mejoras en la producción al menor costo de operación y … · · 2015-10-15es abastecida con...
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mejoras en la producción al menor costo de operación y mayor vida útil de los equipos
de superficie: motor y caja de engranaje.
Año 2000, Sulbarán Gleydi y Villanueva Efraín realizaron un trabajo especial
de grado, en la universidad del Zulia, facultad de ingeniería de petróleo. Núcleo
LUZCOL. Cabimas. Titulado “Aplicación del echometer en pruebas de
restauración de presión”. Esta investigación tuvo como objetivo principal, facilitar en
una prueba de restauración de presión la obtención de la data utilizando el Echometer,
el cual requiere almacenar y analizar datos de presión transitorias, se demostró en
efecto que este sistema facilita la obtención de datos, ya que el mismo cuenta con un
procesador automático con presión acústica y permite visualizar los datos adquiridos
para realizar alguna modificación durante la prueba.
Año 1997, Bravo Miguel presentó, En la Universidad Nacional Rafael María
Baralt, un trabajo de grado titulado “Análisis de falla en el pasado de una
manivela de los balancines de pozos petróleo en el campo de lagunillas, de la
empresa Maraven S.A”, para optar al título de Ingeniero en Mantenimiento industrial.
Esta investigación tuvo como objetivo general analizar las fallas en el pasador de una
manivela de los balancines de pozos petróleo en el campo de lagunillas, de la empresa
Maraven S.A. El tipo de la investigación fue descriptiva, con un diseño de campo no
experimental. De los resultados de la investigación se concluye que las condiciones de
diseño y mantenimiento de los conjuntos de los pasadores de manivela, no influencia
en la ocurrencia de fallas. Por el contrario el proceso de recuperación al que son
sometidos los pasadores de manivela, afecta significativamente las propiedades y
características del material contribuyendo a que ocurran las fallas.
2.2 Bases teóricas
2.2.1 Sistema de bombeo mecánico
El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado a nivel
mundial. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que
es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía
proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza a una unidad
de superficie mediante un sistema de engranajes y correas.
� Unidades de bombeo convencional
Es de fácil operación y mínimo
está basado en la transmisión del movimiento rotati
la caja de transmisión, la cual reduce la velocidad
Este movimiento angular más lento
conexión biela-manivela, convirtiéndolo en alternativo vertical, q
ascenso y descenso de la barra pulida. Estas unidad
en la manivela. Sin embargo, los equipos co
balanceados en la viga viajera. La capacidad de la
de 25 a 912 MLbs-pulg, y la longitud de las carreras entre 12 y 192
Fuente
� Unidades de bombeo Mark II
La unidad unitorque Mark II, como se observa en la
variante del diseño convencional donde cambia la po
maestro para obtener un sistema unitorsional, con el fin de redu
de engranajes. Esta, generalmente, es capaz de sopo
equipo en comparación con la unidad convencional o
embargo, su manufactura es más costosa y requiere mayor balanceo.
ésta unidad se realiza, necesariamente, en la manive
para contrarrestar el desbalance estructural, origi
de la caja varía desde 114 Mlbs
entre 64 y 216 pulgs.
Unidades de bombeo convencional
Es de fácil operación y mínimo mantenimiento. Su principio de funcionamiento
está basado en la transmisión del movimiento rotativo del motor por medio de correas a
la caja de transmisión, la cual reduce la velocidad a través del sistema de engranajes.
Este movimiento angular más lento es comunicado a la viga viajera mediante la
manivela, convirtiéndolo en alternativo vertical, que se refleja en el
ascenso y descenso de la barra pulida. Estas unidades son balanceadas generalmente
en la manivela. Sin embargo, los equipos con cajas de engranaje pequeñas pueden ser
balanceados en la viga viajera. La capacidad de la caja de engranajes
pulg, y la longitud de las carreras entre 12 y 192 pulg.
Figura 1. Balancín convencional.
Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
Unidades de bombeo Mark II
La unidad unitorque Mark II, como se observa en la siguiente ilustración, es una
variante del diseño convencional donde cambia la posición de los brazos y el poste
obtener un sistema unitorsional, con el fin de reducir el torque en la caja
de engranajes. Esta, generalmente, es capaz de soportar más fluido sin sobrecargar el
equipo en comparación con la unidad convencional o la balanceada por aire, sin
ufactura es más costosa y requiere mayor balanceo.
sta unidad se realiza, necesariamente, en la manivela y su requerimiento adicional es
para contrarrestar el desbalance estructural, originado por su geometría. La capacidad
desde 114 Mlbs-pulg hasta 1280 Mlbs-pulg y la longitud de carrera
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mantenimiento. Su principio de funcionamiento
vo del motor por medio de correas a
a través del sistema de engranajes.
ga viajera mediante la
ue se refleja en el
es son balanceadas generalmente
n cajas de engranaje pequeñas pueden ser
caja de engranajes varia en el rango
pulg.
siguiente ilustración, es una
sición de los brazos y el poste
cir el torque en la caja
rtar más fluido sin sobrecargar el
la balanceada por aire, sin
ufactura es más costosa y requiere mayor balanceo. El balanceo de
la y su requerimiento adicional es
nado por su geometría. La capacidad
pulg y la longitud de carrera
Fuente.
� Unidades de bombeo balanceadas por aire
Estas unidades de bombeo utilizan un cilindro con aire co
pesas de hierro, como se puede observar en la figur
transporte de la unidad y por ser un 40% más livian
reducen los costos de transporte e instalación. Sin embargo, los costos d
son altos debido al mantenimiento del sistema de ba
compresor y controles neumáticos)
Fuente.
� Unidades de bombeo balanceadas por aire
Estas unidades de bombeo utilizan un cilindro con a
pesas de hierro, como se puede observar en la figur
transporte de la unidad y por ser un 40% más livianos que las conv
reducen los costos de transporte e instalación. Sin
Figura 2. Unidad de bombeo unitorque Mark II. ente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
Unidades de bombeo balanceadas por aire
unidades de bombeo utilizan un cilindro con aire comprimido en lugar de
pesas de hierro, como se puede observar en la figura. Esta cualidad permite mejor
transporte de la unidad y por ser un 40% más livianos que las convencionales, se
transporte e instalación. Sin embargo, los costos d
son altos debido al mantenimiento del sistema de balanceo (cilindro de aire, pistón,
compresor y controles neumáticos)
Figura 3. Unidad de bombeo air balance.
Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
Unidades de bombeo balanceadas por aire
Estas unidades de bombeo utilizan un cilindro con aire comprimido en lugar de
pesas de hierro, como se puede observar en la figura. Esta cualidad permite mejor
a unidad y por ser un 40% más livianos que las conv
reducen los costos de transporte e instalación. Sin embargo, los costos de operación
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mprimido en lugar de
a. Esta cualidad permite mejor
os que las convencionales, se
transporte e instalación. Sin embargo, los costos de operación
lanceo (cilindro de aire, pistón,
ire comprimido en lugar de
a. Esta cualidad permite mejor
a unidad y por ser un 40% más livianos que las convencionales, se
embargo, los costos de operación
son altos debido al mantenimiento del sistema de ba
compresor y controles neumáticos)
Fuente.
2.2.2 Otras unidades de bombeo� Reverse mark II
Esta unidad ofrece una alternativa mejorada al dise
unidades convencionales. A pesar de las similitudes en la ap
las unidades reverse mark II pueden reducir el torque y los requerimiento
en muchas aplicaciones de bombeo. En algunos ejempl
motores más pequeñas pueden usarse.
Fuente
� Unidad de bombeo Churchill
Disponibles exclusivamente por el Fabricante Lufkin
dureza y resistencia que las unidades
en pozos poco profundos.
son altos debido al mantenimiento del sistema de balanceo (cilindro de aire, pistón,
s neumáticos)
Figura 3. Unidad de bombeo air balance.
Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
nidades de bombeo
Esta unidad ofrece una alternativa mejorada al diseño y geometría de las
convencionales. A pesar de las similitudes en la apariencia la geo
ark II pueden reducir el torque y los requerimiento
en muchas aplicaciones de bombeo. En algunos ejemplos cajas de engranajes y
ñas pueden usarse.
Figura 4. Reverse mark II. Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
Unidad de bombeo Churchill
Disponibles exclusivamente por el Fabricante Lufkin, estas ofrecen la misma
dureza y resistencia que las unidades convencionales. Han sido utilizadas regularmente
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lanceo (cilindro de aire, pistón,
ño y geometría de las
ariencia la geometría de
ark II pueden reducir el torque y los requerimientos de potencia
os cajas de engranajes y
, estas ofrecen la misma
convencionales. Han sido utilizadas regularmente
Fuente
� Unidades de bombeo de bajo perfil
Unidades de bombeo compactas diseñadas
irrigación con sistemas de aspersores móviles o en
características del bajo perfil serian deseadas.
Fuente.
� Unidades de bombeo strapjack
Las Unidades de bombeo Strapjack combinan longitude
requerimientos de altura mínimos (similar al bajo p
bajo sistemas de irrigación activos. Esta unidad es
especiales donde el impacto visual debe ser minimiz
perfil” el impacto visual es reducido en áreas sens
residenciales. Mejorando la relación con los propie
Figura 5. Unidad de bombeo Churchill.
Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
Unidades de bombeo de bajo perfil
Unidades de bombeo compactas diseñadas para instalación en campos de
irrigación con sistemas de aspersores móviles o en áreas urbanas donde las
características del bajo perfil serian deseadas.
Figura 6. Unidad de bombeo de bajo perfil uente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
Unidades de bombeo strapjack
Las Unidades de bombeo Strapjack combinan longitudes de carrera máximas y
requerimientos de altura mínimos (similar al bajo perfil) permitiendo operación continua
bajo sistemas de irrigación activos. Esta unidad es única y apropiada para aplicaciones
especiales donde el impacto visual debe ser minimizado. Con este diseño de “bajo
perfil” el impacto visual es reducido en áreas sensibles tales como parques y zonas
residenciales. Mejorando la relación con los propietarios de las áreas mencionadas.
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para instalación en campos de
áreas urbanas donde las
s de carrera máximas y
erfil) permitiendo operación continua
y apropiada para aplicaciones
ado. Con este diseño de “bajo
ibles tales como parques y zonas
las áreas mencionadas.
Fuente.
� Caja reductora o caja de engranaje
Las unidades convencionales, markII, reverse mark,
churchill, strapjack y bajo perfil están provistas
reductora, por otra parte las unidades dynapump y
hidráulico suministrado por una unidad de potencia conectada a una bomb
por lo tanto no se hace necesario la medición de to
razón de esta investigación no se tomarán en cuenta
de bombeo objeto de estudio corresponde a una del tipo hidráulico como lo
Fuente.
La función de la caja de engranaje es convertir tor
unidad motriz en altos torque y bajas rpm necesaria
Una reducción típica de una caja de engranaje es
engranaje reduce los rpm a la entrada 30 veces
Figura 7. Unidades de bombeo strapjack
Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
Caja reductora o caja de engranaje
Las unidades convencionales, markII, reverse mark, balaceadas por aire,
churchill, strapjack y bajo perfil están provistas de una caja de engranaje o caja
reductora, por otra parte las unidades dynapump y corlift dependen de un empuje
ado por una unidad de potencia conectada a una bomb
por lo tanto no se hace necesario la medición de torque para efectos de balanceo. A
razón de esta investigación no se tomarán en cuenta datos de torque ya que la unidad
udio corresponde a una del tipo hidráulico como lo
Figura 8. Caja reductora o caja de engranaje.
Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
La función de la caja de engranaje es convertir torque bajos y altas rpm de la
unidad motriz en altos torque y bajas rpm necesarias para operar la unidad de bombeo.
Una reducción típica de una caja de engranaje es 30:1. Esto significa que la caja de
engranaje reduce los rpm a la entrada 30 veces mientras intensifica el torque de
�
balaceadas por aire,
de una caja de engranaje o caja
corlift dependen de un empuje
ado por una unidad de potencia conectada a una bomba de aceite,
rque para efectos de balanceo. A
datos de torque ya que la unidad
udio corresponde a una del tipo hidráulico como lo es corlift.
bajos y altas rpm de la
operar la unidad de bombeo.
