Bombeo por cavidades progresivas

PROYECTO METODOS DE PRODUCCION SILVIA JULIANA IBAÑEZ 2061261 ELIANA PULIDO VASQUEZ 2073166 WILLIAM ALEXANDER ORTIZ 2063124 UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS 2011 CONTENIDO INTRODUCCION OBJETIVOS ANTECEDENTES VENTAJAS DEL SISTEMA PCP DESVENTAJAS DEL SISTEMA PCP PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA DESPLAZAMIENTO ROTOR –ESTATOR GEOMETRIA DISTRIBUCION Y EFECTOS SELECCIÓN DE LA BOMBA COMPLETACION Y PERFIL DEL POZO REQUERIMIENROS DE TORQUE Y POTENCIA TIPOS DE INSTALACION PCP PRINCIPIOS BASICOS DE PRODUCCION DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS EQUIPOS DE SUBSUELO EQUIPOS DE SUPERFICIE DISEÑO INSTALACION DE EQUIPOS PUESTA EN MARCHA DEL SISTEMA TIPICOS PROBLEMAS DE OPERACIÓN CONCLUSIONES BIBLIOGRAFIA INTRODUCCION Las reservas de petróleo liviano están comenzando a declinar poco a poco y las de crudo pesado y bitúmenes de Grado API (10-22.3) o menor, se irán transformando en posesiones muy valiosas. Estas reservas se encuentran presentes en países como; Argentina (cuenca del golfo de San Jorge), Venezuela (Faja de Orinoco que tiene los depósitos más grandes del mundo), Estados Unidos-California, Canadá y otros países donde los reservas de petróleo pesado son menores. Es muy importante que el ingeniero de producción conozca las alternativas disponibles cuando le corresponda diseñar o seleccionar un sistema de levantamiento artificial, debido a que en un proceso de producción de hidrocarburos existen diferentes técnicas para llevar los fluidos contenidos en una formación desde el subsuelo hasta la superficie. Es de interés mencionar que cuando el yacimiento tiene la suficiente energía, para levantar estos fluidos hasta la superficie, se dice que el pozo produce en forma natural. Cuando esto no es posible, es decir, el yacimiento solo tiene la presión necesaria para levantar los fluidos hasta cierto nivel dentro del pozo, es necesaria la instalación de un sistema de levantamiento artificial, que adicione presión para poder llevar los fluidos hasta la superficie. El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos. El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aún si estos transportan partículas sólidas, y/o flujos bifásicos de gas y petróleo. Los métodos de levantamiento artificial más comunes al comienzo de la industria petrolera eran: bombeo mecánico convencional (BMC) para crudos pesados y levantamiento por gas (GL) para crudos medianos y livianos. Posteriormente comienza la aplicación en campo, de métodos no convencionales, tales como el bombeo electro sumergible (BES) y el bombeo por cavidades progresivas (BCP). El desarrollo de este trabajo se enfatizará totalmente sobre este último, el cual es muy utilizado en la industria petrolera por los beneficios que genera su aplicación. OBJETIVOS Identificar las ventajas que aporta el uso de las Bombas de Cavidades Progresivas en la recuperación de petróleos pesados. Conocer los principios físicos, el funcionamiento, la instalación en superficie y en fondo, las especificaciones y dimensionamiento del equipo. Reconocer las características de este mecanismo tanto en costo, en tiempo y en cuanto a recuperación de crudo. Describir el diseño de la bomba detallando los pasos a seguir para calcular y analizar las variables de una instalación de bombeo por Cavidades Progresivas. Evaluación financiera Marco Teórico Antecedentes Las bombas de cavidades progresivas (BCP) representan un método de Levantamiento Artificial de crudos pesados, medianos y livianos que ofrece una amplia versatilidad, alta eficiencia y bajo costo. La geometría simple de este tipo de bombas constituidas principalmente por un rotor metálico y un estator elastomérico le confieren al sistema tales ventajas. Las bombas de desplazamiento positivo se caracterizan por ofrecer un caudal constante (teóricamente) aunque se varíe la presión de descarga de la misma, lo que representa una de las mayores ventajas de este tipo de bombas. Adicionalmente mediante la tecnología de cavidades progresivas se pueden bombear fluidos con contenidos de agua, arena y parafinas. Los esfuerzos realizados en investigación y desarrollo de bombas de cavidades progresivas han permitido desarrollar sistemas con elevada capacidad de producción y levantamiento. Es fundamental que se realice una adecuada selección del material elastomérico para garantizar un buen desempeño de la bomba por lo que este método de levantamiento artificial depende considerablemente de la disponibilidad de materiales elastoméricos para manejar fluidos de diversa naturaleza química. Algunas fallas presentadas por los estatores elastoméricos de las bombas de cavidades progresivas (BCP) justifican la necesidad de identificar las causas de dichas fallas y establecer los controles necesarios sobre criterios de selección, diseño e instalación de bombas en las completaciones. Ventajas del sistema PCP Los sistemas BCP tienen algunas características únicas que los hacen ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60 %. Otras ventajas adicionales de los sistemas BCP son: Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises. La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento. Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de que la varillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran. Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser transportada con una camioneta. Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator y al mecanismo de bombeo. La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una aparente ineficiencia. Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo. La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo constante hacen más fácil la instrumentación. El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo. Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y plataformas de producción costa fuera. El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas urbanas. Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles. Simple instalación y operación. La simplicidad del equipo permite mejorar el bombeo de una gran variedad de fluidos Puede ser regulada la tasa de bombeo según las exigencias del pozo, mediante la variación de la rotación en el cabezal accionado, esto se efectúa con simples cambios de polea o mediante un vareador de rotación. Bombea con índices de presión interna inferior al de las bombas alternativas, lo que significa menor flujo en la columna del pozo para alimentarla, pudiendo succionar a una presión atmosférica. La producción del pozo puede ser controlada mediante el simple cambio de rotación y esta se efectúa mediante el cambio de poleas o usando vareador de velocidad. Al contrario del sistema alternativo, el PCP presenta un torque constante en la sarta de bombeo dentro del pozo, tienen menos fricción, reduciendo significativamente el consumo de energía, llegando a economizar hasta 50% la energía comparado con otros métodos. Los sistemas PCP puede alcanzar altas tasa de bombeo eliminado la necesidad de cambiar el equipo cuando las condiciones de los pozos disminuyen o prestan variaciones en la producción. El tamaño, menor peso, permite economizar el transporte y aligera su instalación. A diferencia del sistema alternativo, este método no ofrece riesgos de accidente. Las roscas de línea API permiten una conexión directa, sin necesidad de adaptaciones al mudar el sistema de los pozos, de alternativas al PCP. La simplicidad del equipo, reduce costos en mantenimiento de lubricación y reemplazo de partes. Tipos e aromáticos comunes encontrados en petróleo xileno, benceno, tolueno a porcentajes no mayores de 3%. Desventajas Del Sistema PCP Los sistemas BCP también tienen algunas desventajas en comparación con los otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de componentes aromáticos. A continuación se presentan varias de las desventajas de los sistemas BCP: Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o 178°C). Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo). Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco). Desgaste por contacto entre las varillas y la cañería de producción en pozos direccionales y horizontales. Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema). Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los equipos. En su aplicación correcta, los sistemas de bombeo por cavidades progresivas proveen el más económico método de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente. PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA Una Bomba de cavidad progresiva consiste en una bomba de desplazamiento positivo, engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son: EL rotor y el estator. El rotor, que es la única parte movible de la bomba es una pieza de metal pulido de alta resistencia, con forma de hélice simple o doble. El estator es una hélice doble o triple de elastómero sintético con el mismo diámetro del rotor adherido permanentemente a un tubo de acero. Este tubo se encuentra conectado a la tubería de producción. El crudo es desplazado en forma continua entre los filamentos de tornillo del rotor y desplazado axialmente mientras que el tornillo rota. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como también es ideal para manejar crudos de mediano y bajo Grado API. La bomba consta de dos hélices, una dentro de la otra: el estator con una hélice interna doble y el rotor con una hélice externa simple. Cuando el rotor se inserta dentro del estator, se forman dos cadenas de cavidades progresivas bien delimitadas y aisladas. A medida que el rotor gira, estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de la bomba, desde la admisión en el extremo inferior hasta la descarga en el extremo superior, transportando, de este modo el fluido del pozo hasta la tubería de producción. DESPLAZAMIENTO ROTOR - ESTATOR 32918401922145 Movimiento Estator y Rotor0 Movimiento Estator y Rotor32251657429500A grandes rasgos, la bomba de cavidades progresivas (BCP) está compuesta por el Rotor y el Estator. El rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que transmite el movimiento rotativo a la sarta de Cabilla la cual, a su vez, se encuentra conectada al rotor. El Estator es el componente estático de la bomba y contiene un polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación elástica llamado elastómero. El estator y el rotor no son concéntricos como se muestra en la figura 1, y el movimiento del rotor es combinado, uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional (en dirección opuesto a su propio eje) alrededor del eje del estator. El principio de funcionamiento de la BCP está basado en el principio ideado por su creador de René Moineau, la BCP utiliza un rotor de forma helicoidal de n+1 lóbulos. Las dimensiones del Rotor y del Estator están diseñadas de manera que producen una interferencia, definiendo así las cavidades. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator (succión) hasta la descarga, generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo, es de desplazamiento helicoidal (desplazamiento positivo). La geometria del sello helicoidal formado por el rotor y el estator estan definidos por los siguientes parametros: 3444240-3663950011391902194560 Geometría sello helicoidal entre Estator y Rotor0 Geometría sello helicoidal entre Estator y Rotor una sección transversal de una BCP convencional (1 x 2 lóbulo), donde se observa como el diámetro del rotor es un poco mayor que el ancho de la cavidad, produciendo la interferencia (i) que crea ello. 69151510858500 Sección transversal de una BCP muestra un dibujo tridimensional donde se aprecian la forma y posición de la cavidad formada entre el Rotor y el Estator. Note que en un mismo plano transversal siempre pueden definirse dos cavidades, y que el área de estas dos cavidades se complementa, es decir, cuando una es máxima la otra es mínima, de modo que el área transversal total es siempre constante. 99568018415000 Disposición de las cavidades en una BCP en 3D. GEOMETRIA La geometría de la bomba está sujeta a la relación de lóbulos entre rotor y estator, y está definida por los siguientes parámetros: Cada ciclo de rotación del rotor produce dos cavidades de fluido. El área es constante, y la velocidad de rotación constante, el caudal es uniforme. Esta acción de bombeo puede asemejarse a la de un pistón moviéndose a través de un cilindro de longitud infinita. La mínima longitud requerida por la bomba; para crear un efecto de acción de bombeo es UN PASO, ésta es entonces una bomba de una etapa. Cada longitud adicional de paso da por resultado una etapa más. El desplazamiento de la bomba, es el volumen producido por cada vuelta del rotor (es función del área y de la longitud de la cavidad). En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a la velocidad de rotación. La capacidad de un sistema BCP para vencer una determinada presión está dada por las líneas de sello hidráulico formados entre ROTOR y ESTATOR. Para obtener esas líneas de sello se requiere una interferencia entre rotor-estator, es decir una compresión entre rotor y estator. Posición relativa del rotor y el estator en una bomba de lóbulo simple. 