser utilizadas para flujo continuo como para flujo intermitente, para el análisis de ecuaciones se consideran válvulas operas por presión en TR.


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FIG. 3.9 TERMINOS BÁSICOS DEL BOMBEO NEUMÁTICO CONTINUO

Profundidad de la primera válvula La primera válvula deberá ser tan profunda como sea necesario de acuerdo a la presión de inyección del gas, el gradiente estático del fluido y la contra presión de la batería de separación. Si el nivel del fluido es cercano a la superficie, la profundidad de la primera válvula se regirá por la máxima presión de inyección de descarga disponible. El gradiente se define como:

dhdPG = ……………………………………………………… (3.34)

GsPci1h =

Si los fluidos son descargados a un separador:

( )Gs

PcpPci1h −= …………………………………………….. (3.35)


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Donde: h1 = profundidad de la primera válvula, (pies) Pci = presión de inyección del gas en la TR en la superficie, (psi) Pcp = presión en la cabeza del pozo, (psi) Gs = gradiente estático, 0.433 ®, (psi/pies) Dr = densidad relativa de los fluidos en el pozo, (agua =1) hs = nivel estático del fluido = ht – (Pfe/Gs), (pies) ht = profundidad media de los disparos, (pies) Si el nivel estático esta por debajo de la profundidad calculada h1, la válvula podrá colocarse a la profundidad del nivel estático. La determinación del nivel estático de fluido por cualquier método (ecómetro, línea de acero, presión y gradiente estático, etc.), deberá tomar en cuenta el desplazamiento de líquido antes y después de correr las válvulas en el pozo. Profundidad de las válvulas restantes Las ecuaciones para calcular la separación entre válvulas se derivan igualando la presión de inyección a la misma profundidad, la Fig. (3.10) ilustra la nomenclatura usada en estas ecuaciones. Antes de que una válvula sea descubierta, es decir, que le llegue la presión de apertura, la presión de TR a la profundidad de las válvulas es igual a la presión de inyección del gas por encima del nivel del fluido, más la presión en la TP ejercida por la columna de líquido encima de la válvula, al instante en que la


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FIG. 3.10 ILUSTRACIÓN DE NOMENCLATURA UTILIZADA EN ECUACIONES válvula es encontrada, la presión en la TR es igual a presión de inyección a esta profundidad. La presión en la TP a la profundidad de la válvula un instante antes de que el gas entre en la TP, es: Pti = Pcp + Gfa (h1 – 1) + Gs (hi)…………………… (3.36) Sustituyendo la presión de la TP por la presión de inyección, queda: Pci = Pcp + Gfa (h1 – 1) + Gs (hi) Despejando hi:


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( )[ ]

Gs1hGfaPcpPcih i

i−−−=∆ ……………………………. (3.37)

Por lo que:

( ) iii h1hh +−=∆ …………………………………….. (3.38) Donde: Δhi = distancia entre las válvulas (i) e (i – 1), (pies) hi – 1 = profundidad de la válvula inmediata superior (i – 1), (pies) hi = profundidad de la válvula (i), (pies) Gfa = gradiente de flujo por encima del punto de inyección, (psi/pies) Gs = gradiente estático del fluido, (psi/pie) Pti = presión de la TP a la profundidad de la válvula (i), (psi) Pci = presión de inyección del gas a la profundidad de la válvula (i), la cual puede ser tomada como la presión de apertura de la válvula a 60º F, o la presión de cierre de la válvula en el pozo, (psi) Pcp = presión en la cabeza del pozo, (psi) i = subíndices indicador del número de válvula Después de calcularse las profundidades de espaciamiento deberán calcularse las presiones de cierre de las válvulas en condiciones de operación. 3.5.1 Diseño de una Instalación de Bombeo Neumático Continuo Datos requeridos para el diseño: 1. Diámetro de la tubería de producción 2. Diámetro de la tubería de revestimiento 3. Presión en la cabeza del pozo 4. Presión de inyección del gas 5. Profundidad media de los disparos 6. Profundidad del empacador 7. Temperatura en el fondo del pozo 8. Temperatura en la superficie


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9. Gasto de producción deseado 10. Presión de fondo estático 11. Índice de productividad del pozo 12. Densidad del aceite 13. Densidad del agua producida 14. Densidad del gas de inyección 15. Relación gas-líquido 16. Relación agua-aceite 17. Tipo de válvula 18. Volumen de gas disponible 3.5.1.1 Diseño Gráfico de una Instalación En una gráfica cartesiana de presión contra profundidad: 1. Ubicar el punto del valor de la presión estática del pozo 2. Obtener el nivel estático del pozo a partir del gradiente estático Gs, de la siguiente manera:

API5.1315.141Do°+

= ………………………… (3.39)

El gradiente del aceite es: Go = 0.433 Do…………………. (3.40) El gradiente del agua es: Gw = 0.433Dw…………………. (3.41) Obteniendo el gradiente estático medio respecto al aceite y al agua:

fw Gwfo Gofwfo

fw Gwfo GoGs +=++=

Para obtener el gasto de agua:


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qo RAAqwqoqwRAA =⇒=

Como: qt = qo + qw Entonces: qt = qo + RAA qo…………… (3.42) Para el cálculo de la fracción de aceite y agua tenemos:

1fwfo ; qtqwfw ;

qtqofo =+∴== …………………….. (3.43)

Gs = Gofo + Gwfw………………………………………………… (3.44) De la definición de gradiente de presión estático:

hsht0Pws

hPGs

−−=

∆∆=

Por lo tanto;

Gs

Pwshths −= ………………………………….. (3.45)

3. Con el nivel estático (hs) y la presión de fondo estática (Pws) se traza una línea que las una, la cual se denomina línea de gradiente estático. 4. Calcular la presión de fondo fluyendo a partir de la caída de presión requerida para obtener la producción deseada. Para ello se parte del índice de productividad del pozo (J).

JqtP =∆

PPwsPwf ∆−= …………………….. (3.46) 5. Se ubica la presión de fondo fluyendo (Pwf) en la gráfica, se traza una línea paralela a la línea de gradiente estático que pase por dicho punto (Pwf), con ello se obtiene la línea de gradiente dinámico de flujo y el valor del nivel dinámico. 6. Se calcula la presión y la temperatura del gas a la profundidad media del pozo, partiendo de este valor de presión se calcula la presión promedio para obtener el factor de compresibilidad del gas (Z) de la gráfica de factores de compresibilidad del gas natural (Fig. 3.11), por el método de ensayo y error calculamos la presión de cierre de la válvula (Pcv), una vez que la diferencia entre un valor Pcv n -1 y Pcv n sea mínimo tomamos este valor como el de la presión del gas en TR a la mitad del pozo.


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Suponiendo que el gradiente de temperatura es lineal, la temperatura promedio puede ser estimada como:

270hv016.0TcpTavg ++= ……................ (3.47)

como se sabe que: Pcv = Pci + 0.000025 Pci hv……………… (3.48) para obtener la presión promedio tenemos:

2PcvPciPavg += …………………………………………. (3.49)

de la figura 3.11 obtenemos el factor de compresibilidad del gas. Para calcular la Pcv se utiliza la ecuación:

( )[ ]Tavg Zavg/hv Drg028761.0expPciPcv = ………………………… (3.50) Donde: Pcv = presión del gas en la TR a la profundidad de la válvula, (psi) Pci = Presión de inyección del gas en la superficie, (psi) hv = Profundidad de la válvula, (pies) Zavg = Factor de compresibilidad promedio del gas, (adim) Tavg = temperatura promedio en la columna del gas, (º R) exp = base de los logaritmos = 2.718281


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FIG. 3.11.- COMPRESIBILIDAD DE LOS GASES NATURALES (STANDING Y KATZ)


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FIG 3.12.- GRÁFICA PARA OBTENER EL GRADIENTE DE DESCARGA


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7. Con los valores de presión de gas en TR en superficie y a la mitad del pozo se traza la línea de gradiente de TR, cuya intersección con la línea del gradiente dinámico de flujo, encontramos el punto de balance, que es el punto en donde P TR = P TP por lo tanto considerando una diferencia de presiones como margen de seguridad para variaciones en la presión de inyección de 100 psi, trazando una línea perpendicular a este punto hasta interceptar la línea de gradiente dinámico de flujo, encontramos el punto el punto de inyección o la profundidad de la válvula de operación. 8. Con el punto de inyección y la presión en la cabeza del pozo se traza una línea a la cual se le llama gradiente de flujo por encima del punto de inyección el cual se calcula con la ecuación:

0hiPcpPciGfa

−−= ………………………………. (3.51)

Donde: hi = punto de inyección deseado 9. Se traza el gradiente de temperatura en la misma gráfica uniendo los puntos de la temperatura de fondo con la temperatura en la cabeza del pozo. 10. Se calcula la profundidad de la primera válvula utilizando la ecuación (3.35)

GsPcpPci1h −= ……………………. (3.52)

11. La profundidad de las válvulas restantes se calculan basándose en la presión de cierre de la válvula superior, usando la (Fig. 3.12) que es la gráfica para determinar los gradientes de descarga. 12. Obtenemos el gradiente de descarga de la (Fig. 3.12) a partir del gasto esperado y el diámetro de la TP. 13. Obtenemos la presión de cierre de la válvula 1 a partir de la profundidad y la presión de inyección del gas o presión de TR en superficie de la (Fig. 3.2) 14. Calcular el espaciamiento de la segunda válvula con la ecuación:

( )Gs

1hiGfaPcpPci2h −−−=∆ ……………….. …(3.53)

Por lo tanto:


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h2 = h1 + Δh2…………………………………. (3.54) 15. Obtener la presión de cierre de la segunda válvula a la profundidad calculada y obtener h3 para localizar la profundidad de la tercera válvula con: H3 =h2 + Δh3 16. Se repite el punto 15 hasta encontrar una profundidad de válvula igual o cercana al punto de inyección, la cual será la válvula de operación. Posteriormente se calcula la profundidad para una válvula de fondo la cual se utiliza en caso de que el índice de productividad tenga un error o la presión de fondo decline. 3.5.1.1.1 Ejemplo de Diseño de una Instalación de Bombeo Neumático Continuo, método gráfico. Datos:

Ф TP = 21/2” q = 100 bls/día (requerido)

J = 2.5Bls/día/psi Pcp = 50 psi

Pws = 3200 psi Pci = 850 psi

ºAPI = 40 Tcp = 120º F

Dw = 1.07 Tf = 220º F

RAA = 6.0 ht = 8200 pies

Válvula recuperable sin resorte 011.0AbAp =

Presión de cierre de las válvulas en la superficie (800, 780, 750, 700)

Sustituyendo datos en ecuación Obtenemos:

3.39 Do = 0.825 gr/cm3

3.40 Go = 0.357 psi/pie

3.41 Gw = 0.463 psi/pie


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3.42 qt = 700 bpd

3.43 fo = 1/7”, fw = 6/7”

3.44 Gs = 0.446 psi/pie

3.45 hs = 1025 pies

3.46 Pwf = 2920 psi

3.47 Tavg =577ºR

3.48 Pcv = 935 psi

3.49 Pavg = 893 psi

3.50 Pcv (con Z = 0.913) = 727 psi

3.51 Gfa = 0.226 Psi/pie

3.52 h1 =1600 pies

3.53 Δh2 =1110 pies

3.54 h2 = 2710 pies

3.53 Δh3 =800 pies

3.54 h3 =3510 pies

3.53 Δh4 =540 pies

3.54 h4 =4050 pies


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Como se observa en los resultados obtenidos la tercera válvula a 3510 pies, será la válvula de operación, puesto que esta es la válvula más cercana a la profundidad de inyección deseada de 3550 pies, por lo que no se requiere ajuste.


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FIG. 3.13 GRÁFICA DE DISEÑO


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3.5.2 Diseño de una Instalación de Bombeo Neumático Intermitente El diseño de una instalación de B.N.I. llega a ser más complejo que el de B.N.C. ya que en este se permite que se acumule un bache de líquido arriba de la válvula operante. En seguida la válvula operante abre, permitiendo que el volumen de gas necesario entre para desplazar el bache hasta la superficie en forma de pistón. Factores que deben ser considerados para un buen diseño: 1. Tipo de instalaciones 2. profundidad de colocación de la válvula superior 3. Presiones disponibles y colocación de las válvulas 4. Gradiente de descarga y espaciamiento entre válvulas 5. Diferencia entre la presión de apertura de la válvula operante y la carga del

fluido a bombearse en la tubería de producción. 6. Diámetro del asiento de la válvula 7. Porcentajes de recuperación 8. Volumen de gas necesario para el bombeo neumático intermitente 9. Frecuencia de ciclo de bombeo neumático intermitente 10. tipo de válvulas usadas en el bombeo 11. Inyección de gas a través de un solo punto e inyección múltiple 12. Resumen de las consideraciones para el diseño de una instalación Existen varios procedimientos para el espaciamiento de las válvulas. Estos varían según las recomendaciones del fabricante y el tipo de válvulas a usar. Normalmente las válvulas operadas por presión pueden ser espaciadas a mayor distancia una de otra que las operadas por flujo. Cualquier válvula tal como una válvula combinada, debe ser espaciada considerando las condiciones de la sección en que vaya a trabajar. Si se tiene un pozo con una productividad relativamente baja, entonces las válvulas superiores son usadas únicamente durante el proceso de descarga y pueden estar relativamente más juntas. El tipo de control en la superficie para la inyección de gas también tiene influencia


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en el diseño de una instalación. Dicho diseño se vuelve más crítico si se utiliza un control por estrangulador, se recomienda usar una válvula operante con la amplitud correcta para simular el volumen de gas requerido por ciclo. Si se usa un control cíclico de tiempo entonces el valor de la amplitud no es tan crítico. 3.5.2.1 Ejemplo de Diseño de una Instalación de Bombeo Neumático Intermitente. Método Analítico. Datos: TP 2” TR 5/2” Profundidad 5200 pies Pws 1500 psi Índice de productividad (IP) 0.3bpd/psi Gasto (Q) 300 bpd % de agua (w) 85 – 90% Gradiente de fluido estático (Gs) 0.45psi/pie Pwh 60psi Temperatura 150ºF Presión de línea 600psi Temperatura de inyección de gas 100ºF Gradiente de fluido (Gf) 0.04-0.08

Solución: 1.- De la (Fig. A3-1) calcular Factor de espaciamiento (SF) con el gasto de 300 bpd y TP de 2” se obtiene: SF = 0.086 2.- Calcular la profundidad de la primera válvula: L1 = [Prof. – (Pws – Pwh)] / Gs = [5200pies - (1500psi -60psi)] / 0.45 psi/pie = 2000 pies 3.- Seleccionar el tipo de válvula. Para uso de este ejemplo se utilizará válvulas tipo CAMCO con 3/8”. 4.- Calcular la profundidad de la segunda válvula: a) Para la primera válvula se asume una presión de cierre Pvc = 550 psi por seguridad (se resta 50 psi a la presión de línea). b) De la (Fig. A3-2) con los Pvc @ L1 = 575psi a 2000 pies.


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c) Usando la ecuación Delta L1-L2 = (Pvc @ L1 – Pwh – Gf (L1)) / Gs Delta L1-L2 = (575psi - 60psi - 0.04psi/pie (2000pies)) / 0.45 psi/pie = 965 pies d) Sustituir en: L2 = L1 + (delta L1-L2) = 2000pies + 965pies = 2965 pies 5.- Calculo de la profundidad de la tercera válvula: a) Para la segunda válvula, se asume Pvc = 540 psi b) De la (Fig. A3-2), Pvc @ L2 = 575 psi a 2965 pies c) sustituyendo Pvc @ L2 y L2 en: Delta L2-L3 = [Pvc @ L2 – Pwh - (Gf x L2)] / Gs Delta L2-L3 = [575psi – 60psi - 0.05psi/pie (2965pies)] / 0.45 psi/pie = 815 pies d) L3 = 2965 pies + 815 pies = 3780 pies 6.- Determinar la profanidad de la cuarta válvula: a) Para la tercera válvula se asume una Pvc = 530 psi b) De la (Fig. A3-2), Pvc @ L3 = 574psi a 3780 pies c) Sustituyendo Pvc @ L3 y L3 en: Delta L3-L4 = [Pvc @ L3 – Pwh - (Gf x L3)] / Gs Delta L3-L4 = [574psi – 60psi – 0.06psi/pie (3780pies)] / 0.45 psi/pie = 640 pies d) L4= 3780pies+ 640pies = 4420 pies 7.- Determinar la profundidad de la quinta válvula: a) Para la cuarta válvula se asume una Pvc = 520 psi b) De la (Fig. A3-2), Pvc @ L4 = 572psi a 4420 pies


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c) Sustituyendo Pvc @ L4 y L4 en: Delta L4-L5 = [Pvc @ L4 – Pwh - (Gf x L4)] / Gs Delta L4-L5 = [572psi – 60psi – 0.07psi/pie (4420pies)] / 0.45 psi/pie = 450 pies d) L5 = 4420pies + 450pies = 4870 pies 8.- Determinar la profundidad de la sexta válvula: a) Para la cuarta válvula se asume una Pvc = 510 psi b) De la (Fig. A3-2), Pvc @ L5 =565psi a 4870 pies c) Sustituyendo Pvc @ L5 y L5 en: Delta L5-L6 = [Pvc @ L5 – Pwh - (Gf x L5)] / Gs Delta L5–L6 = [565psi – 60psi – 0.08psi/pie (4870)] / 0.45psi/pie = 255 pies d) L6 = 4870pies + 255pies = 5125 pies 9.- Determinar la última presión de la válvula: a) Para la quinta válvula se asume una Pvc = 500 psi b) De la (Fig. A3-2), Pvc @ L6 =558psi a 5125pies

Desde que las válvulas son empleadas en esta instalación, a una temperatura en la superficie igual a la temperatura de inyección de gas de 100º F es asumida para el cálculo de temperatura de operación a la profundidad de cada válvula. La presión de cierre de la válvula a la profundidad de la válvula son obtenidos de los cálculos de la profanidad de la válvula y la presión de apertura de la válvula a 60º F, en un taller son determinados de la (Fig. A3-3) de válvulas CAMCO de 3/8” y efecto de presión de 75 psi.

Tipo de

válvula

Tamaño de válvula

(pg)

Prof. de la válvula

(pies)

Temperatura a la profundidad de la válvula

(ºF)

Pvc (psi)

Pvo @ 60 ºF, en

Taller

C 3/8 2000 121 575 615 C 3/8 2965 131 575 605 C 3/8 3780 140 574 595 C 3/8 4420 147 572 585


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C 3/8 4870 152 565 575 C 3/8 5125 154 558 565


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FIG. A3-1


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FIG. A3-2


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FIG A3-3

3.6 OPERACIÓN DE BOMBEO NEUMÁTICO


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3.6.1 Proceso de Descarga en una Instalación con Flujo Continuo. El hecho de que un pozo produzca en forma continua no impide que pueda descargarse en forma intermitente. En la mayoría de los casos puede crearse un menor perfil de presiones en la tubería de producción mediante un proceso de descarga continua, sin embargo es usual que un pozo a operarse en forma continua sea descargado continuamente, mientras que un pozo operado en forma intermitente es descargado por etapas. La (Fig. 3.14) muestra una operación de descarga continua, se observa que el aparejo de producción tiene cuatro válvulas de bombeo neumático, cuyas presiones de operación son: 625, 600, 575 y 550 psi. Suponiendo que el pozo esta inicialmente cargado con fluido de control hasta la superficie, el proceso de descarga continua se efectúa mediante los siguientes pasos: 1. Inyectar lentamente gas al espacio anular a través de una válvula de aguja (estrangulador). Inmediatamente el fluido de control entra a la tubería de producción, es importante efectuar lentamente la operación para que los fluidos que pasan por las válvulas no las dañe. La práctica común es la de descargar el fluido en una presa hasta que empiece a salir gas q través de la primera válvula o hasta que aparezca gas en la corriente. 2. Mientras se introduce continuamente gas al espacio anular, se requiere un incremento gradual de la presión en la T.R. para lograr el ascenso de los fluidos en la tubería de producción, ya que dicho fluido sube en forma de “U”, del espacio anular hacia la tubería de producción. 3. Posteriormente la primera válvula (625 psi) es descubierta, con lo cual el gas es inyectado dentro de la tubería de producción. Esto se observa en la superficie por un incremento instantáneo en la velocidad del flujo que sale por la tubería de producción. 4. La descarga del pozo es una mezcla de gas y líquido y la presión en la tubería de revestimiento se estabiliza a 625 psi, que es la presión de operación de la primera válvula. 5. Continúa la inyección de gas dentro del espacio anular, forzando a bajar el nivel de líquido en el espacio anular hasta que la segunda válvula (600) psi es descubierta. La válvula queda al descubierto debido a que el gradiente es considerablemente aligerado por el gas. Por ejemplo si el gradiente de fluido de control era inicialmente de 0.50 psi/pie, con la inyección del gas pudo bajar a 0.10 psi/pie, en la tubería de producción. Si la distancia a la primera válvula es de 1250 pies, variará de 625psi a 125 psi, esto es una diferencia de 500psi. La


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presión de la tubería de producción cuado el gas comienza a pasar por la primera válvula es de 50 psi (presión superficial) más (1250 x 0.10) = 50 + 125 =175 psi. Quedan entonces (625 – 175) = 450 psi para trabajar el pozo hasta la segunda válvula, la cual es de 900 pies, entonces, la segunda válvula es instalada a (1250 + 900) = 2150 pies. 6. Tan pronto como es descubierta la segunda válvula, el gas es inyectado a través de esta. A demás la presión en la tubería de revestimiento baja a 600 psi, ya que la segunda válvula esta calibrada a 25 psi menos que la primera válvula. El gradiente en la tubería de producción es ahora de 0.10 psi/pie desde la segunda válvula hasta la superficie, siendo la presión en la tubería de producción a la profundidad de la segunda válvula de 50 psi + (0.10 x 2150) = 265 psi, esto resulta en una diferencia de 600 – 265 = 335 psi, con las que se trabaja el pozo hasta alcanzar la tercer válvula localizada a (335/0.50) = 670 + 2150 = 2820 pies. 7. El gas se sigue inyectando continuamente hasta alcanzar la tercera válvula y se repite la misma secuencia hasta alcanzar la cuarta válvula. Durante la descarga del pozo, la presión del fondo baja al punto en que los fluidos de la formación entran en el fondo de la tubería de producción. En este momento la composición de los fluidos cambia, transformándose en una mezcla de los fluidos que están desplazándose del espacio anular y los que salen de la formación. Este hecho vuelve lento el proceso de descarga hasta que se alcanza la válvula operante. 8. una vez que se alcanza la cuarta válvula a 3306 pies, la presión en la tubería de revestimiento se estabiliza en 550 psi de presión de operación superficial y el pozo entra en producción. El proceso de descarga en flujo continuo debe ser una operación interrumpida. Las válvulas están espaciadas para permitir la descarga del pozo por si mismo, controlando la inyección del gas a loa superficie. Si por alguna razón falla el proceso de descarga se recomienda iniciar la inyección y descarga intermitente, según se indica a continuación. 3.6.2 Proceso de Descarga en una Instalación con Flujo Intermitente Si un pozo va a operarse con bombeo neumático en flujo intermitente (por ejemplo 50 bls/día a 8000 pies); dicho pozo puede descargarse con una menor cantidad de válvulas que si se tratara de una instalación a operar con flujo continuo. Los gradientes de descarga dependen del gasto esperado y el diámetro de tubería de producción. Ya que la mayoría de los pozos con bombeo intermitente producen de 50 a 200 bls/día, un gradiente de 0.04 psi/pie suele ser suficiente para efectuar la descarga ( fig. 3.15). El proceso de descarga intermitente es en principio muy similar al proceso de descarga continua, excepto que la descarga de fluidos se desaloja hacia la


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superficie por pistoneo y baches. Si el pozo esta lleno de fluido de control hasta la superficie, el proceso de descarga intermitente se lleva de la siguiente manera: 1. El pozo se descarga exactamente de la misma manera que para flujo continuo hasta que la primera válvula queda al descubierto. 2. Mediante un control de tiempo de una válvula instalada en la superficie, el pozo se gradúa para cortos períodos de inyección en intervalos breves. Un buen comienzo es ajustar la inyección del gas en intervalos de cinco a diez minutos en períodos de inyección de un minuto. Esto permite un mayor tiempo entre los baches, particularmente hasta que se logra alcanzar una mayor profundidad. Tan pronto como se desaloja un bache desde la primer válvula, la caída de presión es de 0.04 x 1250 = 50 psi, comparado con las 150 psi en el proceso de descarga continuo, el gradiente de descarga se puede reducir a menos de 0.04 psi/pie, aún que este es un valor con un buen margen de seguridad para fines de diseño. 3. Los líquidos en el espacio anular continúan su trayectoria en “U” hacia la superficie del mismo modo que el método de descarga continuo. Sin embargo, la segunda válvula esta a una mayor profundidad. Con 50 psi (presión superficial), la presión total en la tubería de producción a 1250 pies es de (50 + (0.04 x 1250)) =10 psi. Esto resulta en (625 – 100) = 525 psi con la cual trabaja el pozo hasta la válvula siguiente. La distancia entre la primera y segunda válvula es de (525/0.50) = 1050 pies; o sea que la segunda válvula queda a 2300 pies de profundidad en comparación con los 2150 para la descarga continua. 4. Una vez que la segunda válvula queda al descubierto, se creó un gradiente de 0.04 psi/pie desde la segunda válvula hasta la superficie, y la presión en la tubería de revestimiento disminuye a 600 psi. La presión en la tubería de producción a la profundidad de la segunda válvula es entonces (50 + (0.04 x 2300)) = 142 psi. Esto resulta en (600 – 142) = 458 psi con las cuales se trabaja el pozo hasta la válvula siguiente. El espaciamiento de la tercer válvula es de (458/0.50) = 916 pies por lo que queda a (2300 + 916) = 3216 pies, en comparación con los 2800 pies a los cuales se colocó en la descarga continua. 5. Se repite la misma secuencia hasta que se descarga desde la cuarta válvula a 4008 pies. Ahora, el tiempo del ciclo se gradúa para que el pozo opere en condiciones de operación. Nótese que el proceso de descarga intermitente se lleva a cabo con el mismo número de válvulas que el proceso continúo, pero alcanzando una profundidad en comparación con los 3306 pies alcanzados en la descarga continua. Puede haber casos durante el proceso de descarga el flujo intermitente en que se dificulte transmitir la inyección de una válvula a la siguiente. Si esto ocurre una solución es eliminar la contrapresión superficial y utilizar exceso de gas para descargar el pozo. Conforme se alcanzan mayores profundidades, un tiempo de ciclo adecuado es de (1.5 x profundidad/1000). Esto


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permite a la válvula un mayor tiempo para cerrar entre los ciclos y, por consiguiente, crear mínima presión en la tubería de producción. Tal efecto es de especial importancia si se desea alcanzar una válvula a mayor profundidad.