30:1. Esto significa que la caja de
mientras intensifica el torque de
entrada 30 veces. Son de doble reducción. Con
dientes en V con razón de reducción según
� Unidades de bombeo rotaflex
Este sistema utiliza tecnología probada e innovació
una eficiencia excelente y eficacia en los costos p
de alto potencial. Con la Unidad Rotaflex bombas de
utilizadas en vez de bombas electro sumergible, o b
Usando todas las 306 pulgadas de longitud de carrer
operacionales e incremento de productividad.
Fuente.
Las unidades Rotaflex virtualmente no tienen veloci
el incremento de su flexibilidad. Velocidades más b
resultan en un llenado del barril más completo. Las
aplicaciones Rotaflex son similares a la carta teórica perfec
� Unidad de bombeo dynapump
Dynapump es un sistema de unidad de bombeo computar
utiliza sensores electrónicos, equipamiento hidrául
computarizado con el propósito de extraer petróleo lo más eficientemente p
para pozos profundos como para pozos someros.
El dynapump consiste en dos componentes principales que
bombeo y la unidad de potencia. La unidad de potenc
es el control central del sistema. Este consiste en
ada 30 veces. Son de doble reducción. Con manivelas gemelas y engranajes con
con razón de reducción según normas API.
Unidades de bombeo rotaflex (Longitudes de carrera largas)
Este sistema utiliza tecnología probada e innovación en el diseñ
una eficiencia excelente y eficacia en los costos para pozos profundos, problemáticos y
de alto potencial. Con la Unidad Rotaflex bombas de cabillas de succión pueden ser
utilizadas en vez de bombas electro sumergible, o bombas hidráulicas d
Usando todas las 306 pulgadas de longitud de carrera resultaría en ahorros
operacionales e incremento de productividad.
Figura 9. Unidades de bombeo rotaflex
Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.
Las unidades Rotaflex virtualmente no tienen velocidades mínimas asegurando
el incremento de su flexibilidad. Velocidades más bajas y longitudes de carrera largas
resultan en un llenado del barril más completo. Las cartas dinagraficas tomadas en
es Rotaflex son similares a la carta teórica perfecta.
Unidad de bombeo dynapump
Dynapump es un sistema de unidad de bombeo computarizado. El dynapump
utiliza sensores electrónicos, equipamiento hidráulico y sistemas de monitoreo
opósito de extraer petróleo lo más eficientemente p
para pozos profundos como para pozos someros.
ynapump consiste en dos componentes principales que son la unidad de
bombeo y la unidad de potencia. La unidad de potencia maneja la unidad d
es el control central del sistema. Este consiste en una computadora controlada con un
�
manivelas gemelas y engranajes con
(Longitudes de carrera largas)
n en el diseño para proveer
ara pozos profundos, problemáticos y
cabillas de succión pueden ser
ombas hidráulicas de subsuelo.
a resultaría en ahorros
dades mínimas asegurando
ajas y longitudes de carrera largas
cartas dinagraficas tomadas en
izado. El dynapump
ico y sistemas de monitoreo
opósito de extraer petróleo lo más eficientemente posible tanto
ynapump consiste en dos componentes principales que son la unidad de
ia maneja la unidad de bombeo y
una computadora controlada con un
�
sistema de modem radio, electrónica sólida, controladores de motor y bombas
hidráulicas. Actualmente este equipo se utiliza en el Sureste de California, Texas,
Nuevo México, Utah, Colorado y Venezuela. Algunas de estas unidades han excedido
el record de producción de fluidos para sistemas hidráulicos, siendo capaces de
producir tasas que superan los 10.000 Bls/d.
Figura 10. Unidades de bombeo dynapump Fuente; www.dynapumpinc.com
� Unidad de bombeo corlift
Mediante presión hidráulica generada por una bomba conectada a un motor de
combustión interna que le suple energía, llena un recipiente cilíndrico que levanta y
recoge un pistón al momento de la carga y descarga transmitiendo este movimiento
reciprocante a la barra pulida mediante guayas que se sujetan al elevador acoplado a
dicha barra manteniendo el principio de bombeo mecánico no-convencional.
Figura 11. Unidades de bombeo corlift.
Fuente. Schlumberger 2008.
Si bien todas las unidades de bombeo tienen caracte
también tienen diferencias que podrían influenciar
del sistema. Es por eso que se estandarizan los diseños según su
levantamiento, uso especifico de la energía y trans
Para el caso de la unidad corlift el método estánda
2.2.3. Equipo de superficie
� Cabezal de producción
Es un conjunto de válvulas, colgadores y elementos
con sus accesorios sirven para producir el pozo de
es controlar y dirigir la entrada y salida de los f
válvulas, colgar la tubería y los revestimientos y
revestimiento al nivel de la superficie.
Si bien todas las unidades de bombeo tienen características comunes, estas
también tienen diferencias que podrían influenciar significativamente el comportamiento
Es por eso que se estandarizan los diseños según su
levantamiento, uso especifico de la energía y transmisión de potencia.
Para el caso de la unidad corlift el método estándar es de la siguiente forma:
Figura 12. Unidad de superficie corlift.
Fuente. Schlumberger 2008.
2.2.3. Equipo de superficie
Cabezal de producción
Es un conjunto de válvulas, colgadores y elementos empacadores, los cuales
con sus accesorios sirven para producir el pozo de forma segura; su principal
es controlar y dirigir la entrada y salida de los fluidos o gases mediante el uso de las
válvulas, colgar la tubería y los revestimientos y sellar espacios anulares entre tubería y
revestimiento al nivel de la superficie.
�
rísticas comunes, estas
significativamente el comportamiento
Es por eso que se estandarizan los diseños según su capacidad de
misión de potencia.
r es de la siguiente forma:
empacadores, los cuales
forma segura; su principal función
luidos o gases mediante el uso de las
sellar espacios anulares entre tubería y
• Componentes del Cabezal
Figura 13.
1. Prensa Estopa.
2. Cruceta.
3. Primera Válvula de 4” del brazo.
4. Segunda Válvula de 4” del brazo.
5. Válvula Toma muestra.
6. Válvula del Revestidor.
7. Válvula sonolog de 2”.
8. Válvula de 2” del mechero.
9. Brida superior del cabezal.
10. Línea de flujo.
11. Válvula Cheque.
12. Válvula 2” de la tubería de producción.
Componentes del Cabezal de Producción:
Figura 13. Componentes del cabezal de producción.
Fuente. Echometer Co.
3. Primera Válvula de 4” del brazo.
4. Segunda Válvula de 4” del brazo.
8. Válvula de 2” del mechero.
9. Brida superior del cabezal.
12. Válvula 2” de la tubería de producción.
�
� Prensa Estopa (Figura 1):
el espacio entre la barra pulida y la tubería, permiti
línea de flujo evitando así la salida incontrolada
En los primeros años de
utilizaban empaques con forma de dona. Eran fabrica
tales como grafito para mejorar su eficiencia. Dura
tipo cono se han hecho muy po
están en servicio en la industria. Un modelo mejora
virtualmente a prueba de fugas, aunque su costo pod
marginales. Con pozos marginales de prof
cónico es todavía satisfactorio. Si el sentido comú
instalación y los empaque se ajustan periódicamente
sin presentar casi ninguna fuga. Es important
condiciones a considerar para mantener la integrida
elevador bien centrado sobre el pozo.
� Tipos de prensa estopa:
Existen dos tipos de prensa estopa, el regular y el
tipo ram.
Prensa Estopa (Figura 1): Es un conjunto de piezas que se utilizan para sella
espacio entre la barra pulida y la tubería, permitiendo el paso del petróleo hacia la
línea de flujo evitando así la salida incontrolada de crudo al ambiente.
Figura 14. Prensa estopa.
Fuente. www.skinnerbrosco.com
En los primeros años de la industria petrolera la mayoría de los prensa est
utilizaban empaques con forma de dona. Eran fabricados con varios tipos de aditivos
tales como grafito para mejorar su eficiencia. Durante los años recientes los empaques
tipo cono se han hecho muy populares y miles de prensa estopas con empaque cónic
están en servicio en la industria. Un modelo mejorado esta en el mercado y es
virtualmente a prueba de fugas, aunque su costo podría no ser justificado para pozos
marginales. Con pozos marginales de profundidades medias a someras el modelo
cónico es todavía satisfactorio. Si el sentido común y precaución es utilizado durante la
instalación y los empaque se ajustan periódicamente estos podrían durar varios años
sin presentar casi ninguna fuga. Es importante señalar que una de las principales
condiciones a considerar para mantener la integridad del empaque es mantener el
elevador bien centrado sobre el pozo.
Tipos de prensa estopa:
Existen dos tipos de prensa estopa, el regular y el del sistema de seguridad o
�
Es un conjunto de piezas que se utilizan para sellar
endo el paso del petróleo hacia la
la industria petrolera la mayoría de los prensa estopa
dos con varios tipos de aditivos
nte los años recientes los empaques
pulares y miles de prensa estopas con empaque cónico
do esta en el mercado y es
ría no ser justificado para pozos
undidades medias a someras el modelo
n y precaución es utilizado durante la
estos podrían durar varios años
e señalar que una de las principales
d del empaque es mantener el
sistema de seguridad o
�
o Tipo regular: Se emplea en pozos de muy baja presión. Su uso se tiende a
descontinuar, ya que algunas veces se requiere desahogar o “matar” el pozo para
poder cambiar los empaques.
o Tipo ram: Es el de uso más generalizado. Esta provisto de un sistema de
seguridad que permite cambiar las empacaduras sin necesidad de desahogar o “matar”
el pozo, ya que al cerrar el sistema (girando los “rams” media vuelta a la izquierda) se
sella por debajo de la empacadura el espacio existente entre la barra pulida y la tubería
de producción.
� Cruceta (Figura 2): Es una pieza de cuatro vías con conexiones de líneas de
tubería de 4”, sirve para ensamblar las conexiones en superficie.
� Primera Válvula de 4” del brazo (Figura 3): Se Utiliza para bloquear la
comunicación de la estación al pozo.
� Segunda Válvula de 4” del brazo (Figura 4): Se utiliza para bloquear la presión
entre la estación y el pozo.
� Válvula Toma muestra (Figura 5): Es una válvula de ½” de diámetro que sirve
para tomar muestras de crudo y la presión de cabezal (THP, siglas en ingles para tubing
head pressure), mientras el pozo bombea.
� Válvula del Revestidor (Figura 6): Utilizada para desahogar la presión en el
revestidor y tomar registros.
� Válvula de 2” del Sonolog (Figura 7): Válvula instalada en la parte inferior que
tiene como objetivo permitir el paso de la onda sonora que se propaga por el espacio
anular revestidor/tubería de producción hasta detectar el nivel de fluido.
� Válvula de 2” del mechero (Figura 8): Esta instalada en la válvula de 2” del
casing en el cabezal del pozo, tiene como finalidad servir de vía de comunicación al
fluido que viene del casing y va hacia la atmósfera.
� Brida superior del cabezal (Figura 9): Se utiliza para sellar el espacio anular,
soporta el peso de la tubería de producción y permite las conexiones de superficie.
� Líneas de flujo (Figura 10): Es una línea que se utiliza para transportar el crudo
desde la superficie hacia la estación recolectora.
�
• Otros componentes del cabezal
� Preventor
Los preventores o impide reventones, son equipos especialmente diseñados
para impedir que el flujo de gas y/o liquido en un reventón, salga a la superficie en
forma incontrolada.
Existen diversos tipos de preventores, según las condiciones de trabajo en el
pozo (preventores de revestidor, de tubería y de cabilla). En este caso, se explicara
el uso del preventor de cabillas, el cual se instala en pozos activos e inyectados con
vapor, por las siguientes razones:
� Para controlar la presión y salida de flujo hacia la superficie en caso de que el
pozo se active.
� En caso de roturas en la barra pulida o de las cabillas, para sellar el espacio e
impedir la salida de flujo.
� Al realizar actividades de subsuelo, para controlar el pozo durante la extracción
o introducción de cabillas.