29584656096000 Existen distintas geometrías en sistemas BCP, y las mismas están relacionadas directamente con el número de lóbulos del estator y rotor. En las siguientes figuras se puede observar un ejemplo donde podremos definir algunas partes importantes. La relación entre el número de lóbulos del rotor y el estator permite definir la siguiente nomenclatura: La distribución de efectos es dada por la cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor número de etapas, mayor es la capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar distintas combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro de la bomba. DISTRIBUCIÓN Y EFECTOS. Interferencia entre rotor y elastómero. Es la diferencia entre el diámetro externo de la sección del rotor y el menor diámetro del estator. Necesaria para generar presión diferencial entre cavidades, que requiere un sellado hermético entre rotor y estator. Es la característica más importante a determinar para obtener una larga vida útil una vez dimensionado el equipo BPC. Baja interferencia: disminuye la eficiencia de la bomba. Alta interferencia: pronta rotura por histéresis. a) Igual interferencia- Distinto número de etapas. b) Igual número de etapas - Distinta interferencia. SELECCIÓN DE LA BOMBA Para la selección de una bomba PCP se deben tener en cuenta ciertas variables que restringirían dicha selección. Entre ellas podemos nombrar a: Caudal a extraer. Profundidad de la bomba. Diámetro del casing. Tipo de fluido (viscosidad, aromáticos, arena, % de agua ). La combinación de estas variables me determinara: Geometría (“singlelobe”, “multilobe”). # de etapas. Diámetro de tubing y varillas de bombeo. Tipo de elastómero (contenido de acrilonitrilo, hidrogenados, biton, etc.). Otra variable de diseño y selección es la interferencia entre rotor y estator (ajuste). Una apropiada selección de la interferencia puede ser considerada como una de las variables más importantes de la selección de una bomba PCP, siendo esta en muchos casos la variable a mejorar para aumentar la vida útil del sistema. Para los diferentes diámetro de tubería de producción, hay diferentes diámetros de bombas: 1,66”; 2-3/8”; 2-7/8”; 3-½”; 4”; 4-½”; 5”; 5-½”; 6-5/8” (OD). Las bombas son conectadas a la tubería de producción a través de conexiones tipo hembra o macho con roscas que pueden ser: N.U., E.U.E, L.T.C. o B.T.T. dependiendo del diámetro de la BCP. Las bombas son adaptadas a tuberías de: 2-3/8”; 2-7/8”; 3-½”; 4-½”; y 5-½”. Hoy con el desarrollo de la tecnología BCP tenemos como límite de producción Qr una capacidad de 5.000 BPD (795 m³/día) en volumen de petróleo producido. Y la máxima capacidad de presión P es de 4.350 PSI (300 bar). Cada fabricante define sus tipos de bombas y estos se seleccionan de acuerdo a: Completación do fondo y perfil del pozo; Datos del yacimiento; Características físico química del petróleo; Torque disponible en superficie. Para la aplicación del método con bombas de subsuelo de cavidades progresivas debemos tomar en cuenta lo siguiente: Diámetro del revestidor, diámetros externos de la bomba, diámetro de la tubería de producción y lugar o localización del pozo, ya que para instalaciones costa afuera se deberán tomar mayores precauciones para no ocasionar daños ecológicos a la naturaleza: : figura 4.3 y 4.4. Lo que define el diámetro mínimo (drift) que es permitido por la tubería de producción es en la BCP es el movimiento excéntrico de la cabezal del rotor. Figura 4.3 – Principales dimensiones para la selección de la tubería de producción De acuerdo con la figura 4.3 tenemos: La dimensión F: determina el diámetro mínimo del primer tubo después de la BCP; La dimensión D: determina el diámetro mínimo de la columna de producción. La dimensión A: determina el tipo de rosca del estator. La dimensión E: determina el tipo de rosca de la cabilla. Figura 4.4 – Principales dimensiones para la selección del revestidor De acuerdo con la figura 4.4 tenemos: La dimensión B: determina el diámetro externo del estator La dimensión C: determina el diámetro externo máximo de los niples de la sarta de tubos de producción. COMPLETACIÓN Y PERFIL DEL POZO De acuerdo a su capacidad las bombas pueden bajarse en revestidores desde 4-½”, 5-½”, 7” y 9-5/8”. El comportamiento del bombeo no se altera por la inclinación de la bomba en el pozo pero las cabillas deben ser bajadas con un número determinado de centralizadores en las profundidades donde el ángulo de inclinación del pozo sea crítico, nunca se debe colocar centralizador de cabilla en la primera conexión Rotor – Cabilla. REQUERIMIENTOS DE TORQUE Y POTENCIA Al transmitir la rotación desde superficie a través de las varillas de bombeo, la potencia necesaria para elevar el fluido genera un torque resistivo el cual tiene la siguiente expresión: Torque = K * Hp/RPM La componente total de torque medida en boca de pozo tiene las siguientes componentes: Torque total = Torque hidráulico + Torque Fricción + Torque Resistivo. Torque hidráulico. Función de presión de cabeza de pozo, presión por pérdida de carga, presión por presión diferencial. Torque