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FIG. 3.14.- SECUENCIA DE DESCARGA EN BOMBEO NEUMÁTICO

CONTINUO


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FIG. 3.15.- SECUENCIA DE DESCARGA EN BOMBEO NEUMÁTICO

INTERMITENTE

3.6.3 Controles Superficiales de las Válvulas de Inyección de Gas. Existen varias formas de controlar la inyección del gas a un pozo. El tipo de control depende en gran medida del tipo de instalación, ya sea en flujo intermitente o continuo. Hay casos en que, existen condiciones adversas, tales como congelamiento, influyen en la elección de tipo de control. A continuación se


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mencionan varios tipos de controles superficiales. 3.6.3.1 Estrangulador En flujo continuo, el estrangulador es el más sencillo y eficaz método de control. El estrangulador se instala en la línea de inyección del gas eligiendo el diámetro adecuado que permita el paso a la tubería de producción del volumen requerido de gas. Para determinar el tamaño preciso del estrangulador se requiere emplear una ecuación adecuada de acuerdo a las características del pozo. Los estranguladores variables facilitan la obtención del tamaño adecuado, pero son más propensos al congelamiento. Para resolver este problema el estrangulador puede alojarse dentro de una camisa a través de la cual se hace pasar la corriente caliente del pozo. El inconveniente del flujo de esa camisa es la contra presión adicional que puede crearse debido a sus curvas y restricciones. En lugar del estrangulador normal o ajustable a veces se instala una válvula de aguja. Esta es muy parecida al estrangulador ajustable y también tiene los mismos programas (Fig. 3.16) En los pozos con flujo intermitente que tiene válvulas desbalanceadas de bombeo neumático (pero de acuerdo a diferencia de presiones de apertura y cierre), también puede hacerse el control mediante el estrangulador. Sin embargo, este tipo de control requiere máxima atención para determinar el tamaño indicado del estrangulador superficial. El régimen de inyección de gas se calcula para que coincida con las características de entrada de fluidos de la formación al pozo. El estrangulador es un buen método de control, pero requiere extremo cuidado en la selección de las válvulas, con las características de amplitud conveniente que permitan el paso del volumen adecuado de gas. Una excesiva amplitud causa un notable incremento en el consumo de gas, mientras que una pequeña amplitud causara que el pozo se cargue de líquido ya que el gas no es suficiente para desalojarlo. Una válvula con gran amplitud y marcadamente sensible a la presión en la tubería de producción es la más adecuada para este tipo de operación.


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FIG. 3.16.- ESTRANGULADOR

3.6.3.2 Combinación Regulador-Estrangulador En flujo intermitente, se utiliza un regulador en serie con un estrangulador, de modo que si ocurre el incremento de presión deseado en la tubería de revestimiento antes de que se transcurra el tiempo necesario para que ocurra el incremento de presión esperado en la tubería de producción, el regulador impida el paso del gas (Fig. 3.17) por este motivo el tamaño del estrangulador no es tan crítico. Generalmente puede instalarse un estrangulador más grande de lo que normalmente es necesario, ya que el regulador le impide que deje entrar demasiado gas en el espacio anular. Tal arreglo suele denominarse de control por estrangulador con cierre por presión de la tubería de revestimiento. La válvula de bombeo neumático no abrirá, si no hasta que la carga de fluidos en la tubería de producción se incremente lo suficiente para accionarla. Si el incremento de presión en la tubería de revestimiento ocurre en 20 minutos, los ciclos siguen siendo de 30 minutos debido a las características de la válvula y de la entrada de fluidos al pozo. De cualquier manera las condiciones mencionadas requieren de un estricto control. En un flujo continuo puede usarse un estrangulador en serie con una línea de control conectada a la tubería de producción en la cabeza del pozo (Fig. 3.18), esto evitará la entrada de gas para altas presiones en la tubería de producción. Este es un excelente método de control para pozos con tendencia a fluir en forma natural, ya que se asegura no emplear gas mientras que el pozo fluya por si mismo. También puede utilizarse un regulador en paralelo con un estrangulador para compensar las fluctuaciones de la presión de inyección del gas (Fig. 3.19). 3.6.3.3 Control de Tiempo En flujo continuo este tipo de control no es recomendable salvo en casos en que


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el congelamiento impide el uso de estrangulador. Instalando un control de tiempo para ciclos cortos y rápidos, el gas necesario se inyecta a través de un asiento grande y se elimina el congelamiento. El flujo intermitente, el control de tiempo es el método más común de controlar la inyección de gas. En superficie, el control puede graduarse casi a cualquier intervalo de inyección. La graduación se hace mediante el simple ajuste de pasadores o variando el número de revoluciones del cronometro. Por ejemplo, unas condiciones típicas serían; inyectar gas durante un minuto a intervalos de 30 minutos o durante 2 minutos durante 4 horas. (Fig. 3.20)

FIG. 3.17.- COMBINACIÓN REGULADOR – ESTRANGULADOR


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FIG.3.18.- ESTRANGULADOR EN SERIE CON UNA LÍNEA DE CONTROL A LA

TP

FIG. 3.19.- REGULADOR EN PARALELO CON UN ESTRANGULADOR


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FIG. 3.20 CONTROL DE TIEMPO MANUAL

3.6.4 Diagnostico de Fallas Este diagnostico incluye cálculos de bombeo neumático, flujo multifásico, comportamiento de pozos, equipo y operaciones de producción. Es importante que este trabajo sea complementado con trabajo de oficina incursionando en el taller y en el campo. Toda la información recopilada en el campo debe ser analizada en la oficina tal


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como: pruebas de pozos mediciones de presiones y temperaturas, gráficas de registro de flujo, etc. A demás deben investigarse las condiciones de los medidores de presión y temperatura, como fue medida la producción total, como fue determinada la fracción de agua, entre otras cosas. En el taller se deben enfocar en las reparaciones y montaje de las válvulas de B.N. ya que deben ser colocadas exactamente de acuerdo al diseño. Así como también debe verificarse la forma en que las válvulas fueron cargadas y calibradas. 3.6.4.1 Diagnostico de Falla con Información Obtenida en la Superficie El registro de las presiones en un pozo debe hacerse mientras que este opera correctamente, de modo que si posteriormente se presenta una falla, sea posible hacer las comparaciones pertinentes. Mediante un análisis adecuado de las presiones superficiales en la tubería de revestimiento y en la tubería de producción, pueden diagnosticarse muchos problemas, y registrarse sin tener que recurrir a los registros subsuperficiales o tener que realizar reparaciones al aparejo de producción. En muchos casos puede hacerse mejoras mediante simples ajustes superficiales. Como ya se mencionó, las gráficas de medidor de orificio que registran las presiones superficiales, son útiles en instalaciones con flujo continuo y con flujo intermitente. A partir de las presiones superficiales en la tubería de revestimiento y en la tubería de producción es posible determinar las siguientes operaciones subsuperficiales: a) Secuencia de descarga b) Operación de la válvula c) Válvula permanentemente abierta d) Fuga en el aparejo de producción (fuga en un cople, agujero en la tubería de producción, fuga en el asiento de la válvula) e) Fuga en el colgador de la tubería de producción f) Fuga en el empacador g) Incremento excesivo de la presión en la tubería de revestimiento durante la inyección. h) Frecuencia inadecuada del ciclo de inyección de gas i) Apertura de una o más válvulas por ciclo de inyección


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j) Estrangulamiento de la válvula operante en una instalación con flujo continuo k) Cambio en las condiciones del pozo l) Aireación excesiva m) Problemas de emulsión También a partir de las presiones superficiales en la tubería de revestimiento y en la tubería de producción pueden determinarse las siguientes operaciones superficiales: a) Control de tiempo permanentemente abierto b) Fuga en el asiento de la válvula motora del control de tiempo c) Falla mecánica del sistema de relojería d) Congelamiento en las líneas de inyección de gas e) Pérdida de presión en la línea de inyección f) Volumen de gas de inyección inadecuada en el sistema g) Excesiva contra presión en la cabeza del pozo h) Controles de tiempo para varios pozos abriendo al mismo tiempo i) Pozos fluyendo durante la inyección del gas j) Cabeceo en flujo continuo Una instalación de B.N. puede considerarse incompleta si no tiene instalado un registro de flujo, el cual registra gráficamente el comportamiento superficial de las presiones en la tubería de producción y revestimiento, durante las 24 horas del día. Sin embargo. Si por razones económicas no se justifica dicha instalación en cada pozo, entonces debe disponerse de un registrador de flujo portátil para analizar individualmente los pozos, o en su defecto, realizar un registro visualizando los manómetros. Ejemplos:


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CAÍDA LENTA POR PROBABLE OBSTRUCCIÓN EN TP O L.D.


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POZO DESCONTROLADO, FALLA EN A.B.N. PASE A TRAVES DE LA BOMBA OPERANTE


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FALLA EN EL PILOTO INTERRUPTOR, SE QUEDÓ CERRADO


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FALLA PROBABLE TP O COPLE ROTO POZO, VACIÁNDOSE. NÓTESE LA CAÍDA RÁPIDA


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OPERACIÓN INCORRECTA, OPERAN DOS VÁLVULAS


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CAPÍTULO IV


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BOMBEO MECÁNICO 4.1 INTRODUCCIÓN El Bombeo Mecánico es uno de los Sistemas Artificiales de Producción que mayor impulso ha tenido dentro de la industria petrolera. En México existen campos petroleros donde su uso es amplio (Nanchital, El plan, Agua Dulce Poza Rica, Ébano, Cerro Azul) es obvio que un mejoramiento en la eficiencia de operación en las unidades de bombeo, representa un incremento notable en la producción de aceite, así como la reducción de los costos de almacenamiento y mayor vida útil de las instalaciones de este sistema. Por lo anterior y dada la importancia que tiene el Bombeo Mecánico como Sistema Artificial de Hidrocarburos, en este capítulo se llevará a cabo un análisis de los tipos de unidades de bombeo, sus componentes y consideraciones generales que se deben analizar durante el diseño y operación de una instalación. El sistema de Bombeo Mecánico se usa cuando la energía de los Yacimientos es insuficiente para elevar los fluidos que se encuentra en el fondo del pozo hasta la superficie. Este sistema de bombeo es recomendable usarlo en pozos que presentan las siguientes características: a. Pozos con producción de aceites viscosos b. En pozos que tengan desviaciones (direccionales) c. En pozos con baja recuperación de aceite d. Pozos alejados de instalaciones de inyección de gas o energía eléctrica e. Pozos en zonas urbanas (por seguridad) f. En pozos con profundidades someras ( menores de 8000 pies) Uno de los requisitos previos para resolver los problemas de diseño es tener un buen conocimiento de las partes que integran una instalación. 1. Equipo superficial.- este equipo convierte el movimiento rotatorio de la


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unidad de poder (motor) en un movimiento oscilatorio lineal 2. Unidad de poder (motor).- es la encargada de proporcionar la energía

necesaria al sistema. 3. Sarta de varillas de succión.- la función de esta sarta, es transmitir el

movimiento de bombeo y la potencia a la bomba superficial. 4. Bomba subsuperficial.- esta bomba es la que impulsa los fluidos del pozo

hacia la superficie la cual es accionada por la sarta de varillas. En la (Fig. 4.1) se muestran las partes que integran un Sistema de Bombeo Mecánico, donde se muestra el arreglo del equipo superficial de una Unidad de Bombeo Mecánico. El movimiento de rotación de la manivela es convertido en un movimiento oscilatorio por medio de la viga móvil. Dicha viga es soportada por el poste de apoyo y el cojinete principal o balero central. La cabeza de caballo y el cable colgador se usan para proporcionar la verticalidad del movimiento de la sarta de varillas y evitar que la varilla pulida se doble en la parte superior del estopero. Las varillas pulidas en combinación con el estopero se usan para mantener un buen sello y evitar fugas en la superficie. Para un buen diseño de una instalación de bombeo mecánico se debe hacer una buena selección del contra balanceo, el cual reduce el tamaño y los requerimientos de torque de la unidad de poder y reductor de velocidad. Otra consideración importante es la selección de la unidad de poder (motor). En la actualidad se utilizan motores eléctricos y de combustión interna. Los motores eléctricos tienen la ventaja de ser menos costosos, su mantenimiento tiene un bajo costo y brindan un servicio confiable al sistema. Por otro lado los de combustión interna tienen la ventaja de poseer un control de velocidad más flexible y operar en un amplio rango de consideraciones de carga. 4.2 EQUIPO SUBSUPERFICIAL 4.2.1 Bomba Subsuperficial Las funciones de una bomba son: introducir el fluido de la formación en la sarta de perforación y levantar el fluido admitido a la superficie, para lograrlo cualquier bomba debe contener 4 elementos esenciales como se muestra en la Fig. 4.2, estos elementos son: 1. El barril de trabajo


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2. El pistón 3. La válvula de pie 4. La válvula viajera


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FIG. 4.1.- PARTES DE UN EQUIPO DE BOMBEO MECÁNICO

FIG. 4.2.- BOMBA SUBSUPERFICIAL En la carrera ascendente del ciclo de bombeo, la carga del fluido en el pistón hace que la válvula viajera se cierre y el fluido sea desplazado del Tubing a la superficie. A demás, el movimiento del pistón causa una disminución de presión arriba de la válvula de pie la cual se abre y admite el fluido de la formación. Al iniciar el ciclo descendente de las varillas, el pistón cae a través del fluido en la


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TP: consecuentemente la válvula viajera se abre y la válvula de pie se cierra, y el fluido pasa del pistón a la TP. Este paso del fluido es un factor importante en la determinación de la efectividad de la bomba. Es de notarse que la mayor producción se obtiene en la fase ascendente, durante la bajada el fluido es desplazado únicamente en el TP por la caída de varillas. Existen tres tipos de bombas subsuperficiales: 1. Bombas de varillas 2. Bombas hidráulicas 3. Bombas electro centrífugas Las bombas utilizadas en bombeo mecánico son utilizadas por una sarta de varillas las cuales se clasifican en: 1. Bombas de TP 2. Bombas de inserción 3. Bombas de TR 4.2.2 Bombas de Tubería de Producción Las bombas de TP son clasificadas en base al tipo de barril de trabajo, la colección de la válvula de pie, el tipo de émbolo. Las bombas de TP tienen un mayor desplazamiento en comparación con las bombas de inserción, debido a que el barril de trabajo es más grande y en consecuencia el émbolo posee un diámetro mayor. Sin embargo, las bombas de TP tienen la desventaja que para reemplazar la bomba hay que sacar la sarta de TP completa debido a que el barril de trabajo es parte integral de la TP. 4.2.3 Bombas de Inserción Las bombas de inserción se dividen de acuerdo a su operación en: Bombas invertidas o viajeras: En estas bombas el émbolo es estacionario y el barril es móvil. La ventaja de este tipo de bombas es que el movimiento del barril elimina el avenamiento entre este y la TP pero los efectos por fricción aumentan.


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Bombas con barril estacionario: en este tipo de diseño el barril de trabajo es estacionario y el émbolo es el elemento de trabajo En este tipo de bombas el barril de trabajo se baja sobre la sarta de varillas y es asegurado en la base se la sarta de TP para ofrecer un buen empaque al fluido y facilitar el movimiento relativo del barril de trabajo y del émbolo. En este tipo de bombas, el asiento de la válvula de pie puede estar en el barril de trabajo o en un asiento especial que se encuentra en las de la TP. Las bombas de inserción cuentan con una gran ventaja ya que estas se encuentran conectadas a la sarta de varillas y pueden sacarse a superficie sacando únicamente la sarta de varillas. 4.2.4 Bombas de Tuberías de Revestimiento Estas bombas utilizan tubería de revestimiento para transportar el fluido bombeado a la superficie. Este tipo de bombas se introduce dentro del pozo con una sarta de varillas de succión y un empacador, el cual forma un sello entre el barril de trabajo y la TR. Este tipo de bombas solo se instalan en pozos con un alto índice de productividad y profundidades someras. 4.2.5 Mecánica del Ciclo de Bombeo Las bombas para su funcionamiento deben cumplir con cuatro fases del ciclo de bombeo, estas fases son aplicables en todos los tipos de bomba, los cuales son ilustrados en la (Fig. 4.3) En la (Fig. 4.3a), el émbolo esta moviéndose hacia abajo próximo a la base de la carrera, mientras que el fluido viaja hacia arriba a través de la válvula viajera que se encuentra abierta. Durante este tiempo, el peso de la columna del fluido de la TP es soportado por la válvula de pie, la cual se encuentra cerrada. En la (Fig. 4.3b), se muestra el movimiento ascendente del émbolo cerca de la base de la carrera. La válvula viajera esta cerrada y consecuentemente la carga de la columna de los fluidos es transferida de la TP a la sarta de varillas. En la (Fig. 4.3c), el émbolo esta en movimiento ascendente cerca de la cima de la carrera. La válvula viajera se encuentra cerrada y la válvula de pie abierta por la producción de fluidos en el fondo del pozo. Cuando el émbolo llega a la cima de la carrera, el barril de trabajo es evacuado ocasionando el flujo de fluidos a la superficie. En la (Fig. 4.3d), en el émbolo se encuentra en descenso cerca de la cima de la


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carrera. La válvula de pie cierra debido al incremento de presión que resulta de la compresión de los fluidos en el volumen comprendido entra la válvula de pie y la válvula viajera, que se encuentra abierta. Y finalmente el émbolo alcanza la base de la carrera dando nuevamente inicio a este ciclo. 4.2.6 Clasificación de las Bombas según API El “AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE” ha implantado un sistema de clasificación para las bombas subsuperficiales, tomando en cuenta recomendaciones de prácticas de campo, la Fig. 4.4 muestra los cinco tipos de bombas de dicha clasificación. 1. Bomba tipo varilla, barril estacionario con anclaje en la cima 2. Bomba tipo varilla, barril estacionario con anclaje en la base 3. Bomba tipo Varilla con barril viajero 4. Bomba tipo TP zapata regular 5. Bomba tipo TP con zapata de extensión y nicle. 4.3 SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE LA BOMBA El tamaño de la bomba esta en función de la profundidad de bombeo y volumen de fluido a producirse, existe un tamaño óptimo del diámetro interno de la bomba, lo cual nos proporciona el viaje efectivo del émbolo y una velocidad de operación óptima. Esto es un volumen de fluido a desplazar en pulgadas por carrera, el cual depende directamente del diámetro interno de la bomba. Calculo del tamaño óptimo de la bomba. El desplazamiento teórico de la bomba se determina por: PD = Ap Sp N x (1440min/día)/9702pg3/bl………………….. (4.1) Por lo tanto PD = 0.1484 Ap Sp N……………………………………… (4.2) Donde: Pd = Desplazamiento total de la bomba, bl/Día Ap = Área transversal de émbolo, pg2 Sp = Carrera efectiva del émbolo, pg N = Velocidad de bombeo, epm Como sabemos que la constante para cualquier diámetro de émbolo es K =


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0.1484 Ap……………………….. (4.3) Sustituyendo (4.3) en (4.2), obtenemos: Pd = K Sp N………………………. (4.4)

FIG. 4.3.- CICLOS DE BOMBEO


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FIG. 4.4.- CLASIFICACIÓN API DE BOMBAS La eficiencia volumétrica de la bomba (Ev), ocasiona que el gasto de producción


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(Q), sea menor que el desplazamiento total teórico de la bomba. Q = P D Ev………………………………….……… (4.5) El desplazamiento, el contenido de gas, las características espumosas del fluido y el encogimiento son los factores que afectan la eficiencia volumétrica. El encogimiento es denotado por un factor, el cual es mayor que 1.0. esto nos indica que el volumen que desplaza la bomba en el fondo del pozo es mayor que el volumen producido. La selección del diámetro del émbolo se calcula a partir de la ecuación 4.4, la cual se escribe así: PD = 0.1166 x Dp2 Sp N………………………….. (4.6) Si la carrera efectiva del émbolo es de 80% o más de la carrera de la varilla pulida (Sp/S = 0.80), entonces la ec. 4.6 se escribe:

SNPD72.10Dp2 = …………………………………... (4.7)

Usando el desplazamiento total de la bomba obtenido del despeje de la ec. 4.5 y con la profundidad de la bomba, se obtiene de la (fig. 4.5) el tamaño y longitud de carrera de la unidad de bombeo mecánico. 4.4 ANÁLISIS TEÓRICO DEL MOVIMIENTO DE LAS VARILLAS 4.4.1 Movimiento Armónico Simple Este movimiento es uniforme y periódico, como lo muestra la trayectoria del círculo descrito por la manivela, ilustrado en la Fig. 4.6a. Supóngase una proyección P´-P perpendicular al eje D-B del círculo. Si P viaja alrededor del círculo con una velocidad angular constante, entonces el punto P se mueve de arriba hacia abajo sobre el eje D-B periódicamente con movimiento armónico simple. Con este tipo de movimiento, P´ inicia su descenso en la cima y su ascenso en la base con la misma aceleración máxima. 4.4.2 Movimiento Manivela – Biela La manivela esta conectada por medio de un perno a un miembro rígido llamado biela, la cual es impulsada por la viga móvil (fig. 4.6b). Pro conveniencia, a la conexión superior de la biela se le denomina viga igualadora, se supone un


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movimiento ascendente y descendente en línea recta.