� Cuando se va a realizar trabajos de empaque o cambio de prensa estopa, en
pozos activos, a fin de efectuar esta actividad en condiciones seguras.
Figura 15. Preventor Fuente. www.gascon.com.ar
2.2.4 Equipo de subsuelo
� Sarta de varillas
La sarta de varillas conecta la bomba de fondo con la barra pulida. La función
principal es transmitir el movimiento oscilatorio de la barra pulida a la bomba. Esto
proporciona la potencia necesaria por la bomba para producir hidrocarburos. La
resistencia, vida útil y fuerzas fricciónales de la sarta de cabillas tiene un impacto
significativo en la economía de un pozo.
Las varillas de succión son hechas de acero o fibra
varillas son fabricadas 100% en acero. Sartas p
también comunes en muchos campos petroleros. Estas
localizaciones con problemas de corrosión, para red
bombeo, para evitar la compra de unidades excesivam
la tasa de producción. Varillas de acero son fabricadas en
Varillas de fibra de vidrio son construidas en longitu
de varillas de fibra de vidrio más común es 37.5
haciendo la sarta tan ligera como sea posib
va de 0.5 plg hasta 1.25 plg, para las de fibra de
0.75 plg hasta 1.5 plg.
Cada varilla de la sarta debe soportar las cargas de fluido y el pe
cabillas por debajo de ellas. Para minimizar los co
de varillas se diseña usualmente de forma ahusada (adelga
cilíndrica). Diámetros mayore
la base. Dependiendo de
cinco (5) secciones ahusadas. Las secciones típicas
de peso (Varillas de diámetro mayor para el fondo de la
para sobreponerse a las fuerzas de flotación y mi
en la base de la sarta. En el diseño de las sartas de var
el porcentaje en cada sección debería resultar en las mismas cargas ten
de cada sección de varillas. El diseño de sarta de
luego.
Figura 16.Fuente.
La sarta de varillas tiene un impacto mayor en el comportamiento d
Afecta las cargas en la barra pulida y la caja de e
en la caja de engranaje, carrera de fondo, y frecue
illas de succión son hechas de acero o fibra de vidrio. La mayoría de las
illas son fabricadas 100% en acero. Sartas parcialmente acero y fibra de vidrio son
también comunes en muchos campos petroleros. Estas son principalmente utilizadas en
localizaciones con problemas de corrosión, para reducir cargas en la unidad de
bombeo, para evitar la compra de unidades excesivamente grandes o para increm
la tasa de producción. Varillas de acero son fabricadas en longitudes de 25 o 30 pies.
illas de fibra de vidrio son construidas en longitudes de 25, 30 o 37,5 pies. El tamaño
illas de fibra de vidrio más común es 37.5 pies. Esto reduce el número de acoples
haciendo la sarta tan ligera como sea posible. El rango del diámetro de var
va de 0.5 plg hasta 1.25 plg, para las de fibra de vidrio se encuentran rangos desde
la sarta debe soportar las cargas de fluido y el pe
cabillas por debajo de ellas. Para minimizar los costos y las cargas tensiónales, la sarta
illas se diseña usualmente de forma ahusada (adelgazamiento en forma
drica). Diámetros mayores de varillas son colocados en el tope y más pequeños en
la profundidad, la sarta de varillas va desde una (1) hasta
cinco (5) secciones ahusadas. Las secciones típicas son 1”-7/8”-3/4” o 7/8”
tro mayor para el fondo de la sarta) son comúnmente usadas
para sobreponerse a las fuerzas de flotación y minimizar la compresión en las var
n el diseño de las sartas de varillas, un ensayo para determinar
a sección debería resultar en las mismas cargas ten
de cada sección de varillas. El diseño de sarta de variillas se discutirá con más detalle
Figura 16. Diseño adecuado de selección de varillas. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
illas tiene un impacto mayor en el comportamiento d
Afecta las cargas en la barra pulida y la caja de engranaje, consumo de energía, torque
en la caja de engranaje, carrera de fondo, y frecuencia de fallas de las
�
de vidrio. La mayoría de las
arcialmente acero y fibra de vidrio son
son principalmente utilizadas en
ucir cargas en la unidad de
te grandes o para incrementar
longitudes de 25 o 30 pies.
30 o 37,5 pies. El tamaño
pies. Esto reduce el número de acoples
le. El rango del diámetro de varillas de acero
vidrio se encuentran rangos desde
la sarta debe soportar las cargas de fluido y el peso de las
gas tensiónales, la sarta
zamiento en forma
illas son colocados en el tope y más pequeños en
illas va desde una (1) hasta
3/4” o 7/8”-3/4”. Barras
son comúnmente usadas
nimizar la compresión en las varillas
illas, un ensayo para determinar
a sección debería resultar en las mismas cargas tensiónales al tope
illas se discutirá con más detalle
illas tiene un impacto mayor en el comportamiento del sistema.
ngranaje, consumo de energía, torque
ncia de fallas de las varillas.
� Varillas API:
De acuerdo al material de fabricación, exi
C, D y K. La siguiente tabla., resume sus especific
también manufacturan clase KD, con metalurgia tipo
obtener mayor resistencia (115 M Lpc).
de las diferentes varillas utilizadas comúnmente e
Cuadro N° 1, Clasificación API de las varillas segú
*Níquel y Molibdeno
La siguiente figura presenta una
impresas. El módulo de elasticidad de acero es de aproximada
un pequeño ajuste debido al cuello. La velocidad de
esfuerzo de las varillas es alrededor de 16 M pies/seg.
Fuente.
Resistencia a la tensión mínima
Dureza, Brinell
Metalurgia
erdo al material de fabricación, existen tres tipos de clases de var
C, D y K. La siguiente tabla., resume sus especificaciones. Los fabricantes de var
también manufacturan clase KD, con metalurgia tipo K, pero con más dureza para
yor resistencia (115 M Lpc). El siguiente cuadro presenta la clasificación API
de las diferentes varillas utilizadas comúnmente en los sistemas de bombeo mecánico:
Cuadro N° 1, Clasificación API de las varillas según su fuerza ténsil mínima
Níquel y Molibdeno
La siguiente figura presenta una varilla API, mostrando
El módulo de elasticidad de acero es de aproximada 30.5 MM Lbs/
un pequeño ajuste debido al cuello. La velocidad de propagación d
illas es alrededor de 16 M pies/seg.
Figura 17. Varilla API. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
Clase API
C D
Resistencia a la tensión mínima 90 115
Dureza, Brinell 185-235 235-285
Metalurgia AISI-1036 Carbón
Carbón Aleación*
�
sten tres tipos de clases de varillas API:
s. Los fabricantes de varillas
K, pero con más dureza para
El siguiente cuadro presenta la clasificación API
n los sistemas de bombeo mecánico:
n su fuerza ténsil mínima
illa API, mostrando especificaciones
30.5 MM Lbs/pulg2, con
propagación de la onda de
K
85
175-235
AISI-46xx
Aleación*
�
Las varillas API son de 25 pies de longitud (variación ± 2 puig.), excepto en la
Costa Oeste de los Estados Unidos, que miden 30 pies (variación ± 2 puIg). A
continuación, en la siguiente tabla se detallan más especificaciones API:
Cuadro N° 2, Especificaciones de fabricación API según el diámetro de las
varillas
Cuello (Diam. exte.)
Tamaño de tubería Min. (Diam)
Diámetro (pulg.)
Peso (lbs/pie)
Área (pulg.)
Normal (pulg.)
Especial (pulg.)
Normal (pulg.)
Especial (pulg.)
1/2 0.726 0.1964 - 1.000 - 1.66 5/8 1.135 0.3068 1.500 1.250 2-1/16 1.99 3/4 1.634 0.4418 1.625 1.500 2-3/8 2-1/16 7/8 2.224 0.6013 1.813 1.625 2-7/8 2-3/8 1 2.904 0.7854 2.188 2.000 3-1/2 2-7/8
1-1/8 3.676 0.9940 2.375 - 3-1/2 - Cuadro N° 3, Combinaciones de varillas según el diámetro del pistón de la bomba
Según diámetro de pistón de la bomba ��
Diametro 3/4" - 7/8" 7/8"- 1 " 3/4"- 7/8"- 1" 1"- 1-1/8" 7/8"- 1"- 1-1/8" (pulg.)
%3/4 %7/8 %3/4 %7/8 %1 %7/8 %1
1 ½” 68.6 74.3 50.5 26.4 78.1 58.8 21.7
1 ¾” 65 71.9 44.9 29.5 76.5 54.9 23.7
2” 60.8 68.1 35.2 33 74.5 50.5 26
2 ¼” 56.1 66 30.8 36.5 72.4 45.4 28.7
2 ½” 50.8 62.5 22.5 41.3 69.7 39.8 31.7
2 ¾” 45 53.6 13.2 46.2 67.3 33.5 35
3 ¼” 31.6 49.7 61.2 19.2 42.6
3 ¾” 16 39.3 54 26 51.4
Nomenclatura de combinación de sarta para el diseño
66 ¾” 88 1 99 1-18”
77 7/8” 86 1-7/8-3/4 97 11/8- 1 – 7/8
76 7/8-3/4” 87 1-7/8 98 1 -1/8- 1
� Varillas API UPCO
�
Son varillas de fabricación patentada por la empresa UPCO INC., con sede en
estados unidos de norte América. Su elaboración se adapta a las exigencias de las
condiciones de trabajo crítico dependiendo de la capacidad que se requieran.
Cuadro N° 4, Varillas API UPCO
API Grade 1 Micro Alloy
API Grade 1 Spray Metal
API Grade2 Chrome Alloy
API Grade 2 Nickel Alloy
API Grade 2 Spray Metal
Base Metal
1045M 1045M 4140M 4623M 4140M
Min Tensile Str, psi 90.000 90.000 95.000 95.000 95.000
Loading Medium Medium Heavy Heavy Heavy
Corrosión Tolerance Light Mild Mild Mild Mild
Abrasive Service Limited Severe Limited Limited Severe
� Varillas NO-API:
Entre las cabillas que no cumplen con las normas API tenemos las siguientes:
• Varillas electra
Son fabricadas con acero de gran resistencia, generalmente se utilizan en pozos
donde las Varillas convencionales API experimentan frecuentes fallas.
La gran resistencia, se debe a que la parte exterior es sometida a un proceso de
tratamiento con calor (endurecimiento por inducción) y la parte interna a compresión;
como resultado se presenta una varilla capaz de soportar esfuerzos hasta de 50M Lpc,
independientemente del rango del esfuerzo; por lo tamo, el diagrama de Goodman no
es aplicable.
• Varillas continúas COROD:
Es una sarta continua de varillas que no tienen cuellos ni pasadores y los
diámetros varían en 1/16 de pulg en vez de 1/8 puIg, como lo indican las normas API;
sin embargo, la metalurgia si cumple con dichas normas, así que, el diagrama
modificado de Goodman es aplicable para evaluar las cargas de diseño. Estas varillas
�
son almacenadas y transportadas en grandes carretos; además, requieren de un equipo
especial instalación/desinstalación y de soldadura para operaciones de
conexión/desconexión. La limitada disponibilidad del equipo especial para meter y
sacar, ha probado ser la principal desventaja de las varillas continuas COROD.
Cuadro N° 5, Especificaciones de las varillas COROD
Tamaño (pulg.)
8vos. No.API Peso (lbs/pie)
Diferencia *
(%) 1- 1/16 - - 3.015 -
1 8/8 8 2.670 8.0 15/16 - - 2.347 - 7/8 7/8 7 2.044 8.4
13/16 - - 1.763 - 3/4 6/8 6 1.502 8.1
11/16 - - 1.262 -
• varillas de fibras de vidrio:
Para facilitar su estudio se presentan ciertas ventajas y desventajas
comparándose con las convencionales API, fabricadas con acero:
Ventajas
� Su bajo peso reduce las cargas y consumo de energía en los equipos de
superficie.
� Reducción en los equipos de superficie.
� Si existe potencial adicional, la producción puede ser incrementada porque
permiten la instalación de la bomba a mayores profundidades.
Desventajas
� No son recomendables para pozos direccionales o altamente desviados. La
carga adicional por fricción reduce considerablemente la carrera efectiva en la
bomba, debido al bajo modulo de elasticidad.