Fricción en bomba. Fricción entre rotor y estator. Este parámetro se puede obtener de las mediciones realizadas en un test de banco. Torque resistivo. Fricción entre varillas y tubing. El máximo torque resistivo está en cabeza de pozo. Consideraremos el torque hidráulico debido a su incidencia. Si bien el torque por fricción posee un valor relativamente bajo, el mismo se puede incrementar al producir fluidos con arena o si el estator comienza a endurecerse o hincharse. Debemos calcular a cuantas RPM deberá girar el rotor(las varillas) para poder calcular el torque requerido en superficie. C = 0.6912 [m3/d/RPM] C: cte. volumétrica Q [m3/d] = C * RPM * efic efic = eficiencia volumétrica Para estimar la eficiencia volumétrica de la bomba analizaremos la curva de test a 300 RPM que se aproxima al caudal que queremos producir. Para determinar las RPM de operación estimadas. RPM = / C / % efic / 100 TIPOS DE INSTALACIÓN BPC. INSTALACIÓN CONVENCIONAL. En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y consume más tiempo y en consecuencia mayor inversión, las varillas son las que proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha. Este tipo de instalación hoy en día ya no es tan usada por el tiempo que consume, mientras que la instalación insertable es el que lo ha suplantado. INSTALACIÓN INSERTABLE. En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna de tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y, en consecuencia, el costo asociado ha dicho trabajo. La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo totalmente ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensión de varilla la cual sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión sirven de guía y soporte para la instalación de este sistema. Ventajas de la instalación insertable. Poseen las mismas ventajas generales que una BCP convencional, sumado a los beneficios de un sistema insertable: No necesita ser removida la columna de tubería de producción para extraer la bomba del fondo. La sustitución de la bomba de fondo puede ser realizada con ayuda de un equipo pequeño de servicio. Los costos de servicio y mantenimiento son reducidos. La torsión de trabajo es baja, razón por la cual pueden utilizarse varillas de diámetro menor disminuyendo el roce con el tubing PRINCIPIOS BÁSICOS DE PRODUCCIÓN. Nivel estático, Nivel dinámico, Presión Estática, Presión Fluyente, Sumergencia, Índice de Productividad y Comportamiento de Afluencia. Los parámetros que se tratarán a continuación intervienen de una manera muy importante en la selección de las bombas, por tanto es primordial que se entiendan perfectamente tanto en sus definiciones como en sus influencias en la operación de la misma de manera de poder seleccionar e instalar el conjunto adecuado. las siguientes figuras muestran esquemáticamente un pozo y su completación mecánica y de producción. Esquema de un pozo en condiciones estáticas. Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. Antes de arrancar la bomba en un pozo que no fluye (Figura N° 4), el fluido se estabiliza en un nivel tal que la presión ejercida por la columna de fluido a la profundidad del yacimiento más la presión en Tubería de Revestimiento (CHP) es igual a la presión del yacimiento (suponiendo que el pozo no esté instalado con una empacadura). El nivel de fluido que equilibra exactamente la presión de yacimiento cuando está abierto el espacio anular (CHP = 0) se llama Nivel Estático (NE) y se mide desde superficie. Este es el nivel más alto (más cercano a la superficie) alcanzado por el fluido en el pozo. La presión ejercida por esta columna de fluido al nivel del yacimiento se le llama Presión Estática (Ps). Al arrancar la bomba (Figura N° 5), sube el nivel en la tubería de producción hasta la superficie y baja el nivel en el espacio anular (principios de vasos comunicantes). Al disminuir el nivel en el espacio anular, disminuye la presión de fondo, lo que genera una afluencia de fluido desde el yacimiento, el pozo comienza entonces a producir. Cuanto más baja el nivel de fluido en el espacio anular, mas aumenta la afluencia del fluido. El nivel se estabiliza cuando la producción del yacimiento es igual al caudal de la bomba. En este caso la presión hidrostática más la presión en el revestidor (CHP) equilibran la Presión Fluyente de fondo (Pwf). El nivel de fluido que equilibra la presión fluyente de fondo, cuando está abierto el espacio anular, se llama nivel dinámico (ND). 