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FIG. 4.5 GRÁFICA PARA SELECCIONAR EL TAMAÑO Y LONGITUD DE CARRERA DE LA UNIDAD DE BOMBEO

FIG. 4.6.- MOVIMIENTO ARMÓNICO SIMPLE Y MOVIMIENTO MANIVELA – BIELA


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4.4.3 Movimiento de la Varilla Pulida Este movimiento es una modificación del movimiento armónico simple. Esto es posible por la geometría del sistema de palanca, esto es lo que difiere a las unidades. La (Fig. 4.7a) muestra la posición relativa de la biela con respecto al poste de apoyo y a la varilla pulida para dos tipos de unidades, como lo son la unidad convencional y la unidad balanceada por aire. En una unidad convencional, la aceleración al inicio de la carrera es mayor que la aceleración armónica simple verdadera, mientras que la parte superior de dicha carrera es menor. Es decir, en la parte inferior de la carrera justo cuando la válvula viajera esta cerrando y el peso del fluido es transferido a las varillas, la fuerza de aceleración es máxima, creando un esfuerzo máximo en las varillas. Lo anterior se considera como la mayor desventaja de este sistema de palanca, puesto que el esfuerzo máximo es un factor limitante en el diseño de una instalación. En una unidad balanceada por aire, el sistema de palanca causa que la máxima aceleración ocurra en la parte superior de la carrera, mientras que en la parte inferior la aceleración es menor que la aceleración del movimiento armónico simple verdadero. A este tiempo o la aceleración de la proyección (en este caso el sistema de varillas) es el mismo que el de la partícula moviéndose alrededor del círculo el cual vale.

cVpa

2

γ= ………………….. (4.8)

Donde: Vp = velocidad de la partícula γ = radio del círculo Si el tiempo para una revolución de la partícula es t entonces:

tc2Vp πγ= …………………… (4.9)

Y si N es el número de revoluciones por unidad de tiempo:


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cN2Vp µγ= ………………….. (4.10)

Es decir N= 1/t sustituyendo estos valores en la ecuación (4.11) tenemos:

FIG. 4.7 MOVIMIENTO DE LA VARILLA PULIDA Y MOV. APROX. DE CONEXIÓN BIELA VIGA- MÓVIL


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cgVp2

γ=α ………………………… (4.11)

Sustituyendo:

gcN4 22γπ

Para una unidad de bombeo N es la velocidad de bombeo y “ γ c” es con relación a la longitud de la carrera de la varilla pulida S, nos queda:

2Sc =γ

Sustituyendo en la ecuación 4.11

gSN2 22π

=α ……………………………. (4.12)

Como la longitud de la carrera de la varilla pulida es dada en pulgadas y la velocidad de bombeo es dada en emboladas por minuto, entonces:

70500SN2

=α ……………… (4.13)

4.4.4 Elongación de Varillas y TP Al empezar la carrera ascendente la válvula viajera se cierra causando elongación en la varilla. Al abrir la válvula de pie cesa el alargamiento en la TP y al recuperase su longitud normal, el barril de trabajo de la bomba se mueve hacia arriba y la elongación de la varilla causa un movimiento del pistón hacia abajo. La carrera efectiva del pistón es por lo tanto disminuida por una cantidad igual a la suma de las elongaciones de la TP y varilla resultante de la carga de fluido. Para una deformación elástica hay una relación constante entre el esfuerzo aplicado al cuerpo y la deformación resultante. La elongación de varillas y TP se pueden determinar de gráficas proporcionadas por los fabricantes de varillas o bien se pueden calcular.

ArErWfL12er = ………………………..(4.14)


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Donde: Er = Elongación de las varillas Wf = peso del fluido sobre el émbolo, lb L = longitud de la sarta de varilla, pies Ar = Área transversal promedio de las varillas, pg2 Er = Módulo de elasticidad del acero La ecuación para el esfuerzo presentado por Marsh.

( )ArEr

ArApDrL20.5er2 −

= …………………………….. (4.15)

En esta ecuación se supone una profundidad de bombeo igual a la profundidad del nivel de fluido en la TR. Otra aproximación es suponer que el peso del fluido actúa sobre el área transversal del émbolo experimenta un empuje ascendente, esta aproximación es presentada por API y se expresa de la siguiente forma. Wf = 62.4 Dr NTF AP/144 Wf = 0.433 Dr NTF Ap……………………………………………. (4.16) Donde NTF, es la profundidad del nivel de trabajo del fluido en el espacio anular de la TR en pies. Por lo tanto la ecuación de la elongación de las varillas puede ser escrita de la siguiente forma:

( )( )[ ]ArEr

DrNTFApL433.012er =

( )( )( )( )( )[ ]

ArErLApNTFDr20.5er = …………………………………………… (4.17)

Esta ecuación es general y puede ser usada cuando la profundidad de asentamiento de la bomba esta por abajo del nivel de trabajo del fluido. La densidad relativa (Dr) se puede determinar de la fig. 4.8 La elongación de la TP se determina de una manera similar, si el área transversal del metal de la TP (At) sustituye el área transversal de las varillas (Ar) en las ecuaciones anteriores. La ecuación para determinar la elongación de la TP es:


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( )( )( )( )[ ]

AtEtLArApDr20.5er

2−= ………………………… (4.18)

FIG. 4.8.- DENSIDAD RELATIVA DE LOS FLUIDOS


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En pozos poco profundos la elongación de la TP es pequeña comparada con la elongación de las varillas, por lo que frecuentemente se desprecia. La elongación en una sarta de varillas combinada, se obtiene aplicando la ecuación 4.17 a cada una de las secciones de dicha varilla. 4.4.5 Carrera efectiva del Pistón El volumen de aceite manejado durante cada embolada depende del pistón no de la longitud de la carrera de la varilla pulida. Este movimiento relativo es llamado neta o efectiva carrera del pistón y puede definir en forma significante la carrera de la varilla. Puede existir una considerable diferencia entre la longitud de la carrera de la varilla pulida y longitud real del viaje del pistón. Este movimiento relativo entre el pistón y el barril de trabajo nos da la carrera efectiva o neta del pistón, la cual difiere del movimiento de la varilla pulida a causa de los siguientes factores: • Elongación y contracción de varillas y TP • Sobre carrera de pistón • Efecto de vibración de las varillas • Fricciones en las sartas • Presencia de gas en el barril de la bomba Para efectos que determinen la carrera efectiva del pistón solo se consideran, la elongación de las varillas y TP y la sobrecarrera del émbolo que es resultado de la aceleración. La carrera del pistón es disminuida por los efectos de elongación de la sarta de varillas o TP y aumenta con el efecto de sobrecarga. Sp = S + ep – (et + er)………………………………………(4.19) Donde: Sp = carrera efectiva del émbolo, pg S = carrera de la varilla pulida, pg ep = sobrecarga del émbolo, pg et = elongación de la TP, pg


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er = elongación de la varilla, pg 4.5 CÁLCULO DEL EQUIPO SUPERFICIAL En el equipo superficial se deben tomar en cuenta cuatro factores: 1. Contrabalanceo 2. Torque sobre el reductor de engranes 3. Potencia del motor principal 4. Reducción de velocidad 4.5.1 Diseño de Contrabalanceo La función principal en contrabalanceo es almacenar energía en la carrera de bajada cuando la carga en la varilla pulida es bajada y proporcionar energía en la carrera se subida, cuando la carga en la varilla pulida es alta, es decir, distribuir uniformemente durante el ciclo de bombeo las cargas y torques que deben ser sostenidas por el motor principal puede llevar el mismo promedio de cargas tanto en la carrera de subida como en la de bajada esto es: W max. – Ci = Ci – W min………………………. (4.20) El efecto ideal de contrabalanceo es entonces: Ci = 0.5 (Wmax. + Wmin.)………………… (4.21) Ci = 0.5 Wf + Wr (1 – 0.127G)…………… (4.22) Donde: Ci = Efecto de contrabalanceo teórico ideal, lbs W máx. = carga máxima de la varilla pulida, lbs W min. = Carga mínima en la varillas pulida, lbs Wf = Carga del fluido, lbs Wr = Peso de la sarta de varillas, lbs En esta ecuación se observa que el efecto de contrabalanceo ideal es igual a la mitad de la carga del fluido más el peso de la varilla en el fluido. (flotabilidad). La (Fig. 4.9) nos muestra que el efecto de contrabalanceo Cw debido a un


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contrapeso de Wc, depende de la geometría o mecanismo de la unidad de bombeo, de la longitud de la carrera y de la posición del contrapeso. En la (Fig. 4.9) B = ángulo entre la viga oscilante y la horizontal en un tiempo determinada, Y = al ángulo entre el brazo Pitman y la vertical Ф = ángulo entre la biela y la vertical. La distancia del eje de la biela, al centro de gravedad del contrapeso es de y la distancia del eje de la biela al balero del brazo Pitman es r, Fp es la fuerza en el brazo Pitman la cual por el contrapeso siempre es tensión. El punto O representa el eje de la biela y el punto P representa el balero de la viga oscilante, la distancia de este punto a los extremos de la viga son L1 y L2 respectivamente. Tomando momentos con respecto al punto P tenemos: Cw (L2 cos β) = (Fp cos γ ) (L1 cos β ) + (Fp sen γ ) (L1 sen β ) De donde:

( )( ) ( )( )φγ+φγβ=

sensencoscosLcosCwLFp 2 ……………………… (4.23)

Tomando momentos con respecto al punto O. Wc (d sen Ф) = (Fp cos γ ) (R sen Ф) + (Fp sen γ )( cos Ф) De donde:

( )( ) ( )( )φγ+φγγφ=

cossensencossen d WcFp ………………….. (4.24)

Las ecuaciones 4.23 y 4.24 nos dan una relación entre el contrapeso y el contrabalanceo resultante. La relación puede ser simplificada por la suposición de que el ángulo r es muy pequeño todo el tiempo, por lo tanto se desprecia y la ecuación queda:

φφ

=β

βsen r

sen d WccosL

cosCwL1

2 …………………………….. (4.25)

Resolviendo nos queda:

=

2

1LL

rdWcCw …………………………… (4.26)

Adicionalmente el efecto de contrabalanceo se puede prevenir por desbalanceo estructural de la instalación superficial misma, si llamamos a esto efecto Cs el


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efecto total de contrabalanceo en la varilla pulida es:

+=

2

1LL

rdWcCsC ………………………….. ( 4.27)

FIG. 4.9 EFECTO DE CONTRABALANCEO


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4.5.2 Calculo de Torque o Par El calculo del torque es parecido a lo que se hizo en el diseño de contrabalanceo. Como ya esta establecido, las unidades de bombeo están valorizadas de acuerdo con el máximo torque permisible en la reducción de engranes. Si en las condiciones geométricas de la instalación superficial no es considerado (es decir, L1 = L2) el desbalanceo estructural despreciable, la ecuación 4.30 se reduce a: C = 2Wc d/s…………………………………………….. (4.28) Como T = S/2 se sobreentiende que cualquier calculo basado en la ecuación 4.31 es únicamente aproximado. La Fig. 4.9 muestra las fuerzas que actúan en la biela en el instante en que esta forma un ángulo Ф con la vertical medida en el sentido de las manecillas del reloj al empezar la carrera ascendente. La carga de varilla pulida W es transmitida a la biela a través del brazo Pitman el cual suponemos vertical. El torque neto con respecto a O (el cual es el torque en el engrane reductor) es: T = Wr sen Ф – Wc d sen Ф…………………………… (4.29) De la ecuación 4.31 Wc d = CS/2……………………………………………. (4.30) Sustituyendo la ec. 4.33 en la ec. 4.32 tenemos: T = W (S/2) sen Ф – C (S/2) sen Ф T = (W – C) (S/2) sen Ф…………………………………. (4.31) La ecuación 4.34 es la expresión aproximada para el torque instantáneo en la caja de engranes. Los valores máximos posibles para la varilla W y sen Ф son respectivamente la carga máxima en la varilla pulida W máx. y sen 90º = 1 entonces el torque máximo es: Tp (Wmax – C) (S/2)………………………………………….. 4.32 En el intento de predecir el torque máximo de acuerdo a los cálculos de


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contrabalanceo ideal, debe tenerse presente que el contrabalanceo actual de la unidad debe ser algo diferente de lo ideal. Generalmente una unidad puede ser contrabalanceada entre 5 y 10 % del valor ideal. Suponiendo que el contrabalanceo es 90% del valor ideal, la expresión para predecir el torque máximo es: Tp = (Wmax. – 0.90 Ci) (S/2) ………………………………… (4.33) 4.5.3 Reducción de Velocidad del Motor Principal al Cigüeñal de la Unidad. La potencia es transmitida a la polea del motor de diámetro De a la polea de la unidad de diámetro Du por medio de bandas “V”, si la velocidad del motor principal es Ne revoluciones por minuto, la velocidad de la banda es: Vb = πDe Ne pg/min………………………………….. (4.34) Y la velocidad de la polea de la unidad es: Nu = Vb/ π Du = Ne (De / Du) r.p.m…………………. (4.35) Si la relación de engranes en la caja es Z, la velocidad de bombeo es: N = Nu / Z = Ne De / Z Du…………………….……… (4.36) 4.5.4 Potencia Requerida para el Motor Principal Dos cargas de potencia deben considerarse en el movimiento de fluido de la bomba a la superficie. Primera.- la potencia hidráulica (Hh) es una manifestación del gasto útil de la energía. Si q barriles por día de líquido con gravedad específica G es levantada de una profundidad de L pies, la potencia necesaria para ejecutar este trabajo es:

hpmin//lbpies33000dmin/1440Lpiesbl/Glb350d/qblHh

−⋅⋅⋅⋅=

Hh = 7.36 x 10-6 GLhp…………………………………. (4.37) LA ecuación 4.40 supone que la bomba este a nivel de trabajo del fluido y desprecia los efectos de la presión de la TP, como una relación más general tenemos: Hh = 7.36 x 10 -6 q G Ln……………………………… (4.38)


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La evaluación neta Ln es la presión diferencial a través de la cual el fluido pasa (al moverse este de la bomba a la superficie) expresada como pies de líquido producido. La evaluación neta difiere de la profundidad a la que este sentada la bomba por los efectos de la presión en la TR ( la cual representa una fuerza que tiende a evitar que el líquido sea levantado). En términos de pies de fluido el efecto de la presión de la TP es la diferencia entre la profundidad de la bomba y el nivel de trabajo del fluido en la TR es decir L-D. El efecto de la presión en la TR pt es adicionada en la elevación actual, esta elevación es equivalente a:

pies0.433

pt pies/Glb4.62

pies/pg144pg/lb pt3

222⇒

⋅ ……………………………. (4.39)

La elevación neta es dada por:

( )

+=

+−−=

Gpt31.2DG

433.0ptDLLLn ……………………………… (4.40)

Segunda.- Potencia de carga subsuperficial que debe ser considerada en la pérdida de energía friccional entre la bomba y la varilla pulida. Esta ha sido encontrada empíricamente como perdidas de energía por emboladas. 1/8 Wr x 2S = 0.25 Wr S pg-lbs…………………………………………………… (4.41) Para la bomba que trabaja a velocidad N emboladas por minuto, la potencia por fricción es:

hpmin//pieslb33000pie/pg12

min/lbSNpg Wr25.0Hf⋅

−=

Hf = 6.31-7 Wr SN hp……………………………………….. (4.42) La potencia total en la varilla pulida, por supuesto, es la suma de la potencia hidráulica y por fricción. La potencia al freno para el motor principal debe de suministrar la potencia en la varilla pulida y un factor de seguridad que tenga en cuenta la pérdida de potencia impredecible en el equipo superficial. Un factor de seguridad aceptable es 1.5 en cuyo caso la potencia al freno requerida para el motor principal debe ser: Hb = 1.5 (Hh + Hf)………………………………………………… (4.43)


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4.6 DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN DE BOMBEO MECÁNICO El objetivo de una instalación de bombeo mecánico es levantar el fluido de la formación a la superficie a razón de un volumen deseado. Por esto los factores a considerar para el diseño son: 1. gasto de producción deseado, bls/día 2. elevación neta del fluido, pies 3. presión en la cabeza del pozo, psi 4. densidad relativa de los fluidos del pozo 5. eficiencia volumétrica en la bomba. El conocimiento de estos factores hacen posible el conocimiento óptimo del tamaño del pistón, con lo cual resulte un mínimo de carga en las varillas y en el equipo superficial, torque mínimo en la caja de engranes y un requerimiento mínimo de potencia requerida para el motor. La determinación del tamaño del pistón permite la selección del tamaño de la TP, el tamaño de las varillas y la longitud de la carrera, así como la velocidad de la bomba, el torque requerido en la unidad y la potencia requerida en el motor. 4.6.1 Procedimiento de Diseño 1.- Con la presión de fondo fluyendo, la densidad relativa y la profundidad media

del intervalo productor, se determina el nivel de trabajo del fluido:

−=

DrPff31.2hNTF

2.- Con el nivel de trabajo del fluido y la tabla No 1, se determina la sumergencia

de la bomba y con ella la profundidad de bombeo:

PB = NTF + SB 3.- Con el gasto de producción deseado y la eficiencia volumétrica de la bomba,

se calcula el desplazamiento de la misma:

EvQPD =


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4.-Con el valor de desplazamiento de la bomba y la profundidad de bombeo, se entra a la tabla No 13 para obtener la longitud de carrera y el tamaño API de la unidad. De las recomendaciones del fabricante se selecciona la unidad de bombeo que tenga la longitud de carrera deseada y la clasificación API.

5.- De las tablas No 2 a la 9, se selecciona la adecuada y se obtiene:

• Diámetro del émbolo, pg • Diámetro de la TP, pg • Diámetro de las varillas, pg • Velocidad de bombeo en función a la profundidad de la bomba, emp

6.- De tablas se obtiene:

• Área de varillas, pg2, tabla No 10 • Peso de cada sección de varillas, lb/pie, Tabla No 10 • Área del émbolo, pg2, tabla No 11 • Constante de bomba, tabla No 11 • Área de la TP, pg2,, tabla No 12

7.- Usando las tablas No 12 y 9, se calcula la longitud fraccional de cada varilla

de la sarta. L1 = PB R1 L2 = PB R2 . . . Ln = PB Rn

8.- Cálculo del factor de aceleración de cargas:

α = (S N2) / 70500 9.- Suponiendo que la constante elástica de las varillas es de 30 x 106, se calcula

la longitud de la carrera efectiva del émbolo: ep = (40.8 x PB2 aceleración)/ E

( )( )( )( )[ ]AtEt

LArApDr20.5er2−

=

et = 5.20 (Dr x PB ) / EAt


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++++⋅

−

α+=

AnLn....

AL

AL

AtPB

EDrNTFAp20.5

EPB8.40SSp

22

11

2

10.- Se obtiene el gasto de producción probable y se compara con el gasto de producción deseado, si este gasto no se alcanza, se modifica la velocidad de bombeo.

Q = K Sp N Ev 11.- Se calcula el peso de las varillas en el aire

Wr = M1 L1 + M2 L2 +…+ Mn Ln 12.- Se determina el peso de los fluidos

Wf = 0.433 Dr (PB Ap – 0.249 Wr) 13.-Se calcula la carga máxima sobre la varilla pulida y se compara con la

máxima carga permisible por unidad seleccionada:

PPRL = Wf + Wr (1 + α) 14.- Se calcula la mínima carga sobre la varilla pulida:

MPRL = Wr (1 – α – 0.127Dr) 15.- se calcula el esfuerzo máximo en la parte superior de la sarta de varillas y se

compara con el máximo esfuerzo de trabajo de las varillas a usar:

EMC = PPRL / Arc 16.- se calcula el efecto de contrabalanceo ideal y se compara contra el

contrabalanceo disponible por la unidad seleccionada:

Ci = 0.5 Wf + Wr (1 – 0.127Dr) 17.- De las recomendaciones de los fabricantes se determina la posición de los

contrapesos para obtener el efecto de contrabalanceo ideal. 18.- Suponiendo que el contrabalanceo real de la unidad seleccionada es del

95% del contrabalanceo ideal, se calcula el torque máximo sobre el reductor de engranes y se compara con el torque disponible por la unidad seleccionada:


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TM = (PPRL – 0.95 Ci) (S/2) 19.- se calculan los siguientes parámetros: La potencia hidráulica:

HPh = 7.36 x 10-6 Q Dr Ln La potencia requerida para vencer las caídas de presión por fricción: HPF = 6.31x 10-7 Wr S N La potencia de la varilla pulida PRHP = 1.5 (HPh + HPf)

20.- Si los valores obtenidos en los pasos anteriores son mayores que los

disponibles por la unidad seleccionada, seleccione una unidad más grande o ajuste los parámetros correspondientes.

4.6.1.1 Tablas para el Diseño de Bombeo Mecánico Tabla No 4.1 Nivel de trabajo del fluido y sumergencia de la bomba.

Profundidad del nivel de trabajo Sumergencia de la bomba mts Pies mts Pies

0 – 300 0 – 984 200 656

300 – 500 984 -1640 250 820

500 – 700 1640 – 2296 300 984

700 – 1000 2296 – 3280 350 1148

1000 –1400 3280 – 4592 400 1312

1400 – 2000 4592 – 6560 450 1476

2000 – más 6560 - más 500 1640


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Tabla No 4.2 Datos de diseño para unidades API – 40 con 34” de carrera.

Prof. De la bomba, pies

Tamaño del pistón, pg

Tamaño del TP, pg

Tamaño de la varilla, pg

Velocidad de bombeo

1000-1100 2 ¾ 3 7/8 17 – 12

1100-1250 2 ¼ 3 7/8 17 – 12

1250-1650 2 ¼ 2 ½ ¾ 17 – 12

1650-1900 2 2 ½ ¾ 17 – 12

1900-2150 1 ½ 2 ½ ¾ 17 – 12

2150-3000 1 ½ 2 5/8 – ¾ 17 – 12

3000-3700 1 ¼ 2 5/8 – ¾ 15 – 11

3700-4000 1 2 5/8 – ¾ 14 – 11

Tabla No 4.3 Unidades API – 57 con 42” de carrera

Prof. de la bomba, pies


Tamaño del TP, pg


Velocidad de bombeo

1150-1300 2 ¾ 3 7/8 17 – 12

1300-1450 2 ½ 3 7/8 17 – 12

1450-1850 2 ¼ 2 ½ ¾ 17 – 12

1850-2200 2 2 ½ ¾ 17 – 12

2200-2500 1 ¾ 2 ½ ¾ 17 – 12

2500-3400 1 ½ 2 5/8 – ¾ 16 – 11

3400-4200 1 ¼ 2 5/8 – ¾ 15 – 10

4200-5000 1 ¼ 2 5/8 – ¾ 14 – 10

Tabla No 4.4 Unidades API – 80 con 48” de carrera.