� La temperatura máxima de diseño es 200ºF.
� El torque en el cuerpo está limitado a 100 Lbs/pie para las varillas de 1 pulgada.
�
� Las operaciones de pesca se dificultan si la partidura es en el cuerpo de la
varilla; además, partículas de estas pueden acortar la vida de las bombas de
subsuelo.
� El espaciamiento de las bombas es dificultoso.
Cuadro N° 6, Especificaciones de las varillas de fibras de vidrio.
Diámetro (pulg.)
Longitud (pies)
Peso (lbs/pie)
Área (pulg2.)
0.750 37.5 0.507 0.442 0.855 37.5 0.746 0.574 0.980 37.5 0.848 0.754 1.200 37.5 1.100 1.131
El módulo de elasticidad de las varillas de fibra de vidrio está en el rango de 7.2 a
9.0 MM Lpc y una velocidad de propagación de onda para los esfuerzos de 14.4M
Pie/Seg. Así pues, estas varillas se elongan 3.8 veces más que las manufacturadas con
acero, con la misma carga y tamaño del encabillado.
� Barras de peso
Las barras de peso son varillas de gran diámetro diseñadas para añadir peso al
final del tren de varillas. Lo que diferencia a las barras de peso de las varillas regulares
de succión es que están diseñadas para usarlas al fondo de la sarta de varillas. Los
pines son más pequeños que el diámetro de su cuerpo para permitirles entrar en la
tubería. El tamaño del pin no suele ser un problema ya que las cargas en las varillas al
fondo de la sarta son pequeñas comparadas con las cargas cerca de la superficie. Esto
se debe a que las varillas cercanas a la superficie tienen que soportar su propio peso, el
peso de las varillas debajo de ellas y la carga del fluido. Sin embrago, las barras de
peso, al estar al fondo de la sarta sólo soportan su propio peso y la carga del fluido. Los
diámetros de las barras de peso van desde 1-1/4” a 2”. El tamaño de la tubería limita el
diámetro máximo de barra de peso que se pueda usar. La tabla 7.3 muestra los
�
diámetros estándar de barras de peso disponibles, su peso y el tamaño de tubería
mínimo requerido para cada uno.
Cuadro N° 7, Especificaciones de barras de peso
Algunos operadores usan varillas regulares en lugar de barras de peso para el
mismo propósito. El resto de la discusión sobre las barras de peso también se aplica
cuando se utilizan varillas regulares.
¿Por qué Usar Barras de Peso?
Las barras de peso se utilizan por las tres siguientes razones:
• Para ayudar a bajar las varillas durante la carrera descendente.
• Para evitar problemas de pandeo de varillas al final de la sarta.
• Para mantener tensionadas las varillas de fibra de vidrio.
Otra razón para usar barras de peso es para ayudar a balancear la unidad de
bombeo. En algunos pozos la unidad puede ser demasiado grande para la aplicación y
puede tener mucho contrabalanceo (peso pesado) aun sin contrapesas en las
manivelas. Al añadir barras de peso se obtiene mayor carga en la barra pulida y así
poder balancear la unidad. Sin embargo, esta aplicación para las barras de peso sólo
se recomienda si es la única forma de reducir el torque en la caja de engranaje. Este
problema se puede prevenir seleccionando el tamaño correcto de unidad para el pozo.
� Bombas de subsuelo
Las Bombas de Subsuelo son típicamente clasificadas en base al mecanismo a
través del cual estas le agregan energía al fluido (bien sea incrementando su velocidad
Diámetro de Peso Tamaño mínimo
barra de peso (lb/pié) de tubería requerido
������� ��� �����
������� �� ������
������ ��� ������
�� ���� ��� ������
������� ��� ������
�� ���� ������
o presión) y aún más por la manera específica en qu
implementado. Este sistema de clasificación, el
diagrama, divide las bombas en diferentes tipos o categoría
Desplazamiento Positivo. Las bombas dinámicas (Elec
continuamente agregan energía al fluido mientras és
incrementar su velocidad de manera que las subsecue
dentro o fuera de la bomba producen un incremento d
desplazamiento positivo (Reciprocantes, de diafragma o rotativ
añaden energía al fluido a través de la aplicación
constante. Las bombas de desplazamiento positivo pu
de si la acción de bomba es causada por rotación o movimiento reciproc
elementos.
• Clasificación de las bombas
Diagrama N° 1.Fuente.
� Bombas de desplazamiento positivo
Las bombas de desplazamiento positivo tienen una ca
el lado de la succión y una cavidad que decrece en
fluye dentro de la bomba en la medida que la cavida
fuera de la descarga a medida que la cavidad colaps
Bombas
Dinamicas
Dezplazamiento
o presión) y aún más por la manera específica en que ese mecanismo es
implementado. Este sistema de clasificación, el cual es ilustrado en el siguiente
, divide las bombas en diferentes tipos o categorías diferentes: Dinámicas o de
Desplazamiento Positivo. Las bombas dinámicas (Electro sumergibles o
continuamente agregan energía al fluido mientras éste pasa a través de la bomba para
incrementar su velocidad de manera que las subsecuentes reducciones de velocidad
dentro o fuera de la bomba producen un incremento de presión. Bombas de
nto positivo (Reciprocantes, de diafragma o rotativas) periódicamente
añaden energía al fluido a través de la aplicación de fuerza a un volumen de fluido
constante. Las bombas de desplazamiento positivo pueden ser subdividas en las bases
bomba es causada por rotación o movimiento reciproc
Clasificación de las bombas
Diagrama N° 1. Diagrama de clasificación de las bombas. Fuente. Manual de bombeo mecánico Ing. Dimas Reyes.
desplazamiento positivo
Las bombas de desplazamiento positivo tienen una cavidad que se expande en
el lado de la succión y una cavidad que decrece en el lado de la descarga. El líquido
fluye dentro de la bomba en la medida que la cavidad en la succión se
fuera de la descarga a medida que la cavidad colapsa. Las bombas de desplazamiento
Dinamicas
Centrifugas Flujo Mixed
Peripheral
Flujo Axial
Especiales
Dezplazamiento
ReciprocantePistón
Diafragma
Rotativo Vane
Pistón
Tornillo, CP
Engranes
Lobulares
�
ese mecanismo es
cual es ilustrado en el siguiente
s diferentes: Dinámicas o de
tro sumergibles o Jets)
te pasa a través de la bomba para
ntes reducciones de velocidad
e presión. Bombas de
as) periódicamente
de fuerza a un volumen de fluido
eden ser subdividas en las bases
bomba es causada por rotación o movimiento reciprocantes de sus
vidad que se expande en
el lado de la descarga. El líquido
d en la succión se expande y fluye
Las bombas de desplazamiento
�
positivo son máquinas de flujo constante. Una bomba de desplazamiento positivo no
debe ser operada contra una válvula cerrada en el lado de la descarga, debido a que la
bomba continuaría bombeando hasta que la presión en la línea de descarga se
incremente y produzca el estallido de la tubería o un daño severo en la bomba.
� Bombas reciprocantes.
En una bomba reciprocante, un volumen de líquido es atraído dentro del cilindro
a través de la succión de la válvula en la embolada de entrada y es descargado bajo
presión positiva a través de la válvula de salida en la embolada de descarga. La
descarga a partir de una bomba reciprocante es pulsante y cambia sólo cuando la
velocidad de la bomba es cambiada. Esto se debe a que la entrada mantiene un
volumen constante.
Un tipo de construcción común de bombas reciprocantes es la que convierte el
movimiento circular de baja velocidad en movimiento reciprocante usando una caja
reductora de velocidad. La bomba de potencia puede por igual ser de acción simple o
de acción doble. El diseño que nos interesa (de acción simple) descarga líquido sólo en
un lado del pistón, sólo una embolada de succión y una de descarga puede ocurrir por
revolución del eje de la manivela.
Figura 18. Bomba reciprocante. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
• Componentes de la Bomba
� Barriles y pistones Ambos, el barril y el pistón de una bomba por cabillas de succión son simples
tubos, maquinados y pulidos para una tolerancia bien pequeña entre los diámetros
internos del barril y externo del pistón (fit). El tamaño nominal de la bomba es el
diámetro interno exacto del barril. El diámetro externo del pistón, en el caso de los
pistones de metal, difiere sólo ligeramente del diá
pistón se conoce como el espacio libre entre el bar
unas pocas milésimas de pulgadas.
� Barriles El barril de trabajo en bombas de subsuelo es una p
tratamiento térmico, maquinado y con las paredes in
movimiento suave del pistón.
Fuente.
� Pistones Existen dos tipos de pistones: metal
son menos costosos al momento de comprar o repararl
tan eficientes como los de metal
longitud del pistón varía entre 6 y 12 plg por cada
bomba. Esta longitud varia también dependiendo de l
temperatura de fondo, diámetro del pistón y espacio libre entre el pis
ejemplo, si se utiliza un pistón de 8 plg por cada
pies necesitara un pistón de 4 pies.
� Pistones metal-metal: Los pistones metal-metal son por igu
usados en pozos profundos o en pozos que producen s
espacio entre el pistón y el barril (desde 0.001 ha
permiten eficiencias de la bomba más altas que los
pistones de metal, difiere sólo ligeramente del diámetro interno del barril usado. El fit del
pistón se conoce como el espacio libre entre el barril y el pistón, y está en el orden de
unas pocas milésimas de pulgadas.
El barril de trabajo en bombas de subsuelo es una pieza de metal con
tratamiento térmico, maquinado y con las paredes internas pulidas para permitir un
movimiento suave del pistón.
Figura 19. Barril de la bomba de subsuelo. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
Existen dos tipos de pistones: metal-metal y empaque suave. Empaque suave
son menos costosos al momento de comprar o repararlos. Sin embargo, estos no son
eficientes como los de metal-metal y no pueden bombear en pozos profundos. La
longitud del pistón varía entre 6 y 12 plg por cada 1000 pies de profundidad de la
bomba. Esta longitud varia también dependiendo de la viscosidad del fluido,
o, diámetro del pistón y espacio libre entre el pis
ejemplo, si se utiliza un pistón de 8 plg por cada 1000 pies entonces a un pozo de 6000
pies necesitara un pistón de 4 pies.
metal: metal son por igual lisos o ranurados (Figura b)
usados en pozos profundos o en pozos que producen sin sólidos. Debido al pequeño
espacio entre el pistón y el barril (desde 0.001 hasta 0.005), los pistones de metal
permiten eficiencias de la bomba más altas que los de empaque suave. Sin embar
�
metro interno del barril usado. El fit del
ril y el pistón, y está en el orden de
ieza de metal con
ternas pulidas para permitir un
metal y empaque suave. Empaque suave
os. Sin embargo, estos no son
metal y no pueden bombear en pozos profundos. La
1000 pies de profundidad de la
a viscosidad del fluido,
o, diámetro del pistón y espacio libre entre el pistón y el barril. Por
1000 pies entonces a un pozo de 6000
Figura b). Estos son
in sólidos. Debido al pequeño
sta 0.005), los pistones de metal
de empaque suave. Sin embargo,
cuando el pozo produce sólidos, estos pistones pued
trabajo debido a que el desgaste seria más rápido q
Fuente.
� Pistones de empaque suave:
Los pistones de empaque suave pueden ser por igual
una combinación de ambos. Pistones tipo anillos tie
de flexite. Debido al gran espacio libre entre el p
suaves presentan mayores pérdidas por escurrimiento
eficiencias volumétricas que los de metal
� Pistones tipo copas
Pistones tipo copa usan la presión del fluido para
ascendente y proveer el sello entre el pistón y el
diferentes tipos de materiales sintéticos para dife
típicamente usados en pozos de menos de 3000 pies.
incluyen la habilidad de compensar el desgate del b
reparación.
Figura
Fuente.
cuando el pozo produce sólidos, estos pistones pueden no ser los indicados para el
trabajo debido a que el desgaste seria más rápido que con pistones de empaque suave.