1 Un nivel dinámico (o presión fluyente) está asociado a una tasa de producción determinada; si aumenta la producción (al acelerar la bomba, por ejemplo) baja el nivel y viceversa. La distancia vertical entre la succión de la bomba (PB) y el nivel dinámico se conoce como Sumergencia de la bomba (H = PB – ND). Queda claro que para el diseño apropiado de un sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas (y cualquier otro método de levantamiento artificial e incluso si el pozo produce en forma natural), se debe conocer la capacidad del yacimiento en el área del pozo (oferta), solo el conocimiento de las presiones en el fondo del pozo (Pwf) y sus correspondientes tasas de producción (Q) permitirán construir una relación que refleje lo que el yacimiento es capaz de ofrecer en este punto de drenaje. De allí la importancia de establecer la relación entre la afluencia de los fluidos desde el yacimiento al pozo, las cuales son producto de fuerzas que a su vez tienen lugar al variar las presión en el yacimiento desde una presión promedio del yacimiento (Ps) a las presiones de fondo fluyente (Pwf). Esta relación se conoce como Índice de Comportamiento de Afluencia (IPR). El primer intento para construir una curva que refleje el comportamiento de afluencia de un pozo (primera aproximación) fue el de una línea recta. Bajo este supuesto, la tasa de producción (Q) del pozo, sería directamente proporcional a la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de fondo fluyente (Ps - Pwf), esta constante de proporcionalidad es conocida como Índice de Productividad (IP) y matemáticamente se expresa de la siguiente manera. Dónde: IP = Índice de Productividad (B/D/Psi) Q = Tasa de producción líquida (B/D) Ps = Presión promedio del yacimiento (Psi) Pwf = Presión de Fondo Fluyente (Psi). El diferencial de presión (PS – Pwf) se le conoce como draw-down La siguiente Figura ilustra de una manera gráfica, esta relación. Nótese en esta figura que para Pwf = 0, se obtendría la tasa máxima de producción del pozo, de igual manera, para una tasa de cero producción, la presión de fondo sería igual a la presión estática del yacimiento. Esta relación de proporcionalidad es válida siempre y cuando la Pwf sea mayor a la Presión de Burbujeo (esta es la presión en la cual el gas disuelto comienza a liberarse pasando a gas libre). Para este caso, el índice de productividad será igual al inverso de la pendiente de la línea recta. IP = 1/pendiente = Tang o = Q / draw-down En muchos pozos que producen por algún método de levantamiento artificial, por lo general la presión de fondo fluyente ha disminuido por debajo de la magnitud de la Presión de Burbujeo, de manera que el fluido es multifario con una fase gaseosa la cual afecta la producción y la relación matemática expuesta anteriormente. Gilbert fue el primero en observar el efecto, el desarrolló un método de análisis de pozos utilizando un Índice de Productividad variable y llamó la relación entre la caída en la presión de fondo y la tasa de flujo como Inflow Performance Relationship (Índice de comportamiento de Afluencia) conocida en forma abreviada como IPR. Muskat presentó modelos teóricos mostrando que para dos fases (líquido y gas), la IPR es curva y no una línea recta, tal y como se observa en la figura siguiente. Índice de productividad variable. La curva de IPR varía con el recobro acumulado de fluidos del yacimiento y con el mecanismo de producción. Vogel desarrolló en un computador un estudio del comportamiento de afluencia utilizando las aproximaciones de Weller. Weller derivó ecuaciones para describir los perfiles de presión y saturación en las cercanías de un pozo perteneciente a un yacimiento sub-saturado de hidrocarburos. Con estas ecuaciones, Vogel consideró diferentes draw-down, fluidos y propiedades de rocas y obtuvo una curva para las relaciones Pwf/Ps y Q/Qmax cuya expresión matemática general es la siguiente: Q / Qmáx = 1 – 0.2 x (Pwf / Ps) – 0.8 x (Pwf / Ps)2 Esta expresión es conocida como la “ecuación de Vogel” y se utiliza para yacimientos produciendo por debajo de la Presión de Burbujeo. La figura abajo mostrada representa la IPR para un yacimiento subsaturado. IPR compuesta para yacimientos sub-saturados. Conocida la Presión de Burbuja y una prueba de producción (Q) y la presión fluyente correspondiente (Pwf), se pueden calcular el IP y la Qb mediante las siguientes expresiones: IP = Q / (Ps – Pwf) Qb = IP x (Ps – Pb) El Qmax se calcularía así: Con estos datos se puede predecir cuál será la producción dada cualquier Pwf o (nivel dinámico convertido a presión) sobre o debajo de la presión de burbujeo. Para Pwf mayor o igual a PB: Q = IP x (Ps – Pwf) Para Pwf menor a