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Prof. De la

bomba, pies Tamaño del pistón, pg

Tamaño del TP, pg


Velocidad de bombeo

1400-1550 2 ¾ 3 7/8 17 – 12

1550-1700 2 ½ 3 7/8 17 – 12

1700-2200 2 ¼ 2 ½ ¾ 17 – 12

2200-2600 2 2 ½ ¾ 17 – 12

2600-3000 1 ¾ 2 ½ ¾ 16 – 11

3000-4100 1 ½ 2 5/8 – ¾ 16 – 11

4100-5000 1 ¼ 2 5/8 – ¾ 14 – 10

5000-6000 1 2 5/8 – ¾ 12 – 10

Tabla No 4.5 Unidades API – 114 con 54” de carrera



Tamaño del TP, pg


Velocidad de bombeo

1700-1900 2 ¾ 3 7/8 17 – 12

1900-2100 2 ½ 3 7/8 17 – 12

2100-2700 2 ¼ 2 ½ ¾ 17 – 12

2700-3300 2 2 ½ ¾ 16 – 11

3300-3900 1 ¾ 2 ½ ¾ 15 – 10

3900-5100 1 ½ 2 5/8 – ¾ 14 – 10

5100-6300 1 ¼ 2 5/8 – ¾ 12 – 9

6300-7000 1 2 5/8 – ¾ 10 – 9

Tabla No 4.6 Unidad API – 160 con 54” de carrera


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Prof. de la


Tamaño del TP, pg


Velocidad de bombeo

2000-2200 2 ¾ 3 7/8 17 – 12

2200-2400 2 ½ 3 7/8 16 – 12

2400-3000 2 ¼ 2 ½ ¾ 16 – 12

3000-3600 2 2 ½ ¾ 16 – 11

3600-4200 1 ¾ 2 ½ ¾ 15 – 10

4200-5400 1 ½ 2 5/8 – ¾ 14 – 10

5400-6700 1 ¼ 2 5/8 – ¾ 12 – 8

6700-7750 1 2 5/8 – ¾ 10 – 8

Tabla No 4.7 Unidad API – 228 con 74” de carrera



Tamaño del TP, pg


Velocidad de bombeo

2400-2600 2 ¾ 3 7/8 17 – 13

2600-3000 2 ½ 3 7/8 16 – 11

3000-3700 2 ¼ 2 ½ ¾ - 7/8 15 – 10

3700-4500 2 2 ½ ¾ - 7/8 14 –9

4500-5200 1 ¾ 2 ½ ¾ -7/8 12 – 8

5200-6800 1 ½ 2 5/8 – ¾ - 7/8

11 – 7

6800-8000 1 ¼ 2 5/8 – ¾ - 7/8

9 – 6

8000-8500 1 1/16 2 5/8 – ¾ - 7/8

7 – 6

Tabla No 4.8 Unidad API 320 con 84” de carrera.


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Prof. de la


Tamaño del TP, pg


Velocidad de bombeo

2800-3200 2 ¾ 3 7/8 16 – 11

3200-3600 2 ½ 3 7/8 14 – 10

3600-4100 2 ¼ 2 ½ ¾ - 7/8 – 1

14 – 10

4100-4800 2 2 ½ ¾ - 7/8 – 1

13 – 9

4800-5600 1 ¾ 2 ½ ¾ -7/8 – 1

12 – 9

5600-6700 1 ½ 2 ½ 5/8 – 7/8 – 1

11 – 8

6700-8000 1 ¼ 2 ½ 5/8 – 7/8 – 1

10 – 6

8000-9500 1 1/16 2 ½ 5/8 – 7/8 – 1

7 – 4

Tabla No 4.9 Unidad API 640 con 144” de carrera

Prof. de la bomba, pies


Tamaño del TP, pg


Velocidad de bombeo

3200-3500 2 ¾ 3 7/8 – 1 11 – 7

3500-4000 2 ½ 3 7/8 – 1 10 – 6

4000-4700 2 ¼ 2 ½ ¾ - 7/8 – 1

9 – 6

4700-5700 2 2 ½ ¾ - 7/8 – 1

8 – 5

5700-6600 1 ¾ 2 ½ ¾ -7/8 – 1

7 – 5

6600-8000 1 ½ 2 ½ 5/8 – 7/8 – 1

7 – 4

8000-9600 1 ¼ 2 ½ 5/8 – 7/8 – 1

6 – 3

9600-11000 1 1/16 2 ½ 5/8 – 7/8 – 1

5 – 3

Tabla No 4.10 Datos de varilla de succión


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Diámetro de

varilla, pg Área del metal,

pg2 Peso de varillas en

el aire, lb/pie Const. Elástica,

pg/lb-pie Er x 106

½ 0.196 0.72 1.990

5/8 0.307 1.13 1.270

¾ 0.442 1.63 0.883

7/8 0.601 2.22 0.649

1 0.785 2.90 0.497

1 1/8 0.994 3.67 0.393

Tabla No 4.11 Constante de Bomba

Diámetro del émbolo, pg Área del émbolo, pg2(Ap) Constante, K

5/8 0.307 0.046

¾ 0.442 0.046

15/16 0.690 0.102

1 0.785 0.117

1 – 1/16 0.886 0.132

1 – 1/8 0.994 0.148

1 – ¼ 1.227 0.182

1 – 1/5 1.762 0.262

1 – ¾ 2.405 0.357

1 – 25/32 2.488 0.370

2 3.142 0.466

2 – ¼ 3.976 0.590

2 – ½ 4.909 0.782

2 – ¾ 5.940 0.881

3 – ¾ 11.045 1.640

4 – ¾ 17.721 2.630 Tabla No 4.12 Datos de tuberías de producción


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Diámetro exterior, pg

Diámetro interior, pg

Área del metal, pg2

Constante elástica, pg/lb-pie

Et (1x106) 1.900 1.610 0.800 0.500

2.375 1.995 1.304 0.307

2.875 2.441 1.812 0.221

3.500 2.992 2.590 0.154

4.000 3.476 3.077 0.130

4.500 3.958 3.601 0.111 Tabla No 4.13 Datos para la selección de sarta de varillas combinadas.

Diámetros en las varillas en la sarta (pg) Valor de R

5/8 R1 = 0.759 – 0.0896 (Ap) R2 = 0.241 + 0.0896 (Ap)

¾ - 7/8 R1 = 0.786 – 0.0566 (Ap) R2 = 0.214 + 0.0566 (Ap)

7/8 – 1 R1 = 0.814 – 0.0375 (Ap) R2 = 0.186 + 0.0375 (Ap)

5/8 – ¾ - 7/8

R1 = 0.627 – 0.1393 (Ap) R2 = 0.199 + 0.0737 (Ap) R3 = 0.155 + 0.0416 (Ap)

¾ - 7/8 – 1

R1 = 0.664 – 0.0894 (Ap) R2 = 0.181 + 0.0478 (Ap) R3 = 0.155 + 0.0416 (Ap)

¾ - 7/8 -1 – 1 1/8

R1 = 0.582 – 0.1110 (Ap) R2 = 0.158 + 0.0421 (Ap) R3 = 0.137 + 0.0364 (Ap) R4 = 0.123 + 0.0325 (Ap)

4.6.2 Ejemplo de Diseño de una Instalación.


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Solución: 1.- Calculo del nivel de trabajo del fluido: NTF = h-2.31(Pwf/Dr) = 7290 – (2.31) (1392/0.93) = 3832.4 pies 2.- con el nivel de trabajo del fluido y la tabla No 4.1; se obtiene la sumergencia de la bomba y la profundidad de bombeo: PB = NTF + SB = 3832 + 1312 =5144 pies 3.- con la producción deseada y suponiendo que la eficiencia volumétrica de la bomba es del 90%, se determina el desplazamiento de la misma: PD = Q/Ev = 600/0.90 = 666.7 bpd 4.- Con el desplazamiento de la bomba, la profundidad de bombeo, obtenemos la longitud de carrera y el tamaño API de la unidad que se deberá usar en la tabla 4.9: S = 144 pg El tamaño de la unidad es de 640 5.- De la tabla No. 4.2 a la 4.9 se selecciona la adecuada y se obtiene de la tabla No 4.9 los siguientes datos: a) Diámetro del émbolo Dp = 2 pg b) Diámetro de la TP DTP = 2 ½ pg c) Diámetro de varillas Dv = ¾”, 7/8”, 1” d) velocidad de bombeo correspondiente a la profundidad de bomba N = 13.7 epm 6.- De tablas se obtiene:


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a) de la tabla No 4.10 obtenemos, área y el peso para cada diámetro de varilla a usar

Diámetro de varilla (pg)

Área de varilla (pg2 )

Peso de varilla (lb/pie)

(Dv) (Av) (M)

¾ 0.442 1.63 7/8 0.601 2.16 1 0.785 2.88

b) el área del émbolo y la constante de bomba de la tabla No 4.11 Área del émbolo ( Ap) = 3.142pg2 Constante de la bomba (K) = 0.466 bl/d/pg/epm c) De la tabla No. 4.12 obtenemos el área de la TP: At = 1.812 pg2 Usando las tablas No. 11 y la 13, se obtiene la longitud fraccional de cada sección de varillas: R1 = 0.664 - 0.0894 Ap = 0.664 - (0.0894 * 3.142) = 0.383 R2 = 0.181 + 0.0478 Ap = 0.181 + (0.0478 * 3.142) = 0.331 R3 = 0.155 + 0.0416 Ap = 0.155 + (0.0416 * 3.142) = 0.286 7.- En este punto se determina la longitud de cada sección de la sarta, considerando varillas de 25 pies de longitud: L1 = PB R1 = 5144 x 0.383 =1970 pies/25 =79 varillas de ¾ “ L2 = PB R2 = 5144 x 0.331 = 1702 pies/25 = 68 varillas de 7/8” L3 = PB R3 = 5144 x 0.286 = 1471 pies/25 = 59 varillas de 1” 8.- el factor de aceleración de carga se obtiene de la siguiente manera: Aceleración = (S N2)/70500 = (144) (13.7)2/70500 = 0.383 9.- Suponiendo que el modulo de elasticidad de las varillas es de 30 x 106, se calcula longitud de la carrera efectiva del émbolo: SP = S + ep – (et +er)


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SP = 144 + [(40.8 x 51442 x 0.383)/ 30x106] – [5.20 ((0.93 x 3832 x 3.142)/30x106)][ (5144/1.812)+ (1970/0.442) + (1702/0.601) + (1471/0.785)] = 134.5 pg 10.- Con la eficiencia volumétrica estimada, se determina la producción probable y se compara con la producción deseada: Q = PB Ev = 0.1484 Ap SP N Ev = K SP Ev = (0.466) (134.5) (13.7) (0.80) =687 bpd Al comparar las producciones nos damos cuenta que la deseada es menor que la calculada, el diseño se continua. 11.- con los datos de M y L, se calcula el peso de la sarta en el aire: Wr = (1.63) (1970) + (2.16)(1703) + (2.88)(1471) = 11126 lb 12.- Calculo del peso de los fluidos bombeados: Wf = 0.433 Dr ((PB) (Ap) – (0.294 Wr)) Wf = 0.433 [0.93 ((5144 x 3.142) – (0.294 x 11126))] = 5191 lb 13.-En este punto se calcula la carga máxima sobre la varilla pulida y se compara con la máxima carga permitida por la unidad seleccionada: PPRL = Wf + Wr (1 + aceleración) = 5191 + 11126 ( 1 + 0.383) = 20578 lb 14.- Mínima carga que actúa sobre la varilla pulida: MPRL = Wr (1-aceleración – (0.127)(Dr)) = 11126(1 – 0.383 – (0.127x0.93))= 5551 lb. 15.- Determinar el esfuerzo máximo en la parte superior de la sarta de varillas y se compara con el máximo esfuerzo de trabajo de las varillas seleccionada: EMC = PPRL/Arc = 20578 / 0.785 = 26214 psi 16.- Se calcula el valor del efecto de contrabalanceo ideal y se compara con el de la unidad seleccionada: Ci = 0.5 Wf + Wr (1- (0.127 Dr)) = (0.5) (5191) + [11126(1- (0.127x 0.93))] = 12407 lb


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17.- De las recomendaciones de los fabricantes, se determina la posición de los contrapesos para que se obtenga el efecto de contrabalanceo ideal. 18.- Tomando como el efecto de contrabalanceo real (CBE) es el 95% del ideal, se calcula el valor del máximo torque ejercido sobre el reductor de engranes y se compara con el torque disponible por la unidad seleccionada: TM = (PPRL - CBE) (S / 2) = (20578 – (0.95x12407)) (144/2) = 632,977 pg-lb El torque disponible para la unidad seleccionada es 640000 pg-lb 19.- Calculo de la potencia que se debe disponer en la varilla pulida: Potencia Hidráulica: HPh = 7.36 x10-6 Q Dr PB = 7.36x10-6 (687)(0.93)(5144) = 24 hp Potencia para vencer la fricción: HPf = 6.31x10-6 Wr S N = 6.31x10-6 (11126) (144) (13.7) = 14 hp Potencia requerida de la varilla pulida: PRHP = 1.5 (HPh + HPf) = 1.5 (24 + 14) = 57 hp 20.- Puesto que los parámetros de operación calculados en este ejemplo pueden ser manejados por la unidad seleccionada, se puede decir que el diseño es bueno.

Serie 375 / (3.75" D.E.)

Serie 450 / (4.56" D.E.)

H.P. Volts Amps Hp Volts Amps 7.5 415 13.5 8.4 415 14.2

10.5 400 20 12.6

390 21 690 12 455 18

15 330 34 16.8

390 24.6 415 27 415 25.9

19.5 415 35 21

445 30 650 22.5 450 29.5

22.5 440 38.5

25.2 450 35.5

750 22.5 465 34.2 25.5 650 29.5 540 29.5


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780 24.5 775 20.5 Motores Tandem 29.4

450 41.1 30 630 35.5 710 26 39 575 51 33.6 415 51 45 660 51.5

37.8 465 50.7

51 740 51.5 585 40.2 100 38 725 32.5 1250 31

46.2 570 50.3

58.5 860 51 705 40.5 67.5 990 51.5 845 34 90 1320 51.5 54.5

670 50 102 1480 51.5 845 39.5

63

670 57.3 775 50

Serie 738 / (7.38" D.E) 980 39.5 HP Volts Amps 71.5

775 57.3 200 2300 54 880 50.5

220 1350 2300

101 59

Motores Tandem

240 2300 65 109 950 71 260 2300 70 126 1080 72

Motores Tandem 143 840 105 400 2300 108 440 2000 136 480 2200 135 520 2300 140

Serie 456 Serie 540 (4.56”D.E.) (5.43” D. E.)

HP Volts Amps HP Volts Amps 10 440 15

20 445 29

15 440 2.3 762 17

750 13.5 30

445 44

20 460 28 720 27.5

760 17

40

445 59

25 420 38 670 39 720 22.5 740 36

30 440 43.5 890 30


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765 25 50

430 75

35

400 43.5 740 44 690 25 920 35

800

60

445 87

40 450 57 665 58 675 38 755 52 900 28.5 890 44

50

700 45.5 70

775 58 840 38 880 51 980 32.5 1035 44

80

685 76

60 670 57 770 66 840 45.5 890 58

1000 38 1185 44

70

980 45

100

740 85 785 57 855 74

1170 38 960 66

80 900 57 1100 58

1120 46

120

770 98 1350 38 890 85

90 1000 57 1330 57 1260 45

130 835 98

1500 38 965 84

100

1120 57 150 965 97

970 66 160 1015 99

1400 45.5 180 1000 113

110 1080 65

200 1160 108

1240 57 2220 57

120

1000 77 225

1200 120 1170 66 2300 62.5 1350 57 2300 33.5

Serie 456 Serie 540


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(456”D.E.) (5.43”D.E.) Motores Tandem Motor Tandem

140 1080 82.5 240 2060 70 2280 39 260 2150 69.5

160 1270 80 300 2250 83 2160 47.5 320 2230 88.5

180 2270 50 400 2200 115 200 2140 59 800 2475 122 220 2275 62 240 2250 70

4.6.3 Interpretación de Gráficas Dinamométricas. Considerando un sistema de bombeo ideal en el que se suponen las siguientes condiciones: 1.- El bombeo del pozo es lento, es decir, no existen fuerzas de aceleración. 2.- No existe vibración dentro del sistema 3.- No existen fuerzas fricciónales 4.- La válvula de pie abre y la viajera cierra instantáneamente al iniciarse la

carrera ascendente. 5.- La válvula de pie cierra y la válvula viajera abre instantáneamente al iniciar la

carrera descendente 6.- No hay cambios en la longitud de las varillas. Si estas seis condiciones fueran posibles, la gráfica dinamométrica para ese pozo sería un rectángulo como el mostrado en la Fig. 4.10, en la cual la línea AB representa la carrera de subida donde la carga en la varilla pulida es la carga debida al fluido más el peso de las varillas en el fluido. Al final de la carrera ascendente la carga del fluido es inmediatamente transferida a la válvula de pie; la línea CD representa la carrera descendente lo cual nos indica que la carga en la varilla pulida es únicamente el peso de las varillas en el fluido.


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En el caso de un sistema de bombeo mecánico real, ninguno de los seis puntos se cumple, por lo que a continuación se presenta la interpretación de una carta dinamométrica de un sistema de bombeo mecánico real, como se muestra en la (Fig. 4.11) En esta figura, el punto A representa la terminación de la carrera descendente e inicio de la carrera ascendente y el instante en que la válvula viajera cierra, es el momento en que la carga del fluido es transferida a la varilla pulida, como lo muestra la línea A – B, el momentáneo descenso de carga de B – C es el resultado del alargamiento de las varillas el cual ocurre cuando estás toman la carga del fluido, como las varillas se mueven hacia arriba (en relativo) movimiento armónico simple), la carga de aceleración aumenta hasta alcanzar el máximo valor en D, teóricamente a la mitad de la carrera ascendente. Del punto D al E, la carga de aceleración decrece así como la velocidad de las varillas a cero, el punto E representa el final de la carrera ascendente y el principio de la descendente. Cuando las varillas caen, la válvula viajera abre y la de pie cierra. En el punto F la válvula de pie toma la carga de fluido y se nota un marcado descenso en la carga de las varillas pulidas. La carga de aceleración (en la cual la carrera de bajada disminuye la carga de la varilla pulida) aumenta hasta el punto G, cerca de la mitad de la carrera descendente, donde la mínima carga de la varilla pulida ocurre. Del punto G al A la carga de aceleración disminuye causando un aumento en la carga de la varilla pulida. No se ha tomado sin embargo la influencia de las vibraciones y fricciones en el perfil de la carta dinamométrica. Estos factores también dificultan el análisis de la gráfica y siempre están presentes y contribuyen significativamente en la carga total de la varilla pulida. 4.6.4 Sistema Analizador de Pozos (Ecómetro) El principal objetivo de estos sistemas es la de proporcionar todos los datos necesarios para analizar el comportamiento de los pozos y su sistema de producción. Ecómetro El ecómetro es un instrumento, cuyo principio de operación esta basado en la acústica, y nos permite determinar la profundidad del nivel de líquido en un pozo. Existen básicamente dos tipos de aparatos para realizar un registro de nivel, analógico y digital:

• Analógicos: proporcionan una tira de papel térmico en el cual se tiene que

realizar la interpretación.


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• Digitales: Pueden proporcionar, debido a que cuentan con computadora,

nivel de liquido, liquido sobre la bomba, presión de fondo, presión de la columna de gas e inclusive se puede obtener la presión estática.

Principio de Operación

Se genera un pulso de presión el cual viaja a través del espacio anular, al “chocar” con los coples, fluidos o alguna otra obstrucción genera un eco el cual es captado por un micrófono que lo convierte de un pulso de presión a un pulso eléctrico, este es amplificado, filtrado y finalmente grabado en un papel térmico o en la computadora (dependiendo del tipo de aparato que se este utilizando) para su interpretación.

FIG. 4.10.- CARTA DINAMOMÉTRICA IDEAL


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FIG. 4.11 CARTA DINAMOMÉTRICA REAL


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FIG 4.12MODIFICACIÓN A LA CARTA DINAMOMÉTRICA POR EFECTO DE ALARGAMIENTO Y CONTRACCIÓN DE LAS VARILLAS.

CARRERA DESCENDENTE

CARRERA ASCENDENTE

0


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4.13 MODIFICACIÓN A LA CARTA DINAMOMÉTRICA POR EFECTO DE VIBRACIONES DE LA SARTA DE VARILLAS

0

CARRERA ASCENDENTE

CARRERA DESCENDENTE


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GRÁFICA DE UN REGISTRO DE ECOMETRO


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4.7 EQUIPO SUPERFICAL Y GEOMETRÍA DE LA UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO La geometría de todas las unidades de bombeo mecánico cae dentro de dos clases:

1. La clase I, tiene el reductor de engranes colocado en la parte trasera con apoyo a la mitad del balancín y está representado por la unidad convencional. Su apoyo está cerca del centro, el esfuerzo del motor principal está aplicado en un extremo del balancín y la resistencia de la carga del pozo está aplicada en el extremo opuesto del balancín.

2. La clase III, con el reductor de engranes colocado al frente,

representada por las unidades Mark II y aerobalanceada. Para ambas unidades, el esfuerzo y resistencia se aplican en un mismo extremo del balancín con relación al apoyo que se encuentra en el otro extremo.

Las diferentes distribuciones de palancas y localización de los cojinetes en el balancín con relación a la flecha de la manivela, dan como resultado las distintas geometrías. 4.7.1 Efectos de la Geometría en las Unidades de Bombeo Mecánico Existen tres factores que controlan el movimiento de la carrera descendente y la velocidad de bombeo:

1. Longitud de carrera. 2. Fuerzas que retardan la carrera descendente. 3. Geometría de la unidad.

Cuando la unidad está elevando al fluido, hay varios factores importantes que deben reconocerse. Primeramente, el ciclo de bombeo se divide en dos partes: productivo y no productivo. La parte productiva ocurre durante la carrera ascendente cuando se eleva la columna del fluido y el no productivo, durante la carrera descendente que tiene como función principal, regresar a las varillas y al émbolo a su posición en el fondo. El regreso más rápido de las varillas en esta parte del ciclo no productivo hace que la carera ascendente productiva se presente más pronto. La carrera ascendente es productiva por dos razones:

1. Es el tiempo durante el cual la columna de fluidos se eleva.


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2. Es el tiempo durante el cual el fluido del pozo entra al barril de la bomba.

La forma en que realmente trabaja la unidad es: durante la carrera ascendente eleva las varillas y el fluido, durante la carrera descendente, la fuerza de gravedad jala a las varillas hacia abajo en contra de las fuerzas de fricción y flotación. Esto es fácil de entender debido a que el cable colgador de acero trabaja únicamente a tensión y no son capaces de empujar las varillas hacia abajo. En la unidad de bombeo mecánico hay 4 características importantes de movimiento:

1. Aceleración máxima desde el fondo para elevar la carga total de varillas y fluido.

2. El tiempo que dura la carrera ascendente, misma durante el que se

llena el barril de la bomba.

3. Aceleración máxima al iniciar la carrera descendente.

4. Velocidad máxima en la carrera descendente. Debe tomarse como referencia que la velocidad angular de la manivela es constante.