Figura 20. Pistones metal-metal
Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
Pistones de empaque suave:
Los pistones de empaque suave pueden ser por igual de tipo copa o tipo anillo, o
una combinación de ambos. Pistones tipo anillos tiene cualquier composición o anillos
de flexite. Debido al gran espacio libre entre el pistón y el barril, bombas con empaques
suaves presentan mayores pérdidas por escurrimiento y por lo tanto menores
eficiencias volumétricas que los de metal-metal.
Pistones tipo copas
Pistones tipo copa usan la presión del fluido para expandirse en la
ascendente y proveer el sello entre el pistón y el barril. Las copas son fabricadas con
diferentes tipos de materiales sintéticos para diferentes aplicaciones. Estos son
típicamente usados en pozos de menos de 3000 pies. Las ventajas de estos pisto
incluyen la habilidad de compensar el desgate del barril y tener bajos costos de
Figura 21. Pistones tipo copa, Anillos y Anillos-copas.
Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
�
en no ser los indicados para el
ue con pistones de empaque suave.
de tipo copa o tipo anillo, o
ne cualquier composición o anillos
istón y el barril, bombas con empaques
y por lo tanto menores
expandirse en la carrera
barril. Las copas son fabricadas con
rentes aplicaciones. Estos son
Las ventajas de estos pistones
arril y tener bajos costos de
� Pistones tipo anillo
Pueden usarse pistones
barril de la bomba. Estos pistones son más comunes
son los apropiados para profundidades de hasta 7000
flexite tiene anillos impregn
excelentes para pozos con altos cortes de agua y co
� Válvulas y jaulas Las válvulas son consideradas el corazón de las bom
debido a que la eficiencia de la operación de bombeo depende principal
acción apropiada de la válvula fija y viajera. Está
bajo el principio de bola y asiento. Los asientos s
protegerlos de corrosión con metales resistentes a la erosión.
Fuente.
Durante la operación de las válvulas, la bola es pe
desasentada del asiento. Las presiones altas
la bola golpee el asiento con fuerzas de impacto al
restringido, podría moverse fuera de la línea del a
durante el cierre, la bola golpearía
desgaste para ambos componentes (bola
válvulas y mejorar el comportamiento del sistema, l
para guiar y restringir el movimiento de l
jaulas es restringir tanto el movimiento lateral co
impactan lo menos posible la capacidad de flujo a t
Pistones tipo anillo
Pueden usarse pistones tipo anillo para lograr fits pequeños entre el pist
barril de la bomba. Estos pistones son más comunes que los de tipo copa debido a que
son los apropiados para profundidades de hasta 7000 pies. Pistones tipo anillo de
flexite tiene anillos impregnados de grafito que son auto-lubricantes. Estos pistones son
excelentes para pozos con altos cortes de agua y con problemas de corrosión.
Válvulas y jaulas Las válvulas son consideradas el corazón de las bombas por cabillas de succión,
ciencia de la operación de bombeo depende principal
acción apropiada de la válvula fija y viajera. Estás son válvulas Check simples y operan
bajo el principio de bola y asiento. Los asientos son maquinados, y acabados para
ón con metales resistentes a la erosión.
Figura 22. Esquema Bola-Asiento.
Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
Durante la operación de las válvulas, la bola es periódicamente asentada y
desasentada del asiento. Las presiones altas a la profundidad de la bomba causan que
la bola golpee el asiento con fuerzas de impacto altas. Si el movimiento de la bola no es
restringido, podría moverse fuera de la línea del asiento cuando esta levante. Entonces,
durante el cierre, la bola golpearía sólo un lado del asiento, resultando en excesivo
desgaste para ambos componentes (bola –asiento). Para disminuir el daño de las
válvulas y mejorar el comportamiento del sistema, las jaulas para válvulas son usadas
para guiar y restringir el movimiento de las bolas. Es claro entonces que la tarea de las
jaulas es restringir tanto el movimiento lateral como el vertical de las bolas, mientras
impactan lo menos posible la capacidad de flujo a través del ensamblaje de la válvula.
�
tipo anillo para lograr fits pequeños entre el pistón y el
que los de tipo copa debido a que
pies. Pistones tipo anillo de
lubricantes. Estos pistones son
n problemas de corrosión.
bas por cabillas de succión,
ciencia de la operación de bombeo depende principalmente en la
s son válvulas Check simples y operan
on maquinados, y acabados para
riódicamente asentada y
a la profundidad de la bomba causan que
tas. Si el movimiento de la bola no es
siento cuando esta levante. Entonces,
sólo un lado del asiento, resultando en excesivo
asiento). Para disminuir el daño de las
as jaulas para válvulas son usadas
as bolas. Es claro entonces que la tarea de las
mo el vertical de las bolas, mientras
ravés del ensamblaje de la válvula.
Fuente.
� Bombas de subsuelo utilizadas en levantamiento arti
mecanico (Sucker Rod Pump)
La típica bomba por cabillas de succión es un arreg
terminología de campos petroleros el embolo es
conoce como barril de la bomba
Válvula Viajera debido a que viaja hacia arriba y h
del barril de la bomba existe otra válvula llamada
la tubería y no se mueve. La
de cabillas. Entender la operación de la bomba es esencial para
del sistema incluyendo la interpretación de la form
La operación de la bomba afecta todos los component
en las cargas sobre la sarta de cabillas, unidad de
Sistemas con bombas de diámetros grandes son muy se
de flujo, incluso pequeños aumentos en la presión d
significativamente las cargas en la barra pulida.
Figura 23. Jaulas y bombas de subsuelo. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
Bombas de subsuelo utilizadas en levantamiento artificial por bombeo
mecanico (Sucker Rod Pump)
La típica bomba por cabillas de succión es un arreglo embolo
terminología de campos petroleros el embolo es llamado pistón y el cilindro se le
bomba. El pistón tiene una válvula de bola y asiento lla
Válvula Viajera debido a que viaja hacia arriba y hacia abajo con el pistón. A la entrad
del barril de la bomba existe otra válvula llamada Válvula Fija debido a que está fijada a
la tubería y no se mueve. La Figura 24 muestra un diagrama simplificado de las bombas
Entender la operación de la bomba es esencial para la
del sistema incluyendo la interpretación de la forma de las cartas dinagráficas.
La operación de la bomba afecta todos los componentes del sistema. Esta influye
en las cargas sobre la sarta de cabillas, unidad de bombeo, caja de engranaj
Sistemas con bombas de diámetros grandes son muy sensibles a la presión en la línea
de flujo, incluso pequeños aumentos en la presión de la línea podrían incrementar
significativamente las cargas en la barra pulida.
�
ficial por bombeo
lo embolo-cilindro. en la
llamado pistón y el cilindro se le
. El pistón tiene una válvula de bola y asiento llamado
acia abajo con el pistón. A la entrada
Válvula Fija debido a que está fijada a
muestra un diagrama simplificado de las bombas
comprensión total
cartas dinagráficas.
es del sistema. Esta influye
bombeo, caja de engranaje y motor.
nsibles a la presión en la línea
e la línea podrían incrementar
Figura Fuente.
2.2.5 Método de la ecuación de onda En 1954, en un intento de desarrollar métodos más p
productores y fabricantes comisiona un estudio en el “Midwest Research
entender más acerca del complejo comportamiento de
mecánico. La API publicó el resultado de este estud
Practice 11L”. Desde su aparición, la API
diseño más popular, sin embargo, el
suposiciones realizadas cuando fue desarrollado.
Los fabricantes de las unidades de bombeos han modi
permitir el diseño con Mark II, Balanceado por Aire
el rango a pozos pocos profundos. Todas estas
empíricas para modificar las ecuaciones
Mientras se desarrollaban las Practic
Sam Gibbs desarrolló un método de diseño más sofist
matemático basado en la ecuación de onda. Este méto
computadoras para resolver el modelo de la ecuación
cabilla. Este método no tiene las limitaciones del
complejidad no goza de tanta popularidad como la AP
computadoras ha aumentado y muchas
universidades han desarrollado sus
ecuaciones de ondas.
La clave para una buena predicción de un sistema de
simulación del comportamiento de la sarta de cabill
24. Arreglo típico de una bomba reciprocante de subsuelo. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
2.2.5 Método de la ecuación de onda
En 1954, en un intento de desarrollar métodos más precisos, un grupo de
comisiona un estudio en el “Midwest Research
entender más acerca del complejo comportamiento de los sistemas de bombeo
mecánico. La API publicó el resultado de este estudio en 1967 como “Recommended
Practice 11L”. Desde su aparición, la API RP- 11L se ha convertido en el método de
diseño más popular, sin embargo, el método tiene muchas limitaciones debido a las
cuando fue desarrollado.
Los fabricantes de las unidades de bombeos han modificado la API RP 11L
permitir el diseño con Mark II, Balanceado por Aire, entre otras unidades, y así ampliar
el rango a pozos pocos profundos. Todas estas modificaciones usan constantes
empíricas para modificar las ecuaciones originales.
Mientras se desarrollaban las Practicas Recomendadas 11L de la API, el Dr.
Sam Gibbs desarrolló un método de diseño más sofisticado usando un modelo
matemático basado en la ecuación de onda. Este método requiere el uso de
computadoras para resolver el modelo de la ecuación de onda para una sa
cabilla. Este método no tiene las limitaciones del API RP 11L, sin embargo, debido a su
complejidad no goza de tanta popularidad como la API RP 11L. Hoy en día el uso de
computadoras ha aumentado y muchas compañías de petróleo, de servicios y
sidades han desarrollado sus propios métodos de solución para resolver las
La clave para una buena predicción de un sistema de bombeo está en la
simulación del comportamiento de la sarta de cabillas. Esto provee la
�
recisos, un grupo de
comisiona un estudio en el “Midwest Research Institute” para
sistemas de bombeo
1967 como “Recommended
11L se ha convertido en el método de
método tiene muchas limitaciones debido a las
ficado la API RP 11L para
unidades, y así ampliar
modificaciones usan constantes
as Recomendadas 11L de la API, el Dr.
icado usando un modelo
do requiere el uso de
de onda para una sarta de
embargo, debido a su
RP 11L. Hoy en día el uso de
compañías de petróleo, de servicios y
propios métodos de solución para resolver las
bombeo está en la correcta
as. Esto provee la exactitud
�
necesaria en los cálculos de parámetros operacionales validos para condiciones de
superficie como de subsuelo. Todos aquellos modelos simplificados están propensos a
un alto error y no proporcionan la exactitud requerida en el diseño y análisis de
instalaciones de bombeo. La característica más importante en una sarta de cabilla es su
elasticidad, la cual es la responsable de la complejidad de determinar las condiciones
de subsuelo a partir de las condiciones de superficie. Debido a la naturaleza altamente
elástica de la sarta de cabilla, todos los impulsos generados por el movimiento de la
unidad de superficie son transmitidos al fondo. Así como también la bomba de subsuelo
envía señales similares hacia la superficie. Todos estos impulsos toman la forma de
fuerza elástica u ondas de esfuerzo que viajan a lo largo de la sarta de cabilla a la
velocidad del sonido. La interferencia y los reflejos de estas ondas tienen un drástico
efecto en el desplazamiento y en las cargas que pueden ser observados en diferentes
puntos a lo largo de la sarta.
La sarta de cabilla satisface el criterio físico de una barra idealmente esbelta,
haciendo la propagación de las ondas de esfuerzo en un fenómeno de una dimensión.
Han existido varios intentos por simplificar el cálculo de este fenómeno, de hecho, el
método API RP 11L es el resultado de uno de estos estudios. Aunque el principio se
entiende claramente, paso mucho tiempo hasta que Gibbs publicó el primer método
confiable para resolver la ecuación de onda unidimensional para una sarta de cabillas.
Una vez calculado la tensión pico y la mínima de las cabillas, se puede hacer un
análisis de tensión para saber si las cabillas están sobrecargadas. El rango de tensión
permitida en las cabillas depende del material, grado de la cabilla y la corrosión del
pozo.
� Modelo de Gibbs
La siguiente figura muestra la sección de una sarta de varillas con una sección
transversal uniforme, A y de longitud L. Los ejes coordenados x y u están dirigidos
hacia abajo y representan la distancia axial y el desplazamiento de la varilla a lo largo
de la sarta respectivamente. Con el fin de encontrar la ecuación que gobierna el
movimiento de la sarta, es necesario realizar un balance de fuerzas a un elemento
diferencial de la cabilla. Como se muestra en la figura, las siguientes fuerzas actúan
sobre el elemento diferencial.