La velocidad angular constante de la manivela en la unidad convencional (clase I), hace que la inversión de movimiento de la varilla pulida en el fondo, se realice con aceleración relativamente alta y la inversión de movimiento en la parte superior, con aceleración relativamente baja. En las unidades Mark II y aerobalanceadas (clase III), las características de aceleración son opuestas. Esta geometría hace que el sistema realice la inversión de movimiento en el fondo con baja aceleración y en la parte superior con un poco más de aceleración que en la unidad convencional. 4.7.1.1 Unidad de Bombeo Mecánico Convencional En la U.B.M. convencional su balanceo es a través de contrapesos y su rotación (vista del lado izquierdo de la unidad) es en contra de las manecillas del reloj, puede operar en sentido contrario pero no se debe, ya que la rotación de los dos lados por su sistema interno da lubricación a los engranes del reductor. (Fig. 4.12)


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FIG. 4.12 UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL


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Partes que completan la Unidad de Bombeo Mecánico Convencional: 1. Cojinete central 2. Balancín 3. Cabeza de caballo 4. Escalera 5. Cable colgador 6. Barra portadora o elevador 7. Posta Sampson 8. Varilla pulida 9. Muñón 10. Contrapeso 11. Patín 12. Palanca de freno 13. Motor principal 14. Cable de freno 15. Guarda bandas (tolva) 16. Freno 17. Reductor de engranes 18. Brazo Pitman (bielas) 19. Compensador 20. Cojinete compensador 21. Manivela 4.7.1.2 Unidad de Bombeo Mecánico MARK II En la U.B.M. Mark II su balanceo es a través de contrapesos y su rotación (vista del lado izquierdo de la unidad) es conforme a las manecillas del reloj, ya que su sistema de lubricación en el reductor es exclusivamente para esta rotación, no puede operar en rotación contraria por que dañaría considerablemente el reductor. Partes principales de las unidades de bombeo mecánico (U.B.M.) MARK II (Fig. 4.13) Motor Su función es proporcionar a la instalación energía mecánica, que es transmitida a la bomba y usada para elevar el fluido. El motor principal seleccionado para una unidad dada, debe por supuesto, tener suficiente potencia para elevar el fluido al ritmo deseado, desde el nivel de trabajo de fluido en el pozo. El motor principal puede ser una máquina de combustión interna o puede ser un motor eléctrico.


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Tablero de Control Estos motores son trifásicos, alimentados a 440 volts y cuentan con tablero de control que proporciona las siguientes funciones:

1. Función on-off para poner en operación y sacar manualmente de operación el motor.

2. Protección contra bajo voltaje.

3. Protección contra alto voltaje.

4. Protección contra sobre cargas (alto amperaje).

5. Protección contra sobrecalentamiento. Esta protección está

señalizada por unos sensores térmicos (Termotectores), colocados dentro de devanado del motor.

6. Retardo a voluntad del operador para el arranque del motor, después

de colocar el switch en la posición “on”, o de que se vuelva a energizar la línea.

7. Cronómetro para controlar los periodos de operación y de descanso de

la unidad, a fin de permitir a voluntad la recuperación del pozo. Juego de Polea del Motor de Pequeño Diámetro, Bandas y Polea de la Caja Reductora de Gran Diámetro. Este acoplamiento con bandas, transmite el par motriz a la caja de engranes, y al mismo tiempo reduce la velocidad angular (r.p.m.), la cual después es reducida aún más por la caja de engranes. Reductor de Engranes Su función es reducir la velocidad del motor principal a una velocidad de bombeo adecuada. La polea del reductor de engranes, es el miembro que recibe la potencia del motor principal a través de bandas. Manivela Acoplada en la salida de la caja de engranes (la entrada está en la polea), gira en un rango de 9 a 11 r.p.m.; y transmite este movimiento a través del


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muñón a los brazos “pitman” o bielas, convirtiéndolo en movimiento alternativo. Brazos Pitman o Bielas Convierte el movimiento de rotación de la manivela en movimiento alternativo, transmitiéndolo a la vigueta central a través del compensador y del cojinete, rodamiento o balero del compensador. Compensador o Vigueta Compensadora Recibe el movimiento alternativo de los brazos pitman, a través de dos flejes complementarios de la biela, y lo transmite a la vigueta central a través del cojinete compensador. Cojinete del Compensador Conecta el brazo pitman a la vigueta compensadora. Vigueta Central o Balancín Recibe el movimiento alternativo del compensador, a través del cojinete compensador y balanceándose en el cojinete central, hace que la “cabeza de caballo” o “cabeza de mula” en su otro extremo suba y baje. Cojinete Central Sirve de punto de pivoteo de la vigueta central. Cabeza De Caballo Sube y baja fi ja al extremo delantero de la vigueta central, y transmite este movimiento al cable colgador, el cual a su vez a través de su block colgador y la grampa de la varilla pulida, transmite este movimiento a la sarta de varillas y éstas a la bomba subsuperficial. Cable Colgador Cable de acero trenzado de 1 1/4”∅ x 40´, sirve de eslabón entre la cabeza de caballo y la varilla pulida, transmitiendo el movimiento alternativo a la sarta de varillas de succión.


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Bloque Colgador Conecta el cable colgador a la varilla pulida a través de la grampa y transmite el movimiento alternativo a esta última. El bloque colgador pende en sus extremos del cable colgador, en medio lleva una ranura en donde el personal operativo o de mantenimiento aloja a la varilla pulida. Para evitar que ésta se salga, se cuenta con un candado. El bloque colgador levanta la sarta en la carrera ascendente de la U.B.M., apoyándose en la grampa o grapa para varilla pulida. Freno Se utiliza para inmovilizar la unidad, después de haber parado el motor, a fin de proporcionar mantenimiento a la misma. Poste Maestro, Sampson Post o Tripié Sirve de soporte del balancín por medio del cojinete central, soporta todo el peso de la sarta de varillas, en la parte inferior, se apoya por medio de tornillería en el patín de la unidad. Patín Construido con viguetas “Ι” sirve de apoyo al poste maestro, reductor, motor, tolva guardabandas; va anclado por medio de tornillos y viguetas a la base de concreto de la unidad. Tornillos de Anclaje y Viguetas de Anclaje Los tornillos van enroscados a los anclajes cimentados en el concreto de la base de la unidad; estos tornillos usan viguetas sujetas por ellos para fijar o anclar el patín a la base de concreto. Base de Concreto El plano de esta base lo proporciona el fabricante y tiene cimentados los coples ancla en donde entran los tornillos de anclaje. Cada tamaño, marca y tipo de la unidad tiene su base de concreto específica, indicándose en un plano elaborado por el fabricante, las dimensiones de la misma y la distribución de los anclajes. Tolva Guardabandas


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El guardabandas está construido de lámina con refuerzos “ángulo”, sirve para proteger la vida humana ya que evita que alguien sea atrapado por las bandas, al mismo tiempo evita que el agua de lluvia moje a las poleas y bandas; lo que provocaría deslizamiento entre ellas y como consecuencia calentamiento y rotura de estas últimas.

4.12 UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO MARK II


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Partes que complementan la unidad de Bombeo Mecánico Mark II:

1. Patín 2. Escalera 3. Poste Sampson 4. Cojinete del compensador 5. Balancín 6. Cojinete 7. Cabeza de caballo 8. Compensador 9. Cable colgador 10. Elevador 11. Reductor de engranes 12. Manivela 13. Contrapeso 14. Protección metálica 15. Muñón 16. Freno 17. Brazo Pitman (bielas) 18. Soporte angular 19. Guarda bandas (tolva) 20. Cable de freno 21. Motor principal 22. Palanca de freno

4.7.1.3 Unidad de Bombeo Mecánico Aerobalanceada En la U.B.M. aerobalanceada, su balanceo es a través de aire suministrado por un motocompresor hacia un cilindro amortiguador. El motocompresor se calibra a un paro y a un arranque automático, dependiendo del peso de la sarta de varillas para que el motor principal opere sin esfuerzos. Su rotación y el sistema de lubricación del reductor es igual al de la unidad convencional. (Fig. 4.14) Las partes principales de la unidad aerobalanceada son iguales a la de las unidades Mark II y Convencional.


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FIG. 4.14 UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO AEROBALANCEADA


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Partes que componen a la Unidad de Bombeo Mecánico Aerobalanceada: 1. Cojinete del poste maestro 2. Cojinete del compensador 3. Balancín 4. Cojinete de aire 5. Cabeza de caballo 6. Grampa 7. Cilindro de aire 8. Cable colgador 9. Elevador 10. Vástago del cilindro 11. Muñón 12. Asiento del pistón 13. Manivela 14. Patín de la unidad 15. Cable del freno 16. Motocompensador 17. Palanca de freno 18. Motor principal 19. Guarda bandas (tolva) 20. Poste maestro 21. Refuerzo del poste maestro 22. Escalera 23. Brazo Pitman (bielas) 24. Compensador 25. Reductor 26. Freno 4.7.1.4 Unidad de Bombeo Hidroneumática (Tieben) La Unidad Tieben se compone de dos sistemas Básicos (Fig. 4.15): Sistema Hidráulico.- Consta de un Cilindro Hidráulico de efecto doble una válvula de control direccional de cuatro vías y una Bomba maestra de engranes Este sistema proporciona el movimiento necesario, ascendente y descendente, para el funcionamiento de la Bomba subsuperficial. Sistema de Balanceo Hidroneumático.- Consta de un cilindro hidráulico de efecto simple ; un paquete de tanques de nitrógeno ; un cilindro hidroneumático de efecto doble 5 (acumulador), y una bomba auxiliar de engranajes Este balanceo funciona en base a dos magnitudes, una constante y otra variable:


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La Constante.- Es la cantidad de fluido hidráulico necesario para ocupar la mitad de los dos cilindros, por debajo de cada émbolo y el tubo que los comunica: 5 galones en unidades de 60” de Carrera, 10 galones en unidades de 120” y 15 galones en las de 180”. La variable.- Es la cantidad de nitrógeno que se aplica a los tanques y a la parte superior del acumulador, la cual será proporcional al peso de la sarta de varillas de succión, junto con la columna de crudo. Este sistema equivale a los contrapesos de las unidades convencionales y Mark II, y al cilindro neumático de las unidades aerobalanceadas. Una vez que la presión del nitrógeno sobre la parte superior del émbolo del acumulador equivale al peso de la sarta, el sistema hidráulico descrito al principio, se encarga de romper este equilibrio en uno y otro sentido alternativamente.

4.13 UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO HIDRONEUMÁTICA (TIEBEN)


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Partes que complementan la Unidad de Bombeo Mecánico Hidroneumática (Tieben)

1. Del puerto “a” 2. Para abajo 3. Del puerto “b” 4. Del puerto “a” 5. Del puerto “b” 6. Válvula de control 7. Tablero eléctrico 8. Bomba hidráulica 9. Válvula de disparo de retorno 10. Filtro 11. Bomba de la presión de ascenso 12. Entrada de la válvula de disparo 13. Termómetro para la temperatura 14. Medidor del nivel de aceite 15. Tanque de aceite 16. Tanques de nitrógeno 17. Manguera de venteo 18. Motor eléctrico 19. Acumulador pequeño 20. Del acumulador 21. Para arriba


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CAPITULO VI

BOMBEO ROTATORIO DE CAVIDAD PROGRESIVA 6.1 INTRODUCCIÓN. Las bombas de desplazamiento positivo, llamadas también de cavidad progresiva, están diseñadas para operar en pozos de baja profundidad 600 m, a mediana profundidad 1370 m, aproximadamente. Este diseño ha sido adaptado para bombear aceite de los pozos, ya que no es afectado por los candados de gas y es capas de levantar sedimentos que se encuentran en el interior del pozo como son: Grumos de carbonato de calcio, poli sulfuros, lutita y/o arcilla, aceite viscoso, herrumbre de tubería, etc. Además que dichas bombas pueden manejar producciones variables de acuerdo a cada pozo en particular con tan solo variar las velocidades de bombeo en la superficie. A continuación describimos las partes constitutivas del equipo y su funcionamiento. El equipo subsuperficial consiste de una bomba de desplazamiento positivo que se introduce dentro del pozo cuyas partes principales son: • Estator • Rotor • Varillas de acero convencionales Estator: Está hecho de una camisa de acero en cuyo interior se encuentra vulcanizado, una capa de hule elaborada de un “elastómero sintético”, moldeado a precisión, durable, resistente a la corrosión, el cual esta constituido formado una serie de cavidades selladas y separadas 180° o sea, se forman cavidades helicoidales de doble paso. Rotor: Es un espiral de acero de alta resistencia, maquinada a precisión con un recubrimiento superficial de cromo. Cuando el rotor y el estator se encuentran operando, se forman cavidades definidas y selladas, esto es; conforme el rotor dentro el estator, las cavidades progresan en una dirección ascendente y cuando el fluido entra a una cavidad es inmediatamente impulsado a la superficie en un flujo estable y laminar. Este proceso puede ser comparado con el de una bomba


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de inserción de bombeo mecánico, la cual constantemente opera en su carrera ascendente. Como resultado de este diseño, no se tiene válvulas en su interior que se gasten o ataquen debido a la presencia de partículas sólidas como son: la arena, polisurfuros, sal, grumos de carbonato, arcilla y/o lutitas, herrumbre de la tubería, etc. El estator está suspendido de la tubería de producción y el rotor de la sarta de varillas, la cual es accionada (girada) por el motor instalado en la superficie. 6.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL EQUIPO. 6.2.1 Equipo Subsuperficial. El equipo subsuperficial es un conjunto de estator-rotor que forman la bomba, varillas de succión convencionales y la misma tubería de producción. 6.2.2 Equipo superficial. Este equipo esta compuesto de un estopero, varilla pulida, reductor de engranes, motor eléctrico, freno y tablero de control; si se desea se incluye el cabezal y la “tee” de flujo para la descarga a la línea de escurrimiento. En la superficie se encuentra el cabezal sencillo, consistente de un cuerpo de hierro fundido donde se alojen dos cojinetes; uno de empuje para soportar las cargas verticales y el cojinete radial que es capaz de soportar las fuerzas radiales. Ahí mismo se tienen los engranes para reducir la velocidad del motor a la rotación de la sarta de varillas, que es del orden de 300 a 400 revoluciones por minuto. También se tiene alojado en el cabezal el empaque o sello de tipo común, donde se aloja una serie de 8 empaques de hule y asbesto, así como dos roldanas de bronce para un mejor y durable sello. 6.2.3 Funcionamiento. En el interior del estator gira el rotor impulsado desde la superficie por varillas de succión convencionales. Este movimiento genera cavidades de tal manera que el fluido que llega a la primera es inmediatamente impulsado hacia la siguiente forma progresiva ascendente, hasta la descarga de la bomba, la cual debe encontrarse permanentemente sumergida en el fluido que se bombea. En esta forma el fluido en su trayectoria hacia la superficie llega hasta la “tee” de flujo donde se canaliza hacia la línea de escurrimiento.


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El estopero permite el giro de la varilla pulida en su interior, proporcionando un sello que impide fuga de fluidos a la superficie; la varilla pulida es el medio de conexión entre la caja de engranes y la sarta de varillas de succión.

FIG. 6.1.- BOMBEO ROTARORIO DE CAVIDAD PROGRESIVA

El reductor de engranes es el sistema de transmisión de potencia del motor a la sarta de varillas. En el se logra que el movimiento giratorio horizontal de la flecha del motor, se convierta en movimiento giratorio vertical sobre la varilla pulida. Adicionalmente construye el medio para reducir la velocidad de la flecha del


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motor a una velocidad adecuada. Esta velocidad de bombeo varia en función del cambio de la relación de diámetros entra la polea montada en la flecha del motor y la polea montada en la flecha de reductor de engranes. El movimiento rotatorio de la flecha del motor, se transmite la flecha del reductor de engranes por medio de bandas que corren sobre dichas poleas. El tablero de control es la parte del aparejo a través de la que se alimenta la energía eléctrica al motor, la cual proviene de una línea domestica que en algunos casos necesita del uso de un transformador para elevar el voltaje de dicha línea hasta el requerido por el motor. 6.2.4 Mantenimiento del Equipo y Lubricación. El equipo superficial de estas bombas ha sido diseñado para dar un mínimo de mantenimiento, aún estado la bomba en operación. Es de suponerse que los puntos de mayor falla deben ser los baleros; pero con una atención oportuna se prolonga la vida operativa de los mismos, se requiere que cada mes se le inyecte la grasa requerida o bien cada 800 o 1000 horas de operación para mantenerlos en buenas condiciones. Respecto a la lubricación de los empaques, cada semana se requiere de inyectarle un poco de grasa, o bien, darle el aprieto necesario a la tuerca del estopeño para evitar alguna posible fuga, sin sobrepasar el tanque para evitar algún calentamiento en la flecha. También con el equipo superficial señalado renglones arriba, viene acompañado el tablero de arranque y control del motor eléctrico, que es de tipo sencillo adecuado al tamaño del motor. 6.3 DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN DE BOMBEO ROTATORIO DE CAVIDAD PROGRESIVA.

1.- Usando los datos del pozo analizar que la temperatura del fluido de formación y cualquier agente químico sean compatibles con los materiales de la bomba PC.

2.- Usando la Producción y la profundidad de la bomba ir a la (Tabla 6.1) de Rangos de Aplicación de Bomba adecuada.

3.- Remítase a la (Fig. A6-1) de la bomba correspondiente, usando la curva para determinar el RPM requerido.


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4.- a) Si la transmisión tiene ángulo remítase a la (Tabla 6.2) de Selección de Transmisión, seleccionar la transmisión apropiada 6K o 10k basado en el tamaño de la bomba y profundidad de la misma.

b) Si la transmisión es vertical, entonces ver las especificaciones de la transmisión y seleccionar la apropiada (DH-10, DH-20 o DH-30) basado en la velocidad de la bomba y profundidad de la misma.

5.- La tabla de Rango de Aplicación de Bomba, da un rango típico del motor HP requerido para cada bomba. El motor requerido RPM (4-pole 1750 RPM o 6-pole 1140 RPM) esto dependerá de la velocidad de la bomba y el tipo de transmisión usada. La combustión correspondiente de HP típica es de 1.5 a 2 veces la requerida por el motor HP eléctrico.

6.- Basado en la velocidad de la bomba, tipo de motor y tipo de transmisión hacer la selección de rondana y seleccionar las rondanas requeridas, correas y ejes.

7.- Ver la selección de varilla de succión y seleccionar el tamaño de la varilla de succión API basado en el tamaño de la bomba y profundidad de la bomba. (Tabla 6.3). 8.- De las especificaciones de bomba apropiada determinar el diámetro de estator y diámetro del rotor cresta a cresta. Revisar que el estator arranque en la TR para la profundidad de la bomba. Revisar que el rotor pase a través de la tubería, (Fig. A6-1). 6.3.1 Ejemplo de Diseño de una Instalación

Profundidad de la bomba 1900 pies Gasto (Q) 400 bpd Temperatura del fondo fluyendo 115ºF Presencia de CO2, H2S Ninguna Viscosidad a 115ºF 350 cp Tubería de Producción 2 7/8” Tubería de Revestimiento 7” Tratamiento químico Ninguno 460 Volts, trifásico, 60 Hz

1.- La temperatura es menor que 135ºF, no hay CO2, H2S o tratamiento químico. 2.- De la (Tabla 6.1) Rango de aplicación de bomba, obtenemos el tipo de bomba con el Q y la profundidad de la bomba: 9 etapas 5 bombas


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3.- De la curva (Fig. A6.1) 9 etapas 5 bombas se obtiene la velocidad de 440 RPM para un gasto de 400 bpd a 1900 pies. 4.- a) Si tiene ángulo de transmisión obtenemos el tamaño 6K de la (Tabla 6.2) Angulo de Transmisión.

b) Si es vertical la transmisión de de DH-20. 5.- Para 9 Etapas y 5 bombas el motor eléctrico requerido puede ser un rango de 7.5 -10 HP obtenidos de la (Tabla de Aplicación de Rango de la Bomba, para este ejemplo se selecciona el 10 HP. La transmisión del ángulo 6K necesita un motor de 10 HP y a una velocidad de 1750 RPM. 6.-Para la selección de rondana: a) En el paso 3 la velocidad es 435 RPM pero se redondea a 440 RPM por lo

que, para la (Tabla 6.4) ocupa 435 RPM y se obtienen los siguientes datos:

Motor de rondana 2B 6.8 Transmisión de rondana 2B 5.6 Eje del motor SDS1 Eje de transmisión SDS 1 Correas 2 de cada B 52

b) Transmisión vertical DH-20, con velocidad 440 RPM se toma el valor aproximado de la (Tabla 6.5) en este ejemplo es de 441 RPM, obteniendo los siguientes datos: Motor de rondana 2 B 4.8” Transmisión de rondana 2B 12.4” Eje de motor SDS 1 5/8” Eje de transmisión SK 2” Correas Cada 2 de una B60

7.- De las recomendaciones de API (Tabla 6.3) escoger varillas de succión de ¾”.

8.- El diámetro del estator es 3.5” y la diámetro del rotor es 1.920” por lo tanto, no hay problema de arranque en TR de 7” y 2 7/8” de TP. (Fig. A6-1).


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Especificaciones y Dimensiones: Longitud del rotor 98 ¼” Diámetro del rotor 1.916-1.920 pg Líneas del rotor 7/8” API Peso del rotor 50 lb Longitud del estator 105 pg Diámetro del estator 3 1/2” Línea del estator 2 7/8” Peso del estator 101 lb Tamaño del sello 5/8” Torque máx. 1750 pg/lb

FIG. A6-1


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RANGOS DE APLICACIÓN DE BOMBA

Bomba Motor HP Gasto Máximo Bombeado

Máxima Profundidad de la Bomba

(pies) 5 etapas 2 1-2 35 1000 9 etapas 2 1-3 35 2000 5 etapas 3 1-3 100 1000 9 etapas 3 3-5 100 2000 14 etapas 3 3-7.5 100 3000 18 etapas 3 7.5-10 100 4000 9 etapas 4 5-10 250 2000 18 etapas 4 10-15 250 4000 9 etapas 5 7.5-10 500 2000 18 etapas 5 15-20 500 4000

TABLA 6.1

SELECCIÓN DE TRANSMISIÓN

Tamaño de bomba Profundidad de la bomba (pies) 0 - 1000 1000 – 2000 2000 - 3000 3000 - 4000

5 etapas 2 6k 5 etapas 3 6K 9 etapas 2 6K 9 etapas 3 6K 9 etapas 4 6K 9 etapas 5 6K

14 etapas 3 6K 18 etapas3 6K 6K* 18 etapas 4 6K ** 10K 18 etapas 5 10K 10K

TABLA 6-2

Nota: * Si las varillas son de 7/8” o más largas entonces usar 10K

** Si las varillas son de 7/8” o mas largas entonces usar 10K


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SELECCIÓN DE VARILLA DE SUCCION

Tamaño de bomba

Profundidad de la bomba (pies) 0 -

1000 1000 - 2000 2000 - 3000 3000 - 4000

5 etapas 2 5/8 5 etapas 3 5/8 9 etapas 2 5/8 5/8 9 etapas 3 5/8 5/8 9 etapas 4 ¾ ¾ 9 etapas 5 ¾ ¾ 14 etapa 3 ¾ 18 etapa 3 ¾ ¾ 18 etapa 4 ¾ 7/8 18 etapa 5 7/8 7/8

TABLA 6.3

SELECCIÓN DE RONDANA

6K N3500 ANGULO DE TRANSMISION 1750 RPM

RPM Radio Rondana de Transmisión

Motor de Transmisión Correas

61 5.88 20.0 3.4 75 78 4.6 18.4 4.2 72 107 3.35 15.4 4.6 66 125 2.85 15.4 5.4 66 148 2.41 15.4 6.4 66 155 2.30 12.4 5.4 60 185 1.93 12.4 6.4 64 208 1.72 8.6 5.0 54 225 1.59 8.6 5.4 54 241 1.48 6.8 4.6 52 263 1.36 6.8 5.0 52 283 1.26 6.8 5.4 52 316 1.13 6.8 6.0 52 336 1.06 6.8 6.4 54 357 1 6.8 6.8 54 380 0.94 6.4 6.8 54 406 0.88 6.0 6.8 52 435 0.82 5.6 6.8 52 452 0.79 6.8 8.6 56 510 0.70 6.0 8.6 56 549 0.65 5.6 8.6 56


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TABLA 6.4 SELECCIÓN DE RONDANA DH-10 Y DH-20

TRANSMISION VERTICAL, 1140 RPM

PM Radio Rondana de Transmisión

Motor de Transmisión Correas

193 5.88 20.0 3.4 75 216 5.26 20.0 3.8 75 239 4.76 20.0 4.2 75 285 4.0 18.4 4.6 72 297 3.83 18.4 4.8 72 322 3.54 18.4 5.2 75 355 3.21 15.4 4.8 66 385 2.96 15.4 5.2 66 428 2.66 15.4 5.8 66 441 2.58 12.4 4.8 60 478 2.38 12.4 5.2 60 550 2.07 12.4 6.0 62

TABLA 6.5


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CAPITULO VII

BOMBEO HIDRÁULICO

7.1 INTRODUCCIÓN. Dentro de los Sistemas Artificiales existentes en la Industria Petrolera, esta el Bombeo Hidráulico, el cual consiste en la recuperación del aceite aportado por el Yacimiento en el fondo del pozo mediante la inyección de un fluido motriz que levanta consigo la producción del fluido hasta la superficie. El proceso de Bombeo Hidráulico se basa en el principio hidráulico que establece:

“Si se ejerce una presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente, dicha presión se transmite en todas direcciones con igual intensidad”.

EL Bombeo Hidráulico se clasifica en: 1. Bombeo Hidráulico tipo pistón. 2. Bombeo Hidráulico tipo chorro o jet. 7.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN. El Bombeo Hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos años; ya que ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas artificiales. El Bombeo Hidráulico tipo pistón consiste en un sistema integrado de un motor y una bomba reciprocante, como equipo superficial acoplado a una tubería conectada al pozo, este equipo superficial transmite potencia a una unidad instalada en el fondo del pozo mediante acción hidráulica a través de la inyección de un fluido motriz, el cual es accionado por el equipo superficial. El equipo subsuperficial es un acoplamiento reciprocante cerrado de bomba y motor. El fluido motriz entra directamente al motor a alta presión a través de una tubería y regresa a la superficie, una vez que ha cedido energía a los fluidos producidos, ya sea a través de la misma tubería que el fluido motriz o bien a través de una tubería separada. 7.2.1 Principio de Operación. La presión esta definida como una fuerza que actúa sobre un área, si se modifica esta área de fuerza aumenta o disminuye según sea el caso. Esto se ilustra en la


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(Fig. 7.1), la fuerza de 1 Kg. Ejercida sobre la superficie liquida de 1 cm2, equilibra la fuerza de 100 kg, que actúa sobre el área de 100 cm2; sin embargo desde el punto de vista volumétrico, la fuerza de 1 kg. Debe descender 100 cm para poder desplazar un volumen de 100 cm3 y levantar solo 1 cm la carga de 100kg. En el bombeo tipo pistón el principio se aplica como sigue: La unidad de bombeo consta principalmente de dos pistones unidos entre si por medio de una vainilla. Uno superior denominado “pistón motriz”, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el pistón inferior o pistón de producción, el cual a su vez, impulsa el aceite producido. Si se resta de las áreas de cada uno de estos pistones el área correspondiente a la varilla que los une, se tienen las áreas efectivas sobre las que actúa la fuerza hidráulica proporcionada por el fluido motriz. Por lo tanto, si el área del pistón (Am) es igual a la mitad del pistón de producción (Ap), se tiene que ejercer 1 kg de fuerza para vencer cada 0.5 kg de resistencia que presenta el pistón de producción; sin embargo, desde el punto de vista volumétrico se necesitará únicamente medio barril de fluido motriz por cada barril de aceite producido, la (Fig. 7.2) muestra diferentes relaciones entre las áreas de dichos pistones. 7.2.2 Sistema de Inyección del Fluido Motriz. En la inyección del fluido motriz existen dos sistemas circuito cerrado y circuito abierto. La diferencia entre estos, es la forma en que el fluido remota a la superficie, después de operar la unidad de bombeo en el fondo del pozo. 7.2.2.1 Circuito Abierto. El sistema de inyección de sistema abierto fue el primero que se utilizó y su aplicación es la más sencilla y económica. En este sistema el fluido motriz retorna a la superficie mezclada con el aceite producido, ya sea a través de la tubería de descarga o por el espacio anular de las tuberías de revestimiento, producción o inyección, dependiendo del equipo superficial que se tenga. Este sistema tiene ventajas de ser económico, de bajar el porcentaje de agua salada a los pozos el introducir aceite limpio, reduciendo así la corrosión, también se reduce la viscosidad en pozos que producen aceite pesado. Sin embargo, tiene la desventaja de incrementar el volumen bruto de fluido que deberá ser tratado en la superficie para obtener aceite limpio y continuar la operación. (Fig. 7.3). 7.2.2.2 Circuito Cerrado. El sistema de inyección en circuito cerrado es el método más complejo que existe actualmente. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie, independientemente del aceite producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque


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almacenador y formando un circuito cerrado. Esto se logra por medio de una tubería adicional que va alojada en un dispositivo mecánico llamado “cámara de fondo”, instalado en el fondo del pozo. En este sistema se utiliza un elemento de empaque en la unidad de bombeo, que permite aislar el fluido motriz del producido. Las ventajas que proporciona este sistema son: la medición exacta de los fluidos producidos por el pozo y la determinación del desgaste sufrido por la unidad de bombeo al incrementarse el volumen de fluido motriz utilizado en la lubricación de los pistones, esto facilita la programación del mantenimiento(Fig. 7.4). La (Fig. 7.5) muestra las presiones y perdidas por fricción que afectan al bombeo hidráulico. 7.2.3. Instalaciones Subsuperficiales. En un sistema de bombeo hidráulico intervienen diferentes variables tales como: La profundidad de los pozos. El diámetro de las tuberías de revestimiento. Los volúmenes de aceite y gas producidos, etc. Las instalaciones subsuperficiales se clasifican en: 7.2.3.1 Bomba Fija. En este tipo de instalaciones la unidad de bombeo, está unida mecánicamente a la tubería, por lo que su introducción o extracción del pozo va ligada a dicha tubería. Dentro de este tipo de bombas existen los siguientes tipos. A excepción del tipo denominado bomba fija para la tubería de producción, que opera únicamente en circuito abierto, los tipos restantes pueden ser operados ya sea en circuito abierto o cerrado. 1. Bomba fija insertada.- En esta instalación la bomba está conectada a una tubería de inyección que se introduce en la tubería de producción la cual lleva una zapata en su extremó inferior donde se asienta la bomba, la tubería de inyección puede ser de ¾”, 1”, 1-1/4”, dependiendo del diámetro de la tubería de producción. En la (Fig. 7.6) se muestra esta instalada operando con circuito


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FIG. 7.1.- REPRESENTACIÓN DE FUERZAS DE EQUILIBRIO

FIG. 7.2.- RELACIÓN ENTRE ÁREAS DE PISTONES


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FIG. 7.3.- INSTALACIÓN CON CIRCUITO ABIERTO

FIG. 7.4.- INSTALACIÓN CON CIRCUITO CERRADO


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FIG. 7.5.- PRESIONES Y PÉRDIDAS POR FRICCIÓN abierto, donde la mezcla de fluidos motriz – producidos retornan a la superficie

a través del espacio anular (entre TP y T- inyectora).

En la (Fig. 6.7) se opera en circuito cerrado en la cual se requiere de una tubería adicional por donde descarga el aceite producido. Este tipo de instalaciones puede ser utilizado en pozos de terminación doble, con tubería


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de revestimiento de diámetro reducido en donde se utilizan unidades de bombeo de 2” y 2-1/2” de diámetro.

2. Bomba fija para tubería de revestimiento.- Esta instalación permite manejar un

volumen de producción alto por medio de unidades de bombeo de 3” o 4” de diámetro, conectadas en el extremo inferior de la tubería de producción. En el otro extremo, la unidad de bombeo lleva un empacador recuperable que permite fijarla a la tubería de revestimiento, aislado al mismo tiempo el espacio anular. Cuando se opera en circuito abierto, (Fig. 7.8) el aceite producido entra a la unidad de bombeo a través del empacador y descarga en el espacio anular donde se mezcla con el fluido motriz. Para operar esta instalación en circuito cerrado se necesita una tubería adicional, la cual puede ser paralela (Fig. 7.9) o concéntrica, (Fig. 7.10). en el primer caso, el fluido motriz retorna por la tubería de descarga y el aceite producido por el espacio anular; en el segundo caso, el fluido retorna por el espacio entre la tubería de producción y la tubería de inyección, mientras que el fluido producido lo hace a través del espacio anular de las tuberías de producción y revestimiento.

3. Bomba fija para tubería de producción.- esta instalación es similar a la de la

bomba fija insertada y puede ser utilizada cuando se requiera una unidad de bombeo de mayor capacidad con la misma instalación. Esta unidad va conectada a las tuberías, tanto la de producción como la de inyección y solo puede ser operada en circuito abierto.

7.2.3.2 Bomba Libre En este tipo de instalaciones la unidad de bombeo no está conectada a ninguna de las tuberías, por lo que puede ser anclado por circulación del fluido motriz y desanclado por circulación inversa. a.- Bomba libre con tuberías paralelas.- Este tipo de instalaciones se muestra en

la (Fig. 6.11), operando en circuito abierto, que consiste fundamentalmente en dos tuberías paralelas unidas en su extremo inferior, formado un tubo en “U” en cuyo fondo se tiene una válvula de pie que permite la circulación del fluido motriz o bien, la entrada del aceite producido. En la parte superior de esta válvula se encuentra un asiente donde se aloja la unidad de bombeo. Cuando se opera en circuito cerrado (Fig. 6.12) se utilizan tres tuberías y se cuenta con una cámara de fondo que permite al elemento de empaque de la unidad de bombeo, aislar, tanto el espacio anular como a las dos secciones de esta unidad. Este tipo de instalación facilita la liberación del gas de formación a través del espacio anular, lo que significa una mayor eficiencia el sistema.

b.- Bomba libre para tuberías de revestimiento.- Como en el caso de bomba fija para tubería de revestimiento, en este tipo de instalación también se usa empacador recuperable en el extremo de la tubería de producción. En la (Fig.


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6.139 se muestra esta instalación operando en circuito abierto, donde la mezcla del fluido motriz y del aceite producido retornan por el espacio anular a través de un nicle de ventana instalado en la parte inferior de la tubería de producción. Cuando se opera en circuito cerrado se utiliza una segunda tubería paralela, a través de la cual retorna el fluido motriz usado, mientras que el aceite producido fluye por el espacio anular.

7.2.4 Equipo Subsuperficial De acuerdo a los diseños desarrollados por cada una de las compañías fabricantes, todos los elementos mecánicos que constituyen el sistema de bombeo hidráulico varías en términos generales pero el principio básico de operación es el mismo. 7.2.4.1 Unidad de Bombeo. Las unidades de bombeo se integran básicamente de tres partes: 1. Un motor de bombeo están con pistón de doble acción. 2. Una válvula motriz que regula el flujo de fluido motriz al motor. 3. Una bomba hidráulica también con pistón de doble acción. Tanto el motor como la válvula constituyen la llamada”sección motriz” y se encuentran localizadas en la parte superior de la unidad; la bomba se encuentra en la parte inferior formando la sección de producción. En la parte superior del pistón motriz va conectada una varilla, denominada varilla de la válvula (4), que es la que hace operar a la válvula motriz; en la parte inferior de este pistón va conectada otra varilla (varilla media) (5) de igual diámetro, que une los dos pistones. En la parte inferior del pistón de producción se encuentra una tercera varilla (varilla inferior) (6) que se aloja en un tubo cerrado en su extremo inferior denominado tubo de balance (7). Tanto varillas como pistones están huecos, lo que permite el paso del fluido motriz a todo lo largo de la unidad hasta el tubo de balance, con lo que se igualan las presiones y la unidad queda totalmente balanceada. Además, en la parte media de los pistones existe un orificio (8), a través del cual se lubrican las paredes del cilindro y del pistón, los pistones llevan una serie de anillos que permiten un mayor ajuste con la camisa, esto reduce las pérdidas de fluido por escurrimiento y el desgaste excesivo de las piezas.


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FIG. 7.6.- BOMBA FIJA INSERTADA EN CIRCUITO ABIERTO

FIG. 7.7.- BOMBA FIJA INSERTADA EN CIRCUITO CERRADO


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FIG. 7.8.- BOMBA FIJA PARA TR EN CIRCUITO ABIERTO

FIG. 7.9.- BOMBA FIJA PARA TR EN CIRCUITO CERRADO CON TUBERÍA PARALELA


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FIG. 7.10.- BOMBA FIJA PARA TR EN CIRCUITO CERRADO C/TUB.

CONCÉNTRICA


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FIG 7.11.- BOMBA LIBRE EN TUBERÍAS PARALELAS EN CIRCUITO ABIRETO

FIC.7.12.- BOMBA LIBRE EN TUBERÍAS PARALELAS EN CIRCUITO CERRADO


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FIG. 7.13.- BOMBA LIBRE PARA TR EN CIRCUITO ABIERTO

FIG. 7.13A.- BOMBA LIBRE PARA TR EN CIRCUITO CERRADO


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Esta bomba opera de la siguiente manera: el fijo motriz entra a la unidad por la parte superior hasta un extremo del cilindro motriz, forzando al pistón hacia el otro extremo; cuando el pistón termina su carrera, la válvula motriz accionada por la varilla de la válvula, cambia automáticamente el sentido del fluido motriz, de tal forma que envía a éste a un extremo del cilindro y permite la salida por el otro extremo y así en forma alternativa. Este movimiento es transmitido al pistón de producción, desplazando el fluido producido de la formación, que por la parte inferior de la sección de producción, tal y como se ilustra en (Fig. 6.14). 7.2.4.2 Cámara de Fondo. Se han mencionado a las cámaras de fondo como los elementos que permiten alojar a la bomba y que presentan una superficie de sello donde actúa el elemento de empaque instalado en la unidad de bombeo, aislando el espacio anular y, en los circuitos cerrados, las dos secciones de la unidad. Estas cámaras son receptáculos instalados en el fondo de la tubería de producción y varían de acuerdo con la instalación subsuperficial que se tenga (Fig. 6.15) se muestra una cámara de fondo utilizada en una instalación de “bomba libre con tubería paralelas” y en la (Fig. 6.16) se muestra una cámara de fondo utilizada para una instalación de “bomba libre para tuberías de revestimiento”. En casos especiales se requiere el uso de cámara de fondo diseñadas con el sistema denominado “Enchufe y receptáculo”, que permite la introducción o extracción de las tuberías de inyección o descarga sin mover la tubería de producción, de manera similar al sistema utilizado con los empacadores para doble terminación. 7.2.5 Equipo Superficial. De manera similar al inicio anterior, se describirá en forma general el equipo superficial utilizado en un sistema convencional de bombeo hidráulico. 7.2.5.1 Unidad de Potencia. La potencia que requiere el sistema para la inyección del fluido motriz es proporcionada por una unidad constituida por una bomba reciprocante del tipo triples vertical y accionada por un motor eléctrico o de combustión interna. Esta bomba cuenta principalmente de tres secciones, cárter, cuerpo y monoblok (Fig. 6.17). En el cárter se tiene una flecha tratada térmicamente para resistir altas velocidades, montadas en cojinetes de valeros. El movimiento de la flecha se transmite a un cigüeñal por medio de un sistema de engranes de dientes helicoidales; este cigüeñal tiene tres juegos de biela y cruceta; cada cruceta está


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conectada a un conjunto integral de cilindro y pistón mediante un vástago alojado en una camisa deflectora telescopiada, instalada en el cuerpo de la bomba. Una serie de válvulas de admisión y de descarga, localizadas en la cabeza del monoblok, regulan el fluido motriz; estas bombas cuentan con válvulas de seguridad, retornos y bomba auxiliar que alimenta a presión el cilindro de lubricación de los valeros, bielas y crucetas. La operación de estos tipos de bombas se explica a continuación: el fluido proveniente del tanque de almacenamiento, entra a la bomba por la parte inferior de la cabeza del monoblok y es descargado por la parte superior del mismo. Cuando el pistón inicia su carrera descendente, la carga hidrostática del tanque hace abrir la válvula de admisión, permitiendo la entrada del fluido motriz, cuando el pistón invierte su carrera, ejerce sobre el fluido una presión mayor que la debida a la carga hidrostática, cerrando la válvula de admisión. Al aumentar la presión así ejercida, se vence la resistencia del resorte de la válvula de descarga, abriéndola y permitiendo la salida del fluido motriz al sistema de inyección. 7.2.5.2 Cabezal de Distribución. El fluido que proviene de la bomba triple es regular mediante los dispositivos localizados en el conjunto denominado “cabezal de distribución” (fig. 6.18). Los cabezales están provistos de medidores de desplazamiento positivo que permiten determinar el volumen de fluido motriz inyectado, y por consiguiente, calcular la eficiencia de operación de las unidades de bombeo. Se tienen además, válvulas reguladoras de flujo (Fig. 6.19), o bien válvulas reguladoras de presión (Fig. 6.20); las primeras controlan el volumen de fluido motriz inyectado, sin importar la presión de operación que se tenga, y las segundas permiten controlar automáticamente dicha presión de operación. 7.2.5.3 Válvula de Cuatro Vías. Son dispositivos instalados en la cabeza del pozo que permiten regular el fluido motriz. Tiene cuatro posiciones que permiten la introducción, la operación y la extracción de la unidad de bombeo (Fig. 6.21) y en la (Fig. 6.22) se muestran las posiciones mencionadas durante la operación en circuito abierto de un sistema de “bombeo libre con tuberías paralelas”. En la primera posición, denominada cierre y purga, tanto las tuberías como la válvula de pie están cerradas, el pozo está lleno de fluido y el fluido motriz fluye directamente a la batería de separación a través de la válvula de cuatro vías, en este tipo de operaciones la unidad de bombeo lleva un dispositivo de pesca (Fig. 6.23), que tiene unas copas de hule que facilitan la extracción de la unidad al ofrecer una mayor área de resistencia al flujo ascendente del fluido motriz. La válvula de cuatro vías en la posición de bombeo, donde el fluido motriz fluye hacia abajo a través de la tubería de inyección y retorna por la tubería de descarga, manteniendo cerrada la válvula de


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pie y desplazando la unidad de bombeo hasta su asiento; al llegar a éste, el elemento de empaque de la bomba actúa en la cámara de fondo, aislando el espacio anular y obligando al fluido motriz a entrar a la bomba y hacerla trabajar. En la posición operación, se muestra que al abrirse la válvula de pie por el vacío provocado es la carrera ascendente del pistón, el aceite producido entra a la unidad de bombeo, la cual lo impulsa hacia la superficie mezclado con el fluido motriz. En la posición extracción, se invierte el flujo del fluido motriz, la válvula de pie se cierra y la unidad de bombeo es desplazada hacia la superficie, donde es sujetada por el conector-soltador. Para recuperar esta unidad debe regresar a la posición de cierre y purga, reanudándose así el ciclo. 7.2.5.4 Conexiones Superficiales. En los pozos de bombeo hidráulico se utiliza únicamente la sección del árbol de válvulas correspondiente a la última tubería de revestimiento. Sobre ésta se instala el cabezal donde van alojadas las tuberías utilizadas con los colgadores y empaques mecánicos respectivos. En el carrete superior del cabezal se enrosca un nicle corto, en cuyo extremo se conecta la válvula de cuatro-vías. El diseño de este cabezal depende de la instalación subsuperficial y del sistema de inyección que se tenga, puesto que esto determina el número de tuberías a utilizarse. En la (Fig. 7.24) se muestran las conexiones superficiales más comunes, incluyendo el cabezal, carrete adaptador, tuberías, válvulas y el retorno (válvula de desviación), que es una línea que comunica la tubería de inyección con la tubería de descarga, permitiendo el paso directo del fluido motriz, lo que propicia una operación más flexible. 7.2.5.5 Sistema de Tanques para el Almacenamiento y el Tratamiento del Fluido Motriz. El factor más importante en el funcionamiento eficiente de un sistema de bombeo hidráulico es la calidad del fluido motriz, ya que este fluido recorre todo el sistema a través de la bomba triple, el cabezal de distribución y la unidad de bombeo. Cualquier impureza que se tenga, ya sea agua o sedimentos, causa un desgaste excesivo en esos mecanismos, por lo tanto con el objeto de asegurar la limpieza del fluido motriz, es necesario tener un sistema de tanques cuyo diseño permita tratarlo y almacenarlo adecuadamente. Los fabricantes recomiendas el equipo que se muestra (Fig. 7.25). La base de este sistema es un diseño que permite el movimiento lento del fluido en el interior


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del tanque de asentamiento y que además avita la formación de flujo turbulento o de burbujas de gas, que pudieran arrancar impurezas hacia la succión de la bomba. En términos generales, se recomiendan las siguientes especificaciones para los elementos que constituyen este sistema: • Tanque de asentamiento.- tanque de tres anillos, de 750 barriles de capacidad,

provistote un sistema de drene apropiado. • Separador atmosférico.- Dispositivo cilíndrico, esbelto, de mayor altura que el

tanque de asentamiento, con la sección superior con mayor diámetro que la inferior. La entrada del fluido (aceite) debe efectuarse a través de la sección superior.

• Línea de alimentación al tanque.- Debe ser de 4” de diámetro como mínimo,

conectada a la sección inferior del separador y con válvula de control, que debe ser de compuerta. La línea termina debajo del centro del difusor y en su extremo debe llevar una “T” en posición vertical.

• Difusor.- Debe ser nivelado perfectamente para evitar fugas de aceite por el

extremo más alto. • Línea de descarga al tanque de almacenamiento.- el punto de salida de esta

línea debe estar localizado a 12 pies del fondo del tanque y es necesario conectarla as la descarga de vapores para evitar el efecto de sifón. Debe conectarse al tanque de almacenamiento a 18” de la cúpula para mantener el nivel del fluido necesario para la alimentación de la bomba triple.

• Línea de alimentación de la bomba triple.- Debe estar instalada diametralmente

opuesta a la línea de descarga al tanque de almacenamiento, para evitar la canalización del fluido dentro del tanque.

• Línea de descarga de vapores.- Debe tener un diámetro mínimo de 3”, y ésta,

como todas las tuberías superficiales, debe estar protegida contra la corrosión y deterioro mecánico.