Figura 25.
Fuente. Manual de diseño de instalación
W = peso sumergido del elemento de sarta
Fx = fuerza de tensión que representa el halado del
FX + Dx = fuerza de tensión que representa el empuj
Fd = fuerza de amortiguamiento opuesto al movimient
efecto del fluido y de fricción.
Usando la segunda ley de newton:
Fx + Fx + x
El peso del elemento de cabilla, W, es una fuerza e
durante el ciclo de bombeo, por lo tanto se colocar
de onda. Las fuerzas de tensión Fx y Fx+
mecánicos presentes en la sección de la cabilla a l
Fx = SxA
Fx + x = Sx + x A
Donde:
Sx y Sx + �� = esfuerzos en la cabilla en las secciones x y
A = área de la sección transversal de la cabilla
Sustituyendo estas expresiones en la ecuación n°1:
(Sx
Figura 25. Balance de fuerzas en un elemento de diferencial de varillas
Manual de diseño de instalación de levantamiento artificial por bombeo mecánico CIE
del elemento de sarta
Fx = fuerza de tensión que representa el halado del elemento hacia arriba
FX + Dx = fuerza de tensión que representa el empuje del elemento
Fd = fuerza de amortiguamiento opuesto al movimiento del elemento, la cual resulta del
del fluido y de fricción.
Usando la segunda ley de newton:
x + x + W – Fd = m������ Ecuación n° 1
El peso del elemento de cabilla, W, es una fuerza estática que es constante
durante el ciclo de bombeo, por lo tanto se colocará luego de la solución de la ecuación
de onda. Las fuerzas de tensión Fx y Fx+�x pueden ser expresados por los esfuerzos
mecánicos presentes en la sección de la cabilla a la distancia axial x y x+
= esfuerzos en la cabilla en las secciones x y ��
A = área de la sección transversal de la cabilla
Sustituyendo estas expresiones en la ecuación n°1:
x-Sx+x)A-Fd= m������ Ecuación 2
�
de levantamiento artificial por bombeo mecánico CIED PDVSA
elemento hacia arriba
o del elemento, la cual resulta del
stática que es constante
lución de la ecuación
x pueden ser expresados por los esfuerzos
a distancia axial x y x+�x:
�
Sabiendo que la sarta de varillas está sometida a una deformación elástica, aplicamos
la ley de hooke.
S= E���� Ecuación 3
Donde:
E= Módulo de Young del material de la cabilla
�� = esfuerzo de la cabilla.
Usando la ecuación 2 definido para el esfuerzo en la cabilla y sustituyendo los términos
apropiados en la ecuación 1 obtenemos:
� ����� �� � � � ����� �� � �� � m
������ Ecuación 4
El multiplicador del término EA puede ser expresado con la segunda derivada de
desplazamiento, u, con respecto a la distancia, x. Incluyendo esto y expresando la
masa, m, a través del volumen y la densidad del elemento de varilla, llegamos a la
siguiente expresión:
EA x������-Fd =
��������
������ Ecuación 5
Donde:
� = densidad del material de la varilla
gc = 32.2, constante gravitacional
Falta por determinar las fuerzas de amortiguamiento (damping force), Fd. Esta es
la suma de las fuerzas que actúan en dirección opuesta al movimiento de la varilla, que
incluyen: la fuerza que ejerce el fluido sobre las varillas, acoples y la tubería; y la
fricción mecánica entre varillas, acoples y tubería.
De estas fuerzas la más complicada de determinar es la fricción, ya que esta
depende de muchos factores (a veces desconocidos), por ejemplo, daño por corrosión
en la superficie metálica, desviación del pozo, etc. Por otra parte, las fuerzas ejercidas
�
por el fluido pueden ser aproximadas a las fuerzas viscosas. Esta es la razón por la cual
prácticamente todos los investigadores aproximan las fuerzas de amortiguamiento a las
fuerzas viscosas. Gibbs desarrolló la siguiente fórmula para Fd:
�� � � ����������� �
���� Ecuación 6
Donde:
C =�� !��"# = coeficiente de amortiguamiento, 1 /s
= factor de amortiguamiento adimensional
Vs = velocidad de sonido en el material de la varilla, pies / segundo
L = longitud total de la varilla, pies
Sustituyendo ecuación 5 en ecuación 6 y dividiendo ambos lados por ��, tendremos:
EA������� - c
�������
����=�� ��
����������� Ecuación 7
Esta ecuación es la forma final de la ecuación de onda unidimensional que
describe la propagación de las fuerzas en la sarta de varillas. Esta es válida para sartas
con diámetro de varillas diferentes (ahusadas).
A continuación se presenta la forma más familiar de la ecuación de onda para
sarta de varilla con diámetro uniforme, que se logra con una simple sustitución de
términos:
Vs
"������ � � ��
�� � � ������ Ecuación 8
Donde:
Vs = $%&&'(�= velocidad del sonido en el material de la varilla (pies/segundo)
Para la resolución de esta ecuación es necesario la aplicación de métodos
matemáticos y principalmente la ayuda de computadora para conseguir rápida y
eficientemente la solución de un sistema.
�
2.2.6 Diagrama modificado de GOODMAN La norma API publicación RP11BR recomienda el uso del diagrama modificado
de Goodman para calcular la tensión máxima permisible en varillas API de acero. Este
método se puede aplicar gráficamente o con ecuaciones. Aquí se cubren ambas
opciones. Sin embargo, se recomienda la ecuación puesto que esta puede fácilmente
ser programada en una calculadora o la computadora.
La mejor manera de mostrar cómo se construye el diagrama API de Goodman es
con un ejemplo. Se pueden usar estas instrucciones para construir diagramas de
cualquier grado de varilla usando la mínima fuerza tensil de la varilla que se quiera
analizar. El cuadro 1 muestra la fuerza tensil mínima para varilla API grados K, C y D.
Para el grado K, es 85.000 lpc, para el grado C es 90.000 lpc, y para el grado D es
115.000 lpc.
Para construir el diagrama de Goodman, se hace lo siguiente (en este ejemplo
usaremos varillas grado C):
1. Obtener la fuerza tensil mínima T de las varillas. Para grados C, T = 90.000 lpc.
2. Dibujar una eje vertical como en la figura 26, usando una escala de tensión de
manera que el tope del eje vertical corresponda a la fuerza ténsil mínima T.
3. Dibujar un cuadrado usando el valor de T como la longitud de los lados.
4. Dibujar una línea a 45º conectando la esquina inferior izquierda con la superior
derecha del cuadrado como se ve en la figura 26. Esta línea de 45º es la línea de
la tensión mínima.
5. Localizar el punto T/4 en el eje vertical. Para el grado C es 90.000/4 = 22.500 lpc.
6. Localizar el punto T/1.75 en el eje vertical. Para el grado C es 90.000/1.75 =
51.429 lpc
7. Localizar la intersección de la línea horizontal desde el punto T/1.75 (ver paso 6)
a la línea de 45º como muestra la figura 26.
8. Conectar el punto del paso 7 con el punto T/4 en el eje vertical. Esta es la línea
de la tensión máxima permisible.
El área sombreada en la figura 26 muestra el rango de tensión permisible para las
cabillas grado C en un ambiente no corrosivo.
�
� Pasos para usar el diagrama API modificado de GOODMAN
1. Calcular las tensiones mínima (Smin) máxima (Smax) de la sección de varillas que
se va a analizar.
2. Localizar el punto de tensión mínima en la línea de tensión dibujando una línea
horizontal como muestra la figura 27.
3. Dibujar una línea vertical desde el punto de la línea de tensión mínima hasta
línea de máxima tensión permisible.
4. Si el punto en el paso 3 queda fuera del rango de tensión permisible, las varillas
están sobrecargadas. Si está por debajo de la línea de tensión máxima
permisible, entonces las varillas están bien.
Figura 26. Construcción del diagrama API modificado de Goodman
Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
0
22500
45000
67500
90000
0 22500 45000 67500 90000Paso 3
Paso 8
Paso 7
Paso 2
Paso 3
Paso 4
Paso 3
Paso 6
Paso 5
T/4=22.500
T/1.75=51.429
�
Ejemplo de Análisis de Tensión del Diagrama Modificado de Goodman
Problema:
Según una carta dinagráfica, la carga pico en una sección de varilla grado C de
1” es 26.235 lbs, y la carga mínima es 4.750 lbs. Usando el diagrama modificado de
Goodman calcular si las varillas están operando dentro de su rango aceptable de
tensión.
Solución:
La tensión máxima es:
(Smax) =
La tensión mínima es:
(Smin) =
Al usar el Diagrama de Goodman de la figura 27, con una tensión mínima de
6.051 lpc, vemos la figura 27, (paso 1) en el eje vertical la línea de tensión mínima.
Dibujar una línea vertical como muestra el paso 2, desde la línea de tensión mínima
hasta el punto de tensión máxima de 33.403 lpc (paso 3). Ya que este punto está fuera
del rango de tensión permisible (área sombreada), las cabillas están sobrecargadas.
Como se ve en la figura 27, la tensión máxima permitida es de unos 25.900 lpc. Esto
corresponde a la intersección de la línea vertical del paso 2 y la línea de la mayor
tensión permisible.
Carga Máxima Área de Cabilla
26.235 lbs 0.785 pulg2 33,403 lpc
Carga Máxima Área de Cabilla
4.750 lbs 0.785 pulg2 6.051 lpc
�
Figura 27. Uso del diagrama API modificado de Goodman
Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.
� Factor de servicio
Al usar varillas de succión en ambientes corrosivos, se debe ajustar la tensión
permitida para asegurar la carga apropiada y prevenir fallas prematuras. Esto se puede
lograr con factores de servicio. Un factor de servicio es un número, típicamente entre
0.7 y 1.0 y multiplica la carga máxima permisible calculada por el diagrama API de
Goodman. La reducción de la tensión máxima permisible, ayuda a extender la vida útil
de la sarta de cabillas.
Las condiciones del pozo difieren ampliamente dependiendo del fluido producido,
la presencia de sulfuro de hidrogeno (H2S), dióxido de carbono (CO2) y el programa
químico inhibidor. Así, el factor de servicio debe ser ajustado según las condiciones
locales del campo. Los factores de servicio de 0.7 a 0.75 se recomiendan para
condiciones severas tales como presencia de grandes cantidades de H2S. Factores de
servicio de 0.8 a 0.85 se recomiendan para corrosión por CO2 o pequeñas cantidades
de H2S. Factores de servicio de 0.9 a 0.95 se recomiendan para corrosión media como
cuando se produce salmuera. También se debe ajustar el factor de servicio para varillas
usadas, pozos desviados, golpe de fluido severo y problemas similares además de
corrosión. En el ejemplo anterior si el factor de servicio era de 0.8 la tensión máxima
permitida sería de 20.720 lpc (25.900x0.8).
�
� Factores de servicio combinados
Además de la corrosión, se debe reducir la tensión máxima permisible al re-usar
varillas, cuando hay golpe de fluido, etc. Los factores de servicio se combinan
multiplicándolos. Por ejemplo, para una sarta 86 grado D cuyo factor normal de servicio
sería 0.9, si hay golpe de fluido 24 horas diarias, se debe recalcular la tensión máxima
permisible multiplicándola por 0.9, por ende, el factor de servicio efectivo total a ser
usado sería:
FS = 0.9 * 0.9 = 0.81
� Ecuación de análisis de tensión API modificado de GOODMAN
El análisis de tensión API modificado de Goodman también se puede aplicar por
fórmula. La forma por ecuación es sencilla de usar; especialmente si se programa en un
computador. También es más rápida y precisa porque se pueden calcular los números
en lugar de leerlos en un gráfico.
La fórmula para calcular la línea de tensión máxima permisible es:
SA = (0.25T + 0.562Smin) SF Ecuación 9
Donde:
SA = Tensión máxima permitida (lpc)
Smin= Tensión mínima medida o calculada (lpc)
SF = Factor de Servicio.