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FIG. 7.14.- UNIDAD DE BOMBEO HIDRAÚLICO


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FIG. 7.15.- CÁMARA DE FONDO EN UNA INSTALACIÓN DE BOMBA LIBRE

CON TUBERÍAS PARALELAS FIG. 7.16.- CÁMARA DE FONDO EN UNA INSTALACIÓN DE BOMBA LIBRE

PARA TR


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FIG. 7.17.- BOMBA RECÍPROCANTE TRIPLEX


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FIG. 7.18.- CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN


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FIG. 7.19.- VÁLVULAS REGULADORAS DE FLUJO


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FIG. 7.20 VÁLVULAS REGULADORAS DE PRESIÓN


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FIG. 7.21.- VÁLVULA DE CUATRO VÍAS


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FIG. 7.22.- DIFERENTES POSICIONES DURANTE LA OPERACIÓN EN CIRCUITO ABIERTO DE BOMBAS LIBRES CON TUBERÍAS PARALELAS


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FIG. 7.23.- DISPOSITIVO DE PESCA


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FIG. 7.24.- CABEZAL Y CONEXIONES SUPERFICIALES


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FIG. 7.25.- TANQUES PARA ALMACENAMIENTO Y TRATAMIENTO DEL

FLUIDO MOTRIZ EN UN SISTEMA ABIERTO


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7.2.6 Consideraciones y Procedimiento de Diseño. Para el diseño de una instalación de bombeo hidráulico, debemos de tomar en cuenta las siguientes consideraciones: • Seleccionar el fluido motriz y el sistema de inyección. • Definir si el gas producido pasará por la bomba o será venteado por el espacio

anular. • Elegir un determinado arreglo de tuberías de producción, inyección y descarga. • En base a la tubería de producción y a los requerimientos del pozo, seleccione

la bomba subsuperficial más adecuada. • Elegir el empleo de un sistema integral de inyección o emplear un sistema de

inyección por cada pozo. • Seleccionar la bomba hidráulica más adecuada. • Seleccionar el sistema de tratamiento de fluido motriz. Por razones de seguridad y ecológicas se la central de recolección se localiza en una zona urbana o en una plataforma, se recomienda el uso de agua con fluido motriz y la implantación de un sistema cerrado de inyección. Por el contrario se deberá usar aceite como fluido en ambos sistemas de inyección, puesto que resulta más económico. El uso de agua como fluido de inyección es más costoso que el uso de aceite, debido a los grandes volúmenes de aditivos que son necesarios de agregar. Para el diseño de una instalación de bombeo hidráulico tipo pistón se recomienda el siguiente procedimiento: 1. Determinar la presión de fondo fluyendo requerida por el gasto deseado.

2. Seleccionar el tipo de instalación (abierto o cerrado) y si se ventea el gas por

el espacio anular o pasa por la bomba.

3. Determinar el desplazamiento de la bomba para producir el gasto deseado, considerando una eficiencia de la bomba del 80%.

4. Seleccionar tentativamente una bomba para mejorar el desplazamiento

requerido, el cual no debe rebasar el 855 de la máxima capacidad de la bomba.


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5. Verificar la velocidad de bombeo requerida. 6. Determinar los requerimientos de fluido motriz considerando una eficiencia

volumétrica del motor del 80%.

7. Obtener el volumen total del fluido de retorno y la presión ejercida por la columna de este fluido.

8. Determinar las pérdidas de presión por fricción del fluido motriz en el desplazamiento descendente.

9. Determinar las pérdidas de presión por fricción de la columna de fluidos de

retorno.

10. Encontrar la presión de levantamiento del fluido de retorno (carga + fricción + Pd).

11. Determinar la presión efectiva de la columna del fluido motriz (carga estática

– fricción).

12. Determinar las pérdidas de presión por fricción en la bomba.

13. Determinar la presión de operación superficial del fluido motriz.

14. Seleccionar la bomba hidráulica más adecuada. 7.2.7 Ejemplo de Diseño de una Instalación Datos Profundidad 8000 pies TR 7” TP 2 7/8” Pwh 102 lb/pg2 Twh 110º F ºAPI 35 Do 0.85 Dg 0.70 % agua 50% Dw 1.074 RGA 400pies3/bl ost Pb 1820 lb/pg2 Pws 1920 lb/pg2

IP 5 bpd st Q max 6267 bpd st Tf 170 ºF


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Solo líquido En el fondo del pozo esta sentada una bomba hidráulica tipo fijo con un sistema abierto. Solución

Como la bomba esta colocada en el fondo del pozo, la presión de entrada a la bomba será la presión de fondo fluyendo (Pwf) del pozo; de aquí que se aplica la curva de IPR mostrada la (Fig. A7.1)

FIG. A7.1 Y B7.1 RELACIÓN DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA


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Si se ignora Pwf/Gf , la ecuación 7.1 da una elevación neta de 8000 pies. Con esto, la ecuación 7.2 da: NL = D – (Pwf/Gf) …………………………………. 7.1 NL = 8000 Ft (P/E)max = 10000 / NL = 10000 / 8000 = 1.25 De las tablas de especificaciones (7.1 – 7.4) se observan algunas bombas con relación (P/E)max. El comportamiento entre estas bombas esta por lo tanto limitado únicamente por el diámetro de la TR y la IP. Para un pozo similar de alta productividad, se consideran tres alternativas (bombas de alta capacidad) con una diferencia significativa en la relación P/E y el fluido motriz requerido.

Tabla 7.1 Bombas KOBE E

Diámetro de bomba

y descripción

Relación P/E

Desplazamiento Velocidad Máxima

EPM Gasto BPD BPD / EPM Motor Bomba

2 x 1 3/8 1.152. 1.311 12.35 21.15 62 2 ½ x 1 ¾ 1.146 2.397 37.35 42.81 56 3 x 2 1/8 1.142 4.015 66.32 75.76 53

Tabla 7.2 Bombas KOBE A

Diámetro de Bomba y

Descripción

Relación P/E

Desplazamiento Velocidad Máxima (EPM)

Gasto BPD

BPD/EPM Motor Bomba

VFR 20,161,613 VFR20, 161, 616

0.54 0.81

444 673

686 686

2.96 4.49

150 150

VFR 25, 202, 015 VFR 25, 202, 017 VFR 25, 202,020

0.41 0.56 0.73

630 858

1119

1516 1516 1516

5.25 7.15 9.33

120 120 120


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Tabla 7.3 Bombas KOBE D


Descripción

Relación P/E


Gasto BPD

BPD/EPM Motor Bomba

2x1 – 1 3/16 2x1 – 1

2x1 – 1 3/16 2x1 – 3/16-1

2x1 3/16 – 3/16

0.545 1.000 1.546 0.647 1.000

139 254 393 254 393

2.15 2.15 2.15 3.30 3.30

1.15 2.10 3.25 2.10 3.25

121 121 121 121 121

2 ½ x 1 ¼ - 1 2 ½ x 1 ¼ - 1 ½ 2 ½ x 1 ¼ - 1 ¼

2 ½ x 1 ¼ - 1 1/16 2 ½ x 1 7/16 – 1 ¼

2 ½ x 1 7/16 – 1 7/16

0.520 0.746 1.000 1.431 0.700 1.000

256 367 402 703 492 703

5.02 5.02 5.02 5.02 7.13 7.13

2.56 3.67 4.92 7.03 4.92 7.03

100 100 100 100 100 100

3 x ½ - 1 ¼ 3 x ½ - 1 3/8 3 x ½ - 1 ½ 3 x ½ - 1 ¾

3 x 1 ¾ - 1 ½ 3 x 1 ¾ - 1 ¾

0.592 0.787 1.000 1.480 0.776 1.000

486 646 821

1218 821

1218

9.61 9.61 9.61 9.61

14.17 14.17

5.59 7.43 94.4

14.00 9.14

14.00

87 87 87 87 87 87

4 x 2 – 1 ¾ 4 x 2 – 2

4 x 2 – 2 3/8 4 x 2 3/8 – 2

4 x 2 3/8 – 2 3/8

0.687 1.000 1.541 0.649 1.000

1108 1617 2502 1617 2502

21.44 21.44 21.44 32.94 32.94

14.40 21.00 32.50 21.00 32.50

77 77 77 77 77

Tabla 7.4 Bombas KOBE VFR


Descripción

Relación P/E


Gasto BPD

BPD/EPM Motor Bomba

2x1 3/16x1 3/8-1 3/16 x 1 3/16 2x1 3/16x 1 3/8-1 3/8x1 3/16 2x1 3/16x1 3/8-1 3/8x 1 3/8

0.802 0.976 1.150

751 913

1076

7.79 7.79 7.79

6.21 7.55 8.90

121 121 121

2 ½ x1 1/16-1 ¾-1 ½ x 1 ½ 2 ½ x 1 7/16x1 ¾-1 ¾ x1 ½

2 ½ x 1 7/16x1 ¾ - 1 ¾ x 1 ¾

0.813 0.976 1.196

1432 1794 2136

17.99 17.99 17.99

14.52 17.94 21.36

100 100 100


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3x1 3/4x2 1/8-1 7/8x1 7/8 3x1 ¾ x 2 1/8 – 2 1/8 x 1 7/8 3x1 ¾ x 2 1/8 – 2 1/8 x 2 1/8

0.882 1.039 1.097

2726 3213 3700

35.74 35.74 35.74

31.34 36.94 42.3

87 87 87

Estas bombas serán numeradas 1, 2, y 3.

Bomba Tabla P/E Desplazamiento q4 q1 Vel máx 1 1(#3) 1.142 4015 75.76 66.32 53 2 2(#22) 1.000 2502 32.50 32.94 77 3 3(#7) 0.882 2728 31.34 35.74 87

Para la bomba 1, suponiendo Eb = 85% y Em = 90%. Con esto, las ecuaciones 7.3, 7.4 y 7.5 quedarán respectivamente.

SPM = Q4/ (q4 x Eb)…………………………………. 7.3 SPM = Q4/ (75.76 x 0.85) = Q4/64.4………………… 7.6 Q1 = q1 x SPM x Em …………………………………. 7.4 Q1 = 66.32 x SPM x 10.9 = 73.69 SPM……………. 7.7 P4 = [P3 + ((P3 + Fp) / (P/E))] – P1/(P/E)…………….. 7.5 P4 = P3 + ((P3 + Fp) / (1.142)) – P1/(1.142)………..…7.8 Suponiendo un gasto de producción en la superficie de 1000 bpd st, la ecuación 7.6 da: SPM = 1000 bpd / 64.4 = 15.53 epm Sustituyendo en la ecuación 7.7 da: Q1 = 73.69 x 15.53 = 1114 bpd st Porcentaje de gasto (%RS) = 15.53 (100) / 53 = 29.3 Para 29.3% de gasto, la Fig. A7.2 muestra: Fp = 195 x 0.85 = 166 lb/pg2 El gasto total de líquido en la tubería de producción: Qt = 1000 + 1144 = 2144 bpd del cual 1642 bl son aceite y 500 bl son agua para este gasto: P3 = 3325 lb/pg2 (correlación de flujo multifásico en tuberías verticales)


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Con un gasto de fluido motriz de 1144 bpd y si la presión de operación en la superficie se fija con 4000 lb/pg2, se obtiene: P1 = 6761 lb/pg2 (correlación de flujo multifásico en tuberías verticales. Con esto la ecuación 7.8 da: P4 = 3325 + [(3325 + 166)/1.142] – 6761 / 1.142 = 462 lb/pg2 Similarmente, puede obtenerse lo siguiente para la misma bomba con otros gastos supuestos, y empleando el mismo procedimiento se obtiene la tabla siguiente:

Q4 SPM % RS Fp Q1 P3 P1 P4 1200 19 35 205 1371 3387 6741 629 1400 22 41 244 1602 3459 6721 815 1600 25 47 279 1831 3541 6702 1017 1800 28 53 323 2060 3633 6683 1245 2000 31 59 378 2289 3735 6663 1502 2200 34 64 440 2517 3848 6644 1784 2400 37 70 506 2746 3971 6625 2089

En la figura A7.3 se graficó P4 vs. Q4¸; en esta se incluyo la curva de IPR empleando la misma escala.


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FIG. A7.2 PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA HIDRAÚLICA SIN CARGA


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FIG. A7.3 CURVAS DE ENTRADA PARA VARIAS BOMBAS HIDRAÚLICAS

Este mismo tipo de cálculos con una presión de operación en la superficie de 4000 lb/pg2 ‘‘ fueron hechos para la bomba 2 y 3. Nótese que las curvas se cruzan debido a la diferencia en la relación P/E y gasto de fluido motriz para este pozo en particular y con una presión de operación en la superficie de 4000 lb/pg2, los gastos posibles y de fluido motriz, por ciento de gasto y requerimientos de potencia para cada bomba son como siguen:

De la tabla anterior se puede observar lo siguiente:

Bomba qp %Rs Q1 HP 1 2030 59.5 2823 158 2 1960 92.1 2596 177 3 1950 84.1 2907 198


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La bomba # 2 no se recomienda ya que su porcentaje de gasto es más alto del 85%. La bomba # 1 puede ser seleccionada sobre la bomba # 3, por que da un alto gasto de producción, requiriendo bajo gasto de fluido motriz (menor potencia en la superficie) y su porciento de gasto es menor. Si la presión de operación máxima disponible es de 4000 lb/pg2 y el gasto de producción será optimizado para la bomba seleccionada, se debe estudiar el comportamiento de la bomba para tomar en cuenta el efecto de fricción, el limite en la presión de operación en la superficie debe ser disminuido, el cual caso no será una limitante en la presión del fluido motriz. Para un gasto de producción supuesto de 200 bpd st. la ecuación 7.6 da: SPM = 200/64.4 = 3.11 emp Con esto: %RS = 3.11 (100)/53 = 5.86 Para 5.86 % de gasto, (la Fig. A7.2) muestra Fp = 110 lb/pg2 De la ecuación 7.7 se obtiene: Q1 = (73.69) (3.11) = 229 bpd st. El gasto total de líquido en la tubería de producción es entonces 200 + 229 = 429 bpd st de los cuales 329 bl st son aceite y 100 bl st de agua. Para este gasto; P3 = 3,179 Lb/pg2 (correlación de flujo multifásico en tuberías verticales). Si se supone una presión de fluido motriz de 4,500 lb/pg2, de la ecuación 7.8 da: P4 = 3.179 + [(3179 + 110)/ 1.142] – (4500 / 1.142) = 2119 lb/pg 2 Similarmente con otras presiones supuestas de fluido motriz y para el mismo gasto se puede obtener lo siguiente:

P1 P4 5000

1681

5500

1245

600 805


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0 6500 367

El mismo tipo de cálculos se hizo para otros gastos supuestos. Los resultados de estos, se muestran en la tabla 7.5 de la figura A7.4 la presión P4 se graficó contra Q4 para las distintas presiones del fluido motriz. Así mismo la curva de IPR se graficó empleando la misma escala.

Tabla 7.5

PRESIÓN DE ENTRADA PARA UNA BOMBA HIRAÚLICA EN EL POZO # 1 (BOMBEADO LÍQUIDO)

P4 PARA PRESIONES DE FLUIDO MOTRIZ DE: Q4 P3 Fp 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000

400 3200 110 2159 1721 1283 845 408 ------ ------ ------ ------ ------ 800 3273 131 2314 1876 1438 1453 453 125 ------ ------ ------ ------

1200 3387 205 2595 2154 1716 1278 840 402 ------ ------ ------ ------ 1600 3541 279 2945 2507 2069 1631 1193 755 318 ------ ------ ------ 2000 3735 378 3396 2958 2520 2082 1645 1207 769 331 ------ ------ 2400 3971 506 3951 3513 3075 2637 2199 1761 1324 886 448 10 2800 4249 677 4623 4185 3747 3309 2871 2434 1996 1558 1120 682 3200 4572 850 5379 4941 4503 4066 3628 3190 2752 2314 1876 1439 3600 4950 935 6144 5707 5269 4831 4393 3955 3517 3080 2641 2204

Los gastos posibles son encontrados en la intersección de las curvas de entrada a la bomba con la curva de IPR. Por ejemplo, el pozo puede producir 650 bpd st con una presión de fluido motriz de 5000 lb/pg2. para este gasto, de la ecuación 7.6 se obtiene: SPM = 650/64.4 = 10 epm Con esto de la ecuación 7.7 se obtiene: Q1 = (73.69) (10) = 744 bl o st/día Para una presión de fluido motriz de 5000 lb/pg2 y un gasto de fluido motriz de 744 bl st/día. Ps = 2221 lb/pg2 (correlación de flujo multifásico) Con esto, de la ecuación 2.15 se obtiene:


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HP = 1.7 x 10-5 x 744 x 2221 = 28 HP

FIG. A7.4 CURVAS DE ENTRADA PARA BOMBEO HIDRAÚLICO


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El mismo tipo de cálculo fue hecho para otros gastos posibles. Los resultados se muestran en la tabla 7.6. El gasto posible qp se graficó contra Q1, P4 y HP en la (Fig. A7.5) el desplazamiento de la bomba disponible (4015 x 0.85 = 3413 bl st/día) fue considerado de la misma figura.


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FIG. A7.5 POSIBLES GASTOS DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO HIDRAÚLICO

Tabla 7.6

REQUERIMIENTOS DE POTENCIA PARA LOS POSIBLES GASTOS PARA

EL POZO # 1 CON BOMBEO HIDRAÚLICO (BOMBEANDO LÍQUIDOS) P1 qp SPM Q1 Ps HP Deltaqp/DeltaHP

5000 650 10 744 2221 28 15 5500 1190 18 1362 2777 64 10.8 6000 1590 25 1819 3337 103 7.7 6500 1920 30 2197 3903 146 6.4 7000 2220 34 2540 4477 193 5 7500 2470 38 2826 5052 243 4.4 8000 2710 42 3101 5635 297 3.7 8500 2925 45 3347 6221 354 3.3 9000 3125 49 3576 6811 414 -----

De la (Fig. A7.5), es evidente que arriba de 4000 bl st/día, la presión requerida aumenta rápidamente sin una ganancia significativa en el gasto de producción. De aquí, que este gasto será seleccionado si está dentro del desplazamiento de la bomba disponible, por un lado, y por otro se este no rebasa el límite de presión de operación en la superficie. En este caso, sin embargo se usará el límite recomendado de 400 lb/pg2 de presión de operación en la superficie. Con esta presión el pozo puede producir 1975 bl aceite st/día para los cuales el gasto de fluido motriz es de 2260 best/día y la potencia requerida es de 154 HP (ver Fig. A7.5) 7.3 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET. 7.3.1 Introducción. El bombeo subsuperficial JET (a chorro) es un sistema especial de bombeo hidráulico, a diferencia del tipo de pistón, no ocupa partes móviles, y su acción de bombeo se realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido motriz y los fluidos producidos.


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Un ejemplo típico de una bomba subsuperficial tipo chorro se muestra en la (Fig. 7.26): EL fluido motriz entra por la parte superior de la bomba y pasa a través de la tobera, donde su presión total es convertida a una carga por velocidad. La tobera descarga un chorro en la cámara de entrada de los fluidos del pozo, la cual tiene comunicación con la formación. En la cámara de mezclado cuyo diámetro es mayor al de la tobera, se mezclan los fluidos producidos y el fluido motriz. Al mismo tiempo que se efectúa la mezcla, el fluido motriz pierde energía que es ganada por los fluidos del pozo. Después, la mezcla pasa al difusor, que es la última sección de trabajo, en donde la energía que en su mayor parte es conservada en forma de carga por velocidad se convierte en carga por presión estática; cuando esta presión es mayor que la ejercida por la columna de fluidos en el espacio anular, se establece el flujo hacia la superficie.

Las ventajas de este bombeo son numerosas: • Carencia de partes móviles que permiten manejar fluidos de cualquier calidad,

tanto motriz como producidos.

• La sección de trabajo es muy compacta por lo cual su instalación es fácil.

• Se puede usar en cualquier profundidad. • Se manejan altos gastos. Existen dos características que limitan este tipo de bombeo, principalmente se necesita una presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación y como segunda desventaja la eficiencia mecánica es baja; normalmente requiere de una potencia de entrada mayor que la de una bomba hidráulica, tipo pistón, sin embargo, se ha incrementando su empleo para pozos de grandes gastos y fluidos contaminados. 7.3.2 Tipos de Bombas JET. El diseño de las bombas superficiales tipo chorro que se usan en el campo petrolero es similar entre los diferentes fabricantes una de las diferencias es la forma en que los fluidos son circulares dentro y fuera de la sección de trabajo. La (Fig. 7.27) ilustra una bomba “libre” marca KOBE, tipo A, con descarga en el espacio anular y anclado en la tubería de revestimiento. El diseño A, se refiere a un concepto relacionado a la trayectoria del fluido motriz y al de producción que se encuentran en la bomba. La (Fig. 7.28) muestra una bomba libre, tipo B, colocada en el fondo del pozo y con descarga en el espacio anular. La succión del fluido en esta bomba, se lleva a cabo a través de un mecanismo colocado en


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la entrada de la cámara, permitiendo usar cámara de mezclado y toberas grandes, para obtener así un gasto alto. 7.3.3 Hidrodinámica de la Bomba. El funcionamiento de la bomba, se basa en la profundidad de arrastre que tiene el chorro de un líquido de alta velocidad, al descargar en un medio fluido de la misma especie. Para formar el chorro, se hace pasar un líquido a presión en la boquilla de diámetro B, descargando este líquido A la velocidad V en el seno del líquido Q a la presión S, el cual es arrastrado por la difusión del chorro hasta el eductor, donde alcanza la velocidad y al llegar a la garganta de diámetro D, para convertirse en presión por el aumento paulatino de sección en el eductor (Fig. 7.29).

FIG. 7.26.- BOMBA TIPO CHORRO


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FIG. 7.27.- BOMBA KOBE TIPO “A” DE CHORRO

FIG. 7.28.- BOMBA KOBE TIPO “B” DE TR


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FIG. 7.29 HIDRODINÁMICA DE LA BOMBA

7.4 Ejemplo de Diseño de una Instalación Tipo Jet


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Los datos del pozo, yacimientos y fluidos, se muestran el la tabla B7.1 en la (Fig. B7.1) se muestra el IPR en bpd y con bpd. Para la solución consultar las (Fig. B7.2 – B7.4).

Tabla B7.1 DATOS

Profundidad 8000 pies TR 7” TP 2 7/8” Pwh 120 lb/pg2 Twh 110º F ºAPI 35 Do 0.85 Dg 0.70 % agua 50% Dw 1.074 RGA 400pies3/bl ost Pb 1820 lb/pg2 Pws 1920 lb/pg2

IP 5 bpd st Qmax 6267 bpd st Tf 170 ºF

Solo Líquido Como la bomba está colocada en el fondo del pozo, la presión de entrada es igual a la presión de fondo fluyendo; de aquí se puede usar la curva de la B7.1 Para la bomba A, la máxima relación de flujo es 0.475 y la relación de máxima eficiencia es también 0.475 (Fig. B7.5). De aquí las ecuaciones: q1 = qsc/0.475……………………………… (B7.1) P3 = 1.475 P2 0.475 P1…………………… (B7.2) Si se supone un gasto de producción de 200 bl st/día, la B7.1 queda: Q1 = 200/0.475 = 421 bl st /día El gasto total de líquido en la tubería de retorne es:


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200 + 421 = 621 bpd, de los cuales 521 bpd son aceite y 100 bpd son agua. La presión de descarga requerida para este gasto es: P2 = 3129 lb/pg2 (de correlación de flujo multifásico en tuberías verticales). Con una presión de operación en la superficie de 4000 lb/pg2 la presión del fluido motriz es: P1 = 6824 lb/pg2 (de correlación de flujo multifasico en tuberías verticales). Con esto, de la ecuación B7.1 se obtiene: P3 = (1.475) (3129) – (0.475) (6824) = 1374 lb/pg2 De manera similar se pueden obtener los resultados de la tabla B7.2 para otros gastos supuestos.

Tabla B7.2 Valores obtenidos de q1, P2, P1 y P3 para varios gastos supuestos

qsc q1 P2 P1 P3 400 842 3169 6787 1451 600 1263 3231 6750 1560 800 1684 3314 6714 1699

1000 2105 3417 6679 1868 1200 2526 3542 6644 2069 1400 2947 3688 6452 2375 1600 3368 3855 6450 2670 1800 3789 4044 6238 3002

La presión de entrada P3 se graficó contra qsc B7.2 El IPR en bpd se graficó a la misma escala en la misma gráfica. Cálculos similares se hicieron para otras bombas. Los resultados se graficaron en la misma (Fig. B7.2) Nótese que las curvas se traslapan debido a la diferencia de gasto y la relación de carga. Es evidente que sin el límite de presión de operación en la superficie de 4000 lb/pg2 la relación A debe ser seleccionada debido a que proporciona un mayor gasto que la relación B. No hay flujo en las relaciones de bomba C,D y E. Para la relación de bomba A el pozo puede producir 900 bpd con una presión de operación en la superficie de 4000 lb/pg2 (Fig. B7.2).


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Si la presión de operación máxima permisible en la superficie es de 4000 lb/pg2 y se desea optimizar el gasto de producción debe estudiarse el comportamiento de la bomba para presiones menores de 4000 lb/pg2. Pero para mostrar el efecto de fricción y la zona de cavitación el límite de presión de operación en la superficie puede ser bajo, en este caso, no hay límite en la presión del fluido motriz. Para un gasto supuesto de 200 bpd la presión del fluido motriz determinada previamente fue de 3129 lb/pg2. Con esto, si se supone una presión de fluido motriz de 6000 lb/pg2 , de la ecuación B7.2 se obtiene: P3 = (1.475) (3129) – (0.475) (6000) = 1765 lb/pg2

FIG. B7.2 CURVAS DE ENTRADA PARA DIFERENTES BOMBAS HIDRAÚLICAS TIPO JET


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Similarmente, para el mismo gasto de 2000 bpd con otras presiones de fluido motriz supuestas, se puede optimizar:

Cálculos similares se hicieron para otros gastos supuestos. Los resultados se muestran en la tabla B7.3. La presión de entrada P3 se grafico contra qsc para diferentes presiones del fluido motriz en la (Fig. B7.3). el IPR en bpd se graficó en esta a la misma escala.

Tabla B7.3 PRESIÓN DE ENTRADA PARA BOMBEO JET EN EL POZO DEL EJEMPLO

(BOMBEANDO LÍQUIDO) P3 para presiones de fluido motriz supuestas de:

qsc P2 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000

400 3169 1825 1355 875 400 ------- ------- ------- 800 3314 2038 1563 1088 613 138 ------- -------

1200 3542 2375 1900 1425 950 475 0 ------- 1600 3855 2836 2361 1886 1411 936 461 ------- 2000 4256 3428 2953 2478 2003 1528 1053 578 2400 4750 4156 3681 3206 2731 2256 1781 1306 2800 5343 5031 4556 4081 3606 3131 2656 2181

El área de cavitación se calcula de la ecuación B7.3, y el gasto limite de cavitación se calcula con la ecuación B7.4 los resultados se muestran en la tabla B7.4 ASM = (Aj – At) = q3 / 691 (p3/G3)1/2 ………………….. B7.4 qs = (q3 (At – Aj)) / (ASM)5

Tabla B7.4 AREA Y GASTO MÁXIMO DE CAVITACIÓN PARA EL POZO

P1 P3 ASM qs

P1 P3 7000 1290 8000 815 9000 340


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8000 1425 0.02970 686 9000 1411 0.03978 1344

10000 1528 0.04779 1799 Los puntos de cavitación se marcaron en la intersección de la línea de qs con la respectiva curva de entrad con esto se trazo una curva suave a través de estos puntos (ver Fig. B7.6). La operación de la bomba puede ser en cualquier parte debajo de la curva de cavitación y esta limitada únicamente por la presión de operación en la superficie de fluido motriz. Los gastos posibles son las intersecciones de las curvas de entrada de la bomba con la curva de IPR. Por ejemplo, el pozo puede producir 450 bpd con una presión de operación del fluido motriz de 6000 lb/pg2. El gasto de fluido motriz requerido se obtiene con la ecuación B7.4: q1 = 450/0.475 = 947 bpd


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FIG. B7.3 CURVAS DE ENTRADA PARA BOMBA HIDRAÚLICA TIPO JET

FIG. B7.4 GRÁFICA DE H vs. M Y EFICIENCIA

Para una presión y un gasto de fluido motriz de 6000 lb/pg2 y 947 bpd respectivamente, se obtiene: Ps = 3198 lb/pg2 (de correlación de flujo multifásico en tuberías verticales). Y de la ecuación B7.5 se obtiene:

HP = 1.7 x 10-5 x q1 x Ps HP = (1.7 x 10-5 ) (947) (3198) = 52 HP


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Cálculos similares se hicieron para otros gastos. Los resultados se muestran en la tabla B7.5 el gasto posible se graficó contra HP, Ps y q1 en la (Fig.B7.4). En la figura B7.5 se puede observar que arriba de 2800 bpd, la presión de operación en la superficie así como la potencia requerida se incrementan rápidamente sin obtener una ganancia significativa en el gasto de producción. Este gasto podría ser seleccionado, si no presenta cavitación y limite recomendado de 4000 lb/pg2 de presión de operación. Con esta presión, el pozo puede producir 880 bpd (ver figura B7.5). Con esto: q1 = 880 / 0.475 = 1853 bpd HP = (1.7 x 10-5) (1853) (4000) = 112 HP P1 = 6700 lb/pg2 P3 = 1770 lb/pg2 Con esto, de la ecuación 3.14 se obtiene: Aj = q1 / 1214.5 (Ds/(P1 – P3 ))1/2 ………….. B7.6 Aj = 1853 / 1214.5 x (0.85/(6700 – 1770))1/2 = 0.02 pg2

Nota: Aj puede ser corregido por el diámetro de toberas disponible.

Tabla B7.5 POTENCIA REQUERIDA PARA KLOS GASTOS POSIBLES DEL POZO

CON BOMBEO JET (BOMBEANDO LÍQUIDO)

P1 qp q1 Ps HP Deltaqp/DeltaHP

6000 450 947 3198 52 5.3 7000 1030 2168 4354 161 3.2 8000 1425 3000 5588 288 2.2 9000 1740 3663 6923 431 1.6

10000 2010 4232 8361 601 1.3 11000 2255 4757 9874 797 1.0 12000 2470 5200 11986 1007 -----


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FIG. B7.5 GASTOS POSIBLES DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO HIDRAÚLICO TIPO JET Vs HP, Ps, Y Q1 PARA EL POZO (BOMBEANDO LÍQUIDO)


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Nomenclatura (Tipo Pistón)

P1 = Presión del fluido motriz, lb/pg2

P2 = Presión de descarga del moto, lb/pg2

P3= Presión de descarga de la bomba, lb/pg2

P4 = Pwf = Presión de entrada, lb/pg2

Ppf = Presión de retorno, lb/pg2

Pwh = Presión en la cabeza del pozo, lb/pg2

Q1 = Gasto del fluido motriz, bpd st

Q4 = Gasto de producción, bpd st

V = Volumen de entrada, bpd

Ap = Área del pistón de la bomba, pg2

Ae = Área del pistón del motor, pg2

Ar = Área de la varilla, pg2

NL= Elevación neta, pies

Dp = Profundidad de colocación de la bomba, pies

Gf = Gradiente de fluido fluyendo en la TP, lb/pg2 /pie

D = Profundidad del pozo, pies

q1 = Desplazamiento del motor, bpd/EPM

q4 = Desplazamiento de la bomba, bpd/epm

SPM = Velocidad de la bomba, EPM

Ev = Eficiencia de la bomba

Em = Eficiencia del motor, alrededor del 90%

HP = Potencia requerida del equipo de bombeo, hp

Ps = Presión superficial de inyección del fluido motriz, lb/pg2


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Fp = Perdida de presión por fricción de la bomba VF = Factor de volumen Nomenclatura (Tipo Jet) Aj = Área de la tobera, pg2 As = Área anular de la cámara de mezclado, pg2 At = Área de la tobera q1 = Gasto de fluido motriz, bpd q2 = Gasto en la descarga en la tobera, bpd q3 = Gasto de fluido producido (líquido + gas) P1 = Presión en la Tobera, lb/pg2 P2 = Presión en la descarga, lb/pg2

P3 = Presión en la succión, lb/pg2

Ps = Presión de operación en la superficie, lb/pg2

Ph = Presión de operación en la cabeza del pozo, lb/pg2

ASM = Área mínima anular para evitar la cavitación, pg2 G3 = Gradiente de lodo fluidos producidos, lb/pg2/pie


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CAPÍTULO VIII

COMPARACIÓN DE LOS SISTEMAS ARTIFICIALES

8.1 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE BOMBEO.

BOMBEO NEUMÁTICO CONTINUO VENTAJAS • Inversiones bajas para pozos

profundos. • Bajos costos en pozos con

elevada producción de arena. • Flexibilidad operativa al

cambiar condiciones de producción

• Adaptable en pozos desviados. • Capaz de producir grandes

volúmenes de fluidos. • El equipo superficial puede

centralizarse en una estación. • Las válvulas pueden ser

recuperadas con línea de acero.

DESVENTAJAS • Requiere una fuente continua

de gas • Costos operativos altos si el

gas es comprado. • Altos costos operativos al

manejar gases amargos. • Se requieren niveles de líquido

altos. • Se requiere alimentación de

gas a alta presión • Condiciones peligrosas al

manejar gas a alta presión. • La T.R. debe soportar una alta

presión de gas.

BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE VENTAJAS • Inversiones bajas para pozos

profundos. • Bajos costos en pozos con

elevada producción de arena. • Flexibilidad operativa al

cambiar condiciones de producción.

• Adaptable en pozos desviados • El equipo superficial puede

centralizarse en una estación. • Su vida útil es mayor que la de

otros sistemas.

• Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de acero, por lo que las reparaciones son baratas.

DESVENTAJAS • Requiere una fuente continua

de gas. • Los gastos de producción son

reducidos. • Su eficiencia es muy baja (10-

15%) • Más cantidad de gas para

producir un barril


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• Se requiere alimentación de gas a alta presión.

• Condiciones peligrosas al manejar gas a alta presión.

• La T.R. debe soportar una alta presión de gas.

BOMBEO MECÁNICO VENTAJAS • Familiar para ingenieros de

diseño y el personal operativo. • Diseño simple. • Baja inversión para producción

de volúmenes bajos y profundidades someras a intermedias (2400 mts).

• Permite producir con niveles de fluidos bajos.

• Es adaptable a pozos con problemas de corrosión e incrustaciones.

• Cuando su aplicación es apropiada, es el método mas barato.

DESVENTAJAS • Inversiones altas para

producciones altas y así como para profundidades medias y profundas.

• Debido a las características de las varillas se limita el BM a profundidades mayores y volúmenes altos de producción.

• Problemas en agujeros desviados.

• Para reparación de la bomba las varillas deben ser extraídas.

BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO VENTAJAS • Buena habilidad para producir

altos volúmenes de fluido a profundidades someras e intermedias.

• Baja inversión para profundidades someras.

• Adaptable a la automatización. • Es aplicable a profundidades

de 4200 m.

DESVENTAJAS • El cable eléctrico es la parte

más débil del sistema. • Poca flexibilidad para variar

condiciones de producción. • Tiempos de cierre prolongados. • Requiere fuentes económicas

de suministro de energía eléctrica.

• Los problemas de incrustaciones son fatales para la operación.

• Dificultad para manejar alto % de arena o gas


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BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS VENTAJAS • Bajas inversiones para pozos

someros y bajos gastos. • Excelente eficiencia hidráulica

(50-70 %). • Fácil de instalar y operar. • Excelente para manejar arena. • Opera en pozos con aceite

viscoso, grumos de carbonato, lutita y/o arena, polisulfuros, parafina y gas libre.

• El sistema de bombeo, es impulsado por un motor eléctrico, este sistema requiere menos suministros de energía, de la bomba a su torque constante y a sus características naturales de bombeo, esto es, requiere menor utilización que el equipo convencional de bombeo.

• En lugar de que la producción sea controlada por una operación de paro y arranque o por un ajuste en la carrera de la bomba, el rango de bombeo puede ser fácilmente variado, cambiando poleas y bandas o utilizando un controlador de velocidad variable.

• El sistema es capaz de manejar un amplio rango de condiciones del pozo, utilizando solamente una bomba.

DESVENTAJAS

• Es un sistema nuevo, por lo

que requiere un buen desarrollo de la experiencia y conocimiento.

• Vida útil y corta por los problemas del elastómero.

• Baja eficiencia para gas. • La desventaja principal de este

equipo es su limitación en la profundidad de bombeo, aunque año con año se estudian nuevas técnicas y materiales para hacer posible el bombeo a mayor profundidad, hasta ahora la máxima profundidad de bombeo es de 1370 m.

• Otra de las desventajas es la temperatura que se tiene en los pozos. Como se explico al principio de este trabajo, la camisa de la bomba tiene un hule sintético que cuando rebasa la temperatura de 85°C se empieza a endurecer, incrementando así la fricción en el rotor de la bomba, que de continuar puede dañar el motor eléctrico en la superficie.


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BOMBEO HIDRÁULICO VENTAJAS • Flexibilidad para cambiar

condiciones operativas. • Instalaciones grandes ofrecen

una inversión baja por pozo. • La recuperación de las bombas

se hace por circulación inversa. • Se puede instalar en pozos

desviados. • Adaptable a la automatización. • Inversiones bajas para

volúmenes producidos mayores a 400 bpd en pozos profundos.

• El equipo puede ser centralizado en un sitio reducido.

• Puede alcanzar profundidades hasta de 18,000 pies

• Puede operar en pozos direccionales.

• Fácil para agregar inhibidores de corrosión.

• Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.

• Seguridad para la instalación en áreas urbanas.

DESVENTAJAS • Mantenimiento del fluido motriz

limpio. • Condiciones peligrosas al

manejar aceite a alta presión en líneas.

• La pérdida de potencia en superficie ocasiona fallas en el equipo subsuperficial.

• El diseño es complejo. • En ocasiones requiere de

sartas múltiples. • Es difícil la instalación de la

bomba en agujero descubierto. • El manejo de arena,

incrustaciones, gas o corrosión ocasionan muchos problemas,

• Demasiada inversión para producciones altas a profundidades someras e intermedias.


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8.2 COMPARACIÓN ENTRE LOS DIFERENTES TIPOS DE BOMBEO.

CONDICIONES DE YACIMIENTO

CONDICIÓN ESPECIFICACIONES B.M. B.C.P B.H. B.N. B.EC.

JET PISTÓN

Temperatura

Menos de 121º C 1 1 1 1 1 1

121 a 177º C 1 3 1 1 1 1

Más de 177º C 1 3 1 1 1 2

Barreras de seguridad

0 1 1 1 1 1 1

1 1 1 2 2 1 1

2 3 3 3 3 1 2

Presión fluyente

Más de 70 Kg/cm2 1 1 1 1 1 1

7 a 170 Kg/cm2 1 1 1 1 2 1

Menos de 7 Kg/cm2 1 1 2 1 3 1

Acceso al yacimiento

Requerido 3 3 3 3 1 2

No requerido 1 1 1 1 1 1

Terminación Simple 1 1 1 1 1 1

Dobles o multizonas 3 2 3 3 1 2

Estabilidad Estable 1 1 1 1 1 1

Variable 1 1 1 1 1 2

Recuperación Primaria 1 1 1 1 1 1


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Secundaria 1 1 2 2 3 1

Terciaria 2 2 2 2 2 2

PRODUCCIÓN Y CONDICIONES MECANICAS

CONDICIÓN ESPECIFICACIONES B.M. B.C.P B. H. B.N. B.EC.

JET OTRO

Número de pozos

1 1 1 2 2 3 1

1 a 20 1 1 1 1 2 1

Más de 20 1 1 1 1 1 1

Gastos

Menos de 1000 bl/d 1 1 1 1 2 2

1000 a 10000 bl/d 2 2 2 2 1 1

Más de 10000 bl/d 3 3 3 3 1 1

Profundidad

Menos de 750 m 1 1 2 2 2 2

750 a 2290 m 2 2 2 2 1 1

Más de 2290 m 2 3 1 1 1 1

Tamaño de TR

4 ½” 1 1 1 1 2 2

5 ½” 1 1 1 1 1 1

7” 2 2 2 2 1 1

9 5/8” o mayor 2 3 2 2 1 1

Inclinación Vertical 1 1 1 1 1 1

Desviado 2 3 2 2 1 1


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Horizontal 2 3 2 2 1 1

Ángulo de desviación

Menos de 3° por 100’ 1 1 1 1 1 1

3° a 10° por 100’ 2 2 1 1 1 1

Mas de 10° por 100’ 3 3 1 1 1 2

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS CONDICION ESPECIFICACIONES B.M. B.C.P. B.H. B.N. B.EC.

JET OTRO

Corte de agua Bajo 1 1 2 2 1 1

Moderado 1 1 1 1 2 1 Alto 1 1 1 1 3 1

Viscosidad Menos de 100 cp 1 1 1 1 1 1

100 a 500 cp 1 1 1 1 1 1 Más de 500 cp 1 1 2 2 2 3

Corrosivos Si 2 2 2 2 1 2 No 1 1 1 1 1 1

Arena y abrasivos Menos de 10 ppm 1 1 1 1 1 1

10 a100 ppm 2 1 2 2 1 2 Más de 100 ppm 3 1 3 3 1 3

RGA Menos de 90 m3/m3 1 1 1 1 2 1

90 a 358 m3/m3 2 2 2 2 1 1 Más de 358 m3/m3 3 2 3 2 1 2

RGL Menos de 0.1 1 1 1 1 2 2

0.1 a 1.0 2 2 2 2 1 2


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Más de 1.0 2 2 3 2 1 2

Contaminantes Escala 2 1 2 2 1 2

Parafina 2 1 2 2 2 2 Asfaltenos 2 1 2 2 2 2

Tratamientos

Inhibidor de escala 1 2 1 1 1 2 Inhibidor de corrosión 1 2 1 1 1 2

Solventes 1 3 1 1 1 2 Ácido 2 2 2 2 1 2

INFRAESTRUCTURA SUPERFICIAL

CONDICIÓN ESPECIFICACIONES B.M. B.C.P. B.H B.N. B.EC

JET OTRO

Ubicación

Tierra 1 1 1 1 1 1

Costa afuera 3 2 2 2 1 1

Remota 2 1 2 2 2 1

Ambiente sensitivo 2 2 2 2 2 1

Energía eléctrica Red de distribución 1 1 1 1 1 1

Generación 2 2 1 1 1 2

Restricciones de espacio

Sí 3 2 2 2 2 1

No 1 1 1 1 1 1


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Servicio de pozos

Reparación de pozo 1 1 1 1 1 1

Equipo de producción 1 1 1 1 1 1

Unidad de CT 3 3 1 1 1 2

Unidad Snubbing 3 3 1 1 1 2

Unidad de WL 3 3 1 1 1 3

1 Bueno 2 Regular 3 Malo


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CONCLUSIONES En la Industria Petrolera, la aplicación de Sistemas Artificiales de Producción se usa cuando la presión no es suficiente para que los Hidrocarburos fluyan hacia la superficie, es por esto, que son de gran importancia, ya que eleva el porcentaje de extracción de las reservas de Hidrocarburos. Para que la aplicación de un Sistema de Bombeo Artificial tenga éxito y su instalación sea económica, debe seleccionarse el pozo con las características adecuadas para este sistema y que exista un abastecimiento de la energía que use cada uno para su funcionamiento. El Bombeo Neumático es un Sistema capas de trabajar con una temperatura mayor a los 177º C, una presión fluyente de más de 70 Kg/m2 y una profundidad de hasta 2290 m o más .A demás es capas de producir su propia fuente de energía eléctrica, contando con un compresor y una instalación adecuada puede trabajar a la vez con más de 20 pozos que cuenten con este sistema. Alcanza a producir un gasto máximo de 10,000 bpd. Es óptimo para trabajar en pozos verticales, horizontales y desviados con un ángulo mayor a 10º por 100 pies. Cabe mencionar que las ventajas que tiene sobre los otros sistemas como la profundidad, el gasto con el que puede trabajar, su propiedad de trabajar con fluidos viscosos y corrosivos así como con tratamientos (Inhibidores de corrosión, Solventes y ácidos), lo hacen tener un costo más elevado que los otros, sin embargo en algunas ocasiones es preferible llevar a cabo la inversión para obtener mayores ganancias. En cuanto al Bombeo Mecánico puede trabajar con temperaturas normales hasta temperaturas mayores a 177º C, una presión fluyente desde menos de 7kg/cm2 a mayores de 70 kg/cm2 y una profundidad mínima de 750 m. Para obtener un óptimo rendimiento de este sistema es recomendable usarlo en pozos verticales ya que su ángulo de inclinación debe de ser menor a 3º por cada 100 pies esto para alcanzar un gasto hasta de 1000 bpd. Este es un sistema que puede ser usado más haya de los rangos recomendados para su funcionamiento óptimo, pero esto va a ocasionar que su eficiencia baja y su costo aumente, sin embargo el costo del sistema es elevado aún que la profundidad sea media. Cabe mencionar que es un sistema terrestre, no puede trabajar en áreas restringidas debido a las dimensiones del mismo, sin embargo si puede ser usado en zonas urbanas. Por otra parte tenemos el Bombeo Electrocentrífugo el cual cuenta con las características de poder sobrepasar un gasto de producción de 10,000 bpd, trabajar con profundidades mayores de 2300 m y en cualquier tipo de pozo ya


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sea vertical, horizontal o desviado con un ángulo de inclinación de 3 a 10º por 100 pies. Es un sistema terrestre y marítimo en el cual su área de trabajo no es grande por lo que no cuenta con restricciones o limitaciones de espacio. Su funcionamiento se vuelve regular cuando se enfrenta con altas viscosidades, Relación gas-aceite, relación gas líquido, presencia de arena y abrasivos. Por lo que se torna un sistema delicado y por lo tanto costoso. El Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva es un sistema que no tiene tanta experiencia en el Campo Petrolero por lo que sus características son un tanto deficientes comparadas con los otros sistemas, por ejemplo la profundidad a la que da un mejor rendimiento es de menos de 750 m, y a una temperatura menor de 121º C, esto recae directamente en el gasto ya que tiene una producción aproximada de 1000 bpd y solo trabaja en pozos verticales, sin embargo, trabaja con a cualquier presión fluyente así como con cualquier viscosidad. Debido a que trabaja con pozos someros, con poco gasto y tiene un consumo bajo de energía su inversión es baja Por último el Sistema de Bombeo Hidráulico trabaja: a una profundidad mayor de 2290 m, a cualquier rango de temperatura incluso mayores a 180º C, presiones desde 7 a más de 70 kg/cm2 , trabaja con viscosidades de 100 a 500 cp. Su desempeño se vuelve regular cuando trabaja con un pozo, es por eso que debe trabajar de 1 a 20 pozos o más. Solo trabaja con pozos verticales aún que se puede instalar en pozos horizontales y desviados lo que puede provocar que su rendimiento no sea el mismo, a demás, puede llegar a producir 1000 bpd, para trabajar en excelentes condiciones es recomendable instalarlo en tierra. Puede ser usado en espacios reducidos. Ocasiona inversiones bajas para volúmenes producidos mayores a 400 bpd. Como se mencionó al inicio de este trabajo el propósito fue presentar el diseño de instalación , principio de operación, aplicaciones; con esta información lograr una comparación entre los sistemas presentados para poder determinar cual de ellos es el mejor, sin embargo no se puede establecer cual de los Sistemas desarrollados en este trabajo es mejor, debido a que como se explicó a lo largo del trabajo cada uno tiene un diseño de instalación diferente, así como, características de fabricación y condiciones de operación.


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