El rango de tensión permisible se calcula así:
DSA = SA - Smin Ecuación 10
Existe un número útil que muestra cuán cargadas están las varillas porcentualmente, el
mismo se define así:
% de Carga de varillas = * 100 Ecuación 11
Como se ve en la ecuación 11, si el rango real de tensión (Smax - Smin) es igual al
rango de tensión permisible (DSA) las varillas están 100% cargadas. Si el rango real de
tensión excede al rango de tensión permisible se debe calcular una carga de más de
100%. Esto indica que las varillas están sobrecargadas.
En el anterior análisis de tensión, la tensión máxima permisible es:
Smax - Smin DSA
�
SA = [0.25 (90.000) + 0.5625 (6.051)](1.0) = 25.904 lpc.
El rango de tensión permisible es: 25.904 – 6.051 = 19.853 lpc
El rango de tensión real es: 33.403 – 6051 = 27.352 lpc.
Por lo tanto la carga porcentual en las varillas es:
* 100 = 137.8%
Esto muestra que las varillas están sobrecargadas. Se puede reducir la carga de
las varillas bajando la velocidad de la unidad, usando un pistón de menor diámetro o
usando varillas de mayor grado. Por ejemplo, con varillas grado D la tensión máxima
permisible sería:
SA = [0.25(115.000) + 0.5625(6.051)](1.0) = 32.154 lpc
Esto se traduce en un rango de tensión permisible de 26.103 y un porcentaje de
carga de 104.8%. Las varillas estarían aun sobrecargadas pero mucho menos que con
las varillas grado C.
2.2.7 Análisis de tensión con el método MGS
La implementación del diagrama API modificado de Goodman arriba discutido es
el método más utilizado para calcular el porcentaje de carga en las varillas. Sin
embargo, este método no es universalmente usado. Otra forma de calcular el
porcentaje de carga en las varillas es método modificado de cargas de Goodman
(MGS). De acuerdo con el método MGS, el porcentaje de carga en las varillas está
dado por:
% de Carga en Varillas: * 100 Ecuación 12
Los términos en la ecuación de arriba son los mismos que en la ecuación 1, el
término T es la fuerza tensil mínima de la Varilla. La ecuación 12 aplica sólo a varillas
API (C, K y D).
Para el anterior ejemplo con una tensión mínima de 6.051 lpc, una tensión
máxima de 33.403 lpc, y un factor de servicio de 1.0, la carga para varillas grado C
sería:
% de Carga en Varillas: * 100 = 133.33%
27.352 19.853
(Smax - 0.5625Smin) (T/4 * SF)
(33.403 - 0.5625 * 6.051) (90.000 / 4 * 1.0)
�
� Fallas en las cabillas
La mayoría de las fallas de las varillas suceden en la caja o en el pin del conector
debido a un armado incorrecto. Este problema puede ser reducido si se tiene cuidado
en armar apropiadamente la rosca usando método de desplazamiento circunferencial
descrito en API 11BR y Spec 11C. Estas publicaciones recomiendan que las llaves de
apriete sean debidamente calibradas para producir el desplazamiento circunferencial
recomendado. También recomienda que la calibración sea revisada cada 1000 pies de
varilla.
Muchas rupturas de varillas son causadas por manipulación tosca que resulta en
daños a la superficie de las varillas. Los golpes y raspaduras superficiales actúan como
elevadores de tensión o puntos de ataque corrosivos si la capa protectora exterior de la
varilla resulta dañada. La figura 28 muestra el efecto del ataque de la corrosión en un
golpe o raspadura.
Como muestra esta figura, los fluidos corrosivos carcomen el metal. Esto reduce
el área de sección transversal de la varilla y traduce en mayor tensión. En realidad, la
tensión local alrededor del hoyo es mucho mayor que la tensión promedio mostrada en
la figura 29. Mayor tensión abre la grieta aun más, exponiendo más metal al ambiente
corrosivo. Esto acelera la corrosión que pronto llevará a una falla en la varilla. Para
minimizar este problema, se recomienda la inspección de las varillas en sitio para evitar
el uso de varillas dañadas. Además, las varillas pueden fallar debido a la excesiva
fricción con la tubería en pozos desviados con “pata de perro”. El pandeo de varillas
también causa este problema. Las guías de varillas pueden reducir este problema.
También pueden usarse barras de peso para mantener derechas las varillas y evitar la
compresión que hace pandear las varillas.
Un diseño incorrecto de sarta también puede hacer fallar las varillas.
Especialmente en sartas ahusadas, los errores de diseño pueden resultar en
distribución no uniforme de la tensión, como resultado, una sección puede estar
severamente sobrecargada mientras las demás están sobredimensionadas, para
asegurar que las varillas están cargadas apropiadamente, se puede usar un moderno
programa de diseño como el Qrod para diseñar las varillas con iguales cargas de
tensión. El Qrod también se puede usar para evitar la compresión de fondo en varillas
de fibra de vidrio. Rupturas frecuentes en la misma sección de una sarta son un fuerte
indicio de la necesidad de rediseñar. Otras causas de fallas en las varillas incluyen
golpes de fluido, pandeo de tubería cuando la tuber
ineficaz de corrosión.
Figura
2.2.8 Comportamiento de producción
� Índice de productividad
El índice de productividad o (Productivity Index) o
capacidad o habilidad para producir fluido de un po
relación entre el caudal producido en tanque (Q) y
Cuando la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) e
punto de burbuja (Pb), el flujo de fluido es simila
este índice con una recta.
IP= Índice de Productividad
Q= Caudal
Pe= Presión Estática
Pwf= Presión de Fondo Fluyente
Si la presión de fondo fluyente es menor que el pun
fluido multifásico, por lo tanto se debe usar el mé
Relationship)
golpes de fluido, pandeo de tubería cuando la tubería no está anclada o un programa
Figura 28. Aumento de tensión debido a ataque corrosivo Fuente. Sánchez
2.2.8 Comportamiento de producción
Índice de productividad
El índice de productividad o (Productivity Index) o IP, es un indicador de la
capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo (reservorio). Se expresa como la
relación entre el caudal producido en tanque (Q) y la caída de presión del reservorio.
Cuando la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) es más grande que la presión de
punto de burbuja (Pb), el flujo de fluido es similar a un flujo monofásico, y se representa
)* � +,*- � *./0
IP= Índice de Productividad
Pwf= Presión de Fondo Fluyente
Si la presión de fondo fluyente es menor que el punto de burbujeo, resulta en un
fluido multifásico, por lo tanto se debe usar el método del IPR (Inflow Performance
�
ía no está anclada o un programa
es un indicador de la
zo (reservorio). Se expresa como la
la caída de presión del reservorio.
ande que la presión de
r a un flujo monofásico, y se representa
to de burbujeo, resulta en un
todo del IPR (Inflow Performance
�
+1�2 � +%34� � 435 6*./*7 8 � 439 6*./*7 8
"
M.V.VOGEL (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con
empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión
y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con
estas ecuaciones considero variaciones en las caídas de presión y en las propiedades
roca-fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad.
La correlación de vogel para obtener una curva IPR adimensional es la siguiente:
++1�2
� %34� � 435 6*./*7 8 � 439 6*./*7 8
Qo= Tasa de petróleo, crudo correspondiente a la Pwf, en BPD
Qomax= Tasa máxima de producción de petróleo cuando la Pwf es igual a cero, en
BPD.
Pwf= Presión de fondo fluyente, en Psia
Pr= Presión promedio del yacimiento, en Psia.
2.2.9 Definición de variables implícitas de producción
� Calculo de presiones de fondo
Es la presión existente frente a las perforaciones en el fondo del hoyo, producto
de peso de la columna de fluido existente en el pozo, aun cuando la presión de la
tubería en el cabezal del mismo.
*./ � *�: � ;/ < *
Donde:
Pwf= Presión de Fondo Fluyente, Lppc
Gf= Gradiente de Fluido Lppc/ft
Pcp= Presión en el Cabezal del Pozo en casing, lppc.
P= Profundidad del Pozo hasta el Tope de las Perforaciones, ft.
�
Generalmente Pe e IP, se pueden asumir constantes en los yacimientos en un
tiempo determinado, lo cual, significa que Q varia en proporción directa con Pwf, es
decir, al aumentar Pwf disminuye Q.
� Condiciones Estáticas
Cuando un pozo se cierra por un periodo de tiempo suficiente, la bomba deja de
trabajar y se cierra la válvula del anular del casing, el pozo alcanza una condición
estabilizada. El gas producido por el yacimiento es acumulado en la sección superior
del anular del casing y el líquido se mantiene depositado en la parte inferior del pozo.
Tales condiciones del pozo permiten determinar la presión de fondo estática y dicho
valor representa la presión promedio de la formación en condiciones estáticas. Esta
puede ser determinada a partir del balance de las presiones hidrostáticas de la columna
de líquido y gas, cuya expresión estaría definida por:
=>?* � *� � *' � *@
Donde:
SBHP = Presión de fondo estática (Static Bottomhole Pressure), psi.
Pc = Presión de Casing medida en superficie, psi.
Pg = Presión hidrostática de la columna de gas en el anular, psi.
Pl = Presión hidrostática de la columna del liquido en el anular, psi.
De tal manera, la presión de casing (Pc) es medida en superficie con precisión
utilizando un manómetro. La presión hidrostática de la columna de gas (Pg), puede ser
determinada solo si la profundidad del nivel de liquido estático en el pozo es conocido,
usualmente esto es posible utilizando mediciones acústicas. Para un a mejor evaluación
de la presión hidrostática de la columna de gas es necesario el conocimiento de la
composición del gas y la distribución de la temperatura en el anular.
La mayor porción de la presión de fondo está dada por la columna hidrostática de
líquido en el anular (Pl), debido a que la diferencia de densidades entre los líquidos
distribuidos en el anular le otorga el mayor porcentaje. La determinación de este
gradiente no es problema si solo se produce petróleo, pero para cortes de agua y
petróleo se necesitan consideraciones espec
compañía, en un documento que expone los cálculos d
Echometer Co., que menciona que la composición de l
depende de la relación del nivel de líquido en cond
medido antes de cerrar el pozo. Una regla general e
las condiciones de bombeo, debido a la separación g
agua, generan el efecto de solo la existencia de pe
el pozo es cerrado, el corte de agua es aproximadam
de una prueba de pozo que indiquen el %AyS son vali
La siguiente figura muestra la condición de bombeo
denotan los fluidos en el anular para un ejemplo de
a su vez la consideración de ajuste por el porcenta
Figura 29. Ejemplo, para un pozo con 50% de RAP. A condiciones
La figura ilustra, que después de estabilizarse la
presión hidrostática puede ser calculada a partir d
fluidos. Para un cálculo aproximado, se puede
base a la RAP. Utilizando la siguiente tabla se pue
petróleo para diferentes gravedades API y del agua
petróleo se necesitan consideraciones especiales. Esto es mostrado por McCoy y
compañía, en un documento que expone los cálculos desarrollados por la empresa
Echometer Co., que menciona que la composición de la columna liquida en el anular
depende de la relación del nivel de líquido en condiciones dinámicas sobre la bomba,
medido antes de cerrar el pozo. Una regla general es considerar el estado estable de
las condiciones de bombeo, debido a la separación gravitacional del petróleo y del
agua, generan el efecto de solo la existencia de petróleo sobre la bomba. Después que
el pozo es cerrado, el corte de agua es aproximadamente el mismo, así que los datos
de una prueba de pozo que indiquen el %AyS son validos para realizar los cálculos.
La siguiente figura muestra la condición de bombeo de un pozo y
denotan los fluidos en el anular para un ejemplo de 50%RAP (Relación Agua Petróleo),
a su vez la consideración de ajuste por el porcentaje de agua en el mismo.
Ejemplo, para un pozo con 50% de RAP. A condiciones de bombeo y después
Fuente. Ing. Dimas Reyes.
La figura ilustra, que después de estabilizarse la relación de agua
presión hidrostática puede ser calculada a partir de los gradientes conocidos de ambos
fluidos. Para un cálculo aproximado, se puede establecer un gradiente promedio en
base a la RAP. Utilizando la siguiente tabla se pueden conocer los gradientes del
petróleo para diferentes gravedades API y del agua fresca, salmuera y otros.
�
iales. Esto es mostrado por McCoy y
esarrollados por la empresa
a columna liquida en el anular
dinámicas sobre la bomba,
s considerar el estado estable de
ravitacional del petróleo y del
e la bomba. Después que
ente el mismo, así que los datos
dos para realizar los cálculos.
de un pozo y de cómo se
50%RAP (Relación Agua Petróleo),
je de agua en el mismo.
de bombeo y después de cerrado.
relación de agua-petróleo, la
e los gradientes conocidos de ambos
establecer un gradiente promedio en
den conocer los gradientes del
fresca, salmuera y otros.
Figura 30. Datos de gradientes de petróleo para difere
� Condición Dinámica:
Para condiciones de producción, el cálculo de la pr
la condición estática depende del gradiente de los
mayor proporción de la presión de fondo es atribuid
pero la presión de la columna de liquido puede ser
depende de la cantidad de fluidos que aporte el yac
fracciones de liquido en este. También hay que reco
en su condición estabilizada y todo el líquido sobr
entendemos el efecto de la separación gravitacional
En casos donde se pr
gradiente de fluido debido a que el gas que sale de
mueve en el espacio anular hacia la parte superior
liquida en forma de burbujas,
de la formación entra en el anular.
El anular de un pozo bombeando, un ca
algunos lugares, si la formación aporta gas continu
burbujas a través de las perforaciones y la columna liquida
Datos de gradientes de petróleo para diferentes gravedades API, Agua fresca, salmuera, entre oFuente. Echometer Co.
Condición Dinámica:
Para condiciones de producción, el cálculo de la presión de fondo al igual que en
la condición estática depende del gradiente de los fluidos en el pozo.
mayor proporción de la presión de fondo es atribuida a la presión de casing en cabezal,
pero la presión de la columna de liquido puede ser considerablemente alta; así que
depende de la cantidad de fluidos que aporte el yacimiento hacia el po
fracciones de liquido en este. También hay que recordar que el pozo debe encontrarse
en su condición estabilizada y todo el líquido sobre la bomba corresponde a petróleo, si
entendemos el efecto de la separación gravitacional.
En casos donde se produzca gas, se debe considerar el efecto de reducci
gradiente de fluido debido a que el gas que sale de la formación hacia el pozo, se
mueve en el espacio anular hacia la parte superior del casing atravesando la columna
liquida en forma de burbujas, lo que sería válido si se asume que todo el gas que
de la formación entra en el anular.
El anular de un pozo bombeando, un caso especial es el flujo multifás
algunos lugares, si la formación aporta gas continuamente este se mueve como
a través de las perforaciones y la columna liquida en el anular. Este depende
�
ntes gravedades API, Agua fresca, salmuera, entre otros.
esión de fondo al igual que en
fluidos en el pozo. Usualmente, la
a a la presión de casing en cabezal,
considerablemente alta; así que
imiento hacia el pozo y las
rdar que el pozo debe encontrarse
e la bomba corresponde a petróleo, si
oduzca gas, se debe considerar el efecto de reducción del
la formación hacia el pozo, se
del casing atravesando la columna
lo que sería válido si se asume que todo el gas que sale
so especial es el flujo multifásico en
amente este se mueve como
en el anular. Este depende
�
de la tasa volumétrica del gas, así que la densidad del fluido en la columna estaría dado
por una mezcla entre líquido acumulado y gas fluyendo en el anular. Y estaría dado por:
�A ���# �?# �����?�
Donde:
�m = Densidad de la mezcla, lbs/pie3.
�l y �g = Densidades del liquido y del gas, lbs/pie3.
Hl = Fracción de volumen del Liquido (Liquid Holdup), Adim.
Hg = Fracción de volumen del gas (Gas Holdup), Adim.
La contribución de la densidad del gas a la mezcla es despreciable (muy
baja), por lo tanto puede borrarse de la ecuación. Tomando en cuenta que la presión
hidrostática es proporcional al densidad de la columna liquida, el gradiente de la
columna liquida gasificada puede estar expresado con el gradiente de la columna
liquida libre de gas:
;7B�A ��;7B�# �?#
Donde:
Gradm = Gradiente hidrostático de la columna liquida gaseosa en el anular,
psi/pie.
Gradl = Gradiente hidrostático de la columna liquida libre de gas en el anular,
psi/pie.
Hl = Fracción de volumen del Liquido (Liquid Holdup), Adim.
La fracción efectiva de volumen de petróleo (Oil Holdup), puede ser
considerado como una corrección del gradiente de liquido; y lo podemos llamar como
factor de corrección del gradiente de liquido. Esto es importante para el cálculo de la
presión de fondo dinámica, y equivale a una corrección severa para determinar este
valor.
Gilbert 1972, presentó una correlación (popularmente conocida como
curva S), que permite determinar la fracción efectiva de petróleo (Oil holdup) tomando
en cuenta los siguientes parámetros:
�
Q/(A x P0.4)
Donde:
Q = Tasa de flujo de gas, Mpcn/día.
A = Área transversal del anular, pulg2.
P = Presión actual de la columna, psi.
Los cálculos presentados por Gilber fueron corregidos posteriormente,
debido a que carecía de exactitud en los resultados finales al comparar los datos de
presión con datos medidos con sensores de fondo, es por ello que J. McCoy, A. Podio y
compañía desarrollaron a partir de un estudio de campo un modelo que corrige la curva
“S”. Estudio que fue presentado en la SPE como “Acoustic Determination of Producing
Bottomhole Pressure, Society of Petroleum Engeneers Formation Evaluations, Sep-
1988.”En este estudio se utilizaron datos de una muestra representativa de pozos en
Texas, las pruebas se realizaron por la empresa Ecometer Co., y las características de
los pozos se resumen en: Tamaño de casing de 4.5 a 7pulg y gravedades del petróleo
desde 32°API hasta 43°API. Tomando en cuenta que las columnas liquidas gasificadas
de los pozos eran mayores a 5000 pies, y los pozos con profundidades de más de 9000
pies. Las tasas de flujo de gas en el anular de 13 a 120 MPCND y fracciones efectivas
de petróleo de 20 a 77%. Los pozos presentan gradientes normales de temperatura en
el rango de 0.9 a 1.2°F/100pies.
� Correlación de PODIO
En la figura siguiente se muestra la correlación de Gilbert (Derecha) y la
curva corregida por J. McCoy, A. Podio (Izquierda), donde se muestran los puntos de
ajuste que se ejecutaron a partir del trabajo de campo. Dado que es posible medir el
caudal de gas dado a un área conocida se puede determinar la fracción efectiva de
líquido en el anular y de esta manera determinar las proporciones de la columna liquida
gaseosa y columna liquida libre de gas, para posteriormente calcular la presión
dinámica de fondo con la siguiente expresión:
*./ � *� � *' � *@
Donde:
Pwf = Presión dinámica de fondo, psi.
Pc = Presión de casing en cabezal durante el
estabilizado, psi.
Pg = Presión hidrostática de la columna de gas en e
Pl = Presión de la columna de liquido gasificada en
Figura 31. Comparación entre correlación de Gilbert y ajuste pFuente. Acoustic determination of producing bottom hole pre
Posteriormente, aplicando la curva “S” (J. McCoy, A
fracción efectiva de liquido (Hold
presión hidrostática del gas determinada a partir d
de la gravedad especifica de este en el anular a co
se establece la siguiente ecuación:
Pwf = Presión dinámica de fondo, psi.
Pc = Presión de casing en cabezal durante el bombeo normal y
estabilizado, psi.
Pg = Presión hidrostática de la columna de gas en el anular, psi.
Pl = Presión de la columna de liquido gasificada en el anular, psi.
Comparación entre correlación de Gilbert y ajuste presentado por J. McCoy-
Acoustic determination of producing bottom hole pressure SPE 1988.
Posteriormente, aplicando la curva “S” (J. McCoy, A. Podio) se determina la
de liquido (Hold up), con la presión de casing medida en cabezal, la
presión hidrostática del gas determinada a partir del conocimiento del nivel de fluido y
de la gravedad especifica de este en el anular a condiciones de presión y temperatura,
e la siguiente ecuación:
*C ��D#���;7B�#���?#
�
bombeo normal y
l anular, psi.
el anular, psi.
-A. Podio.
ssure SPE 1988.
. Podio) se determina la
up), con la presión de casing medida en cabezal, la
el conocimiento del nivel de fluido y
ndiciones de presión y temperatura,
�
Donde:
PL = Presión de la columna de liquido libre de gas, psi.
hl = Altura de la columna de liquido gasificada en el anular sobre la formación,
pies.
Gradl = Gradiente hidrostático de la columna de liquido libre de gas, psi/pie.
El cálculo de la presión de fondo fluyente puede ser llevado a cabo en un 90% en
pozos de bombeo sin considerar presencia de gas en la columna de líquido, bien sea
con líquido sobre la formación o sin líquido sobre la formación con la bomba al mismo
nivel de las perforaciones.
En pozos donde hay presencia de gas en la columna de líquido, la presión
de fondo fluyente puede ser obtenida por el uso de la correlación presentada por (J.
McCoy, A. Podio). Otra herramienta para determinar la presión dinámica de fondo es el
Método de Walker, que se basa en una técnica poco económica y no muy practica
considerando las pérdidas de tiempo y producción, esta consiste en deprimir deprimir la
columna de liquido gasificada en pozos con producción de gas utilizando una válvula de
contra presión en la superficie, esto ayudara a separar el gas de la columna liquida,
produciendo el pozo a una tasa constante. Una vez que la presión de casing allá
estabilizado en un valor fijo y el nivel de líquido se situé a una profundidad fija, se
asume que el gas se ha liberado hacia la parte superior del anular y el liquido en el
fondo del pozo, determinando la columna liquida sobre las perforaciones (asumiendo
solo liquido) es posible determinar con precisión los gradientes de los fluidos y así la
presión de fondo.
Aunque el procedimiento es muy exacto en los resultados finales, carece de
preferencia debido a que se consume mucho tiempo, y en ocasiones los pozos podrían
quedar con el nivel por debajo de la bomba pudiendo causar problemas. Aunque hay
que considerar que este estudio basado en los gradientes actuales medidos en el
anular, ofrece una mayor precisión superando la correlación previa basada en los
modelos y teorías de superficie.
Debido a la limitación de la curva “S” corregida por J. McCoy, A. Podio y
compañía, para crudo pesado, se presentó en el 2005 un ajuste realizado en el campo
de San Tomé en la ciudad del Tigre, estado Anzoátegui – Venezuela, que muestra las
variaciones que tiene la curva cuando los pozos producen crudo pesado para
�
densidades de (10 a 12°API), donde por efectos de la viscosidad del crudo se observó
que las burbujas de gas se liberan a menor velocidad hacia la parte superior del anular.
Figura 32. Heavy Oil Test Points (red line) Plotted on Echometer “S” Curve Graph (black line).presentado por J. McCoy-A. Podio.
Fuente. Acoustic determination of pump intake pressure in well whit heavy oil crude SPE 1988.
Se muestra que la curva se desplaza, hacia la derecha y se puede notar
que para las mismas relaciones de tasas de gas y área del anular se presentan
mayores fracciones efectivas de líquido, comparándola con la curva original presentada
por J. McCoy y A. Podio. Para este caso se cubre la necesidad que presentaron las
operadoras de campos productores de crudo pesado y extrapesado.
2.2.10 Técnicas y métodos para la determinación y análisis de las condiciones de
bombeo
A continuación se describen las técnicas utilizadas para el análisis e
interpretación del comportamiento de producción del pozo, que producen bajo bombeo
mecánico.
En particular se refiere a las pruebas de superficie: pruebas de pozos, registros
acústicos, registro de presión y cartas dinagráficas que son tomadas en la presente
tesis de grado, explicando la obtención, interpretación e importancia de los resultados
para la determinación de las condiciones de bombeo.
"S"curve for Heavy Oil Compared with the Echometer "West Texas Wells S curve"
100
1000
10000
100000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Effective Oil Fraction
Q/A
SC
FD
/in2