PB: Q = Qb + (Qmax – Qb) x (1 - 0.2x(Pwf/Pb) – 0.8x(Pwf/Pb)2 NOMENCLATURA DE LAS BCP SEGÚN EL FABRICANTE DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS EQUIPOS DE SUPERFICIE Y EQUIPOS DE SUBSUELO El sistema de bombeo por cavidades progresivas está integrada por dos secciones de equipos: Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo. FabricanteTipo de bombaEjemploSignificadoFrancésGeometría simple60TP130060=tasa de 60 m3 /d a 500 rpm y 0 head.TP= Tubing Pump(bomba tipo tubular)1300= altura máxima (head) en metros de agua.Multilobulares840ML1500Igual al anterior, la diferencia esta en el tipo de geometría. ML significa “Multi Lobular”BrasileñoTubulares18.40-150018= bomba de 18 etapas o 1800 lpc de diferencial máximo de presión.35= diámetro del rotor el milímetros.1500= tasa máxima expresada en barriles, a 500 rpm y 0 head.Insertables18.35-400IMIgual a la anterior excepto que esta es una bomba tipo insertable con zapata de anclaje modificada (IM). FabricanteTipo de bombaEjemploSignificadoBrasileño CTR Tubular (1)8-CTR-3232=tasa de 32 m3 /d a 100 rpm y 0 head.CTR= bomba de espesor de elastómero constante.8= presión máxima en Mpa.CTR insertable8-CTR-32IMIgual al anterior excepto que modelo es una bomba CTR tipo insertable con zapata de anclaje modificada (IM).Norte Americano(USA)Geometría simple60N09560= 60x102 head máximo en pies de agua (6000 pies) 095= tasa en b/d a 100 rpm y 0 head.CanadáGeometría simple40-20040= 40x102 head máximo en pies de agua (4000 pies) 200= tasa en b/d a 100 rpm y 0 head. DATOS Profundidad máxima de Bomba: 3200 pies Nivel estático: 1000 pies Nivel dinámico: 2645 pies Producción petróleo para 2645 pies: 80 b/d Producción agua para 2645 pies: 20 b/d Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie. Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie Presión en cabezal tubería producción.: 100 lpc Presión en cabezal revestidor: 0 lpc Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc Velocidad máxima: 250 r.p.m. CONSIDERACIONES Desprecie el volumen de gas en el anular. Considere viscosidad muy baja (1 cps) Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas). Utilice ecuaciones para IP constante. Considere un factor de seguridad para el head de 20% CALCULAR Tasa de producción (considere una sumergencia de 200 pies). Presión / head en la bomba. Seleccionar bomba. Velocidad de operación Diámetro de cabillas Potencia en el eje Torque Carga axial en el cabezal Vida útil de los rodamientos Seleccionar modelo de cabezal CALCULO DE LA TASA DE PRODUCCION IP constante IP = Q / (Ps – Pwf) Ps = 0,373 lpc/pie x (3200 – 1000) pies = 821 lpc Pwf = 0,370 lpc/pie x (3200 – 2645) pies = 205 lpc IP = 100 b/d / (821 – 205) lpc = 0,162 b/d /lpc Qmáx = IP x Ps = 0,162 b/d /lpc x 821 lpc = 133 b/d Considerando una sumergencia de 200 pies en la bomba el nivel dinámico a estas condiciones de operación seria de : 3000 pies (3200´-200´) la Presión fluyente sería : Pwf= 0.3700 lpc/pie x (3200 –3000) pies = 74 lpc Finalmente la tasa para un nivel dinámico de 3000 pies es de: Q = IP x (Ps – Pwf) = 0,162 b/d /lpc x (821 –74) lpc = 121 b/d. ΔP = P2 – P1 P1 = CHP + G1xND + G2xH = 0 + 0 + 0,370x(3200-3000) = 74 lpc P2 = THP + G3xPB + DP_Fr = 100 + 0,425x3200 + 240 = 1700 lpc ΔP = 1700 – 74 lpc = 1626 lpc x Fs = 1951 lpc Head = 1626 lpc / 0,433 lpc/pie = 3755 pies x Fs = 4506 pies. Se trabajará con 1950 lpc ó 4500 pies (1372 mts). IPR TIPOS DE BOMBA Con un head de 1370 mts: BOMBADIAMETRO(pulg)B/D (100 rpm y 0 Head)r.p.m. para 120 b/d y 1950 lpc30TP20002-3/83440080TP20002-3/810014560TP20002-7/883175120TP20003-1/2151110180TP2000422675430TP2000554250 Se aprecia que todas las bombas, excepto la 30TP2000, cumplen con el criterio de velocidad de operación menor a 250 r.p.m. (criterio de diseño). Revisando las especificaciones de las tres bombas pre-seleccionadas se obtienen requerimientos de potencias en el eje del impulsor de: 60TP2000; 5,0 Kw = 6,7 Hp 80TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp 120TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp Suponiendo que las tres puedan mecánicamente ser instaladas en el pozo, se seleccionará la bomba 80TP2000 para disponer de cierta capacidad de reserva en caso de que el pozo responda con mayor producción. La bomba 80TP2000 puede instalarse en el pozo con tubería de 2-3/8” o 2-7/8”. Asumiremos tubería de 2-7/8”. TORQUE REQUERIDO El Torque hidráulico: Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido, el cual es la fuerza necesaria para levantar el fluido y es función del desplazamiento de la bomba y de la altura hidráulica. Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido: Es función de la velocidad de rotación, el diámetro y longitud de la sarta de cabillas (profundidad de la bomba), el área del espacio anular entre las cabillas y la tubería de producción. Nomograma para selección de las cabillas. Según el nomograma se podrían utilizar cabillas de 3 / 4”. Ya que la tubería es de 2-7/8” se podría elegir una sarta de cabillas (usada) de 7/8” grado “D”. Profundidad de bomba = 3200 pies. Diámetro de cabillas = 7/8 “ Fr = 3500 daN Altura = 4500 pies Bomba serie 2-3/8” Fh = 1000 daN Carga axial = 4500 daN =10115 lbs. = 4,6 Tn Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se puede calcular el tiempo de vida. Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1-9-7/8”, con 4,6 Tn de carga axial y girando a 145 r.p.m., se obtiene una duración mayor a las 100 Mhoras (mas de 11 años) EL DISEÑO QUEDA ASI.. Bomba modelo 80TP2000 instalada a 3200 pies. Tubería de 2-7/8” con cabillas de 7/8”. Velocidad de operación 145 r.p.m. Cabezal de rotación de 9000 lbs La potencia del motor dependerá del equipo de superficie a utilizar, estos es, motovariador, moto reductor o equipos de poleas y correas. La potencia en el eje es de 7,3 Hp El torque del sistema 264 lbs-pie. ANALISIS ECONOMICO El pozo recupera el 100% del caudal. Qmax= 518,4 STB/dia Inversiones para poner a producir el pozo: Trabajo de reactivación del pozo: US$500.000.oo. Instalación de facilidades de superficie: US$50.000.oo. Costo de Instalación: US$250.000.oo Lifting Cost: US$15.oo/Bl El precio del crudo es de $US70.oo/Bl. Se entrega al gobierno nacional un 20% de la producción por regalías. Ganancias=(518.4(STB/dia)*365 días*$70/bl*0,8) Ganancias = $ 10596096 Inversiones= costo de reactivación + costo de instalación facilidades de superficie y levantamiento artificial Inversiones=($500000+$250000+$50000+(($15/bl)*365 días*518.4(STB/dia))=$ 3638240 Rentabilidad = Ganancias- Inversiones Rentabilidad = $ 10596096 - $ 3638240= $6957856 El diseño de bomba utilizado deja una rentabilidad a un año de $6957856, lo que nos indica que la no fue un buen prospecto, ya que tomamos el IP constante, se deberían analizar otras opciones para este pozo, con el fin de aumentar la rentabilidad. Equipos de Subsuelo. Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar con el máximo API, para prevenir el desenrosque de la tubería de producción. Sarta de varillas: Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de cuplas. La sarta esta situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de producción, utilizándose diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas, de manera, de no raspar con el tubing. Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es el punto de partida para el espaciamiento del mismo. Elastómero: Es una goma en forma de espiral y está adherida al estator. El elastómero es un material que puede ser estirado varias veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente sus dimensiones una vez que la fuerza es removida. Los principales elastómeros que se usan en la industria petrolera son el caucho de nitrilo butadieno NBR (nitrile butadieno rubber), cadenas poliméricas de butadieno y acrilonitrilo (ACN), Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve en la bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada, tornada a precisión hecha de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del estator, creando cavidades que progresan en forma ascendente. Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus extremos inferiores del rotor, sobresale del elastómero aproximadamente unos 460 mm a 520 mm, este dato permite verificar en muchos casos si el espaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena, aunque sea escasa, esta deja muchas veces marcada la hélice del rotor. De este modo, al retirar el rotor por cualquier motivo, se puede observar en que punto estuvo trabajando dentro del estator, partiendo del extremo superior del rotor. 25774651098550024384044323000 381571511938000 Centralizador: Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor uso en especial para proteger las partes del sistema. El tipo de centralizadores es el “no soldado”. Empleado en la tubería con el propósito de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro de la tubería de producción. Niple Intermedio o Niple Espaciador: Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la tubería de producción no lo permite. En este caso es imprescindible su instalación. Niple De Paro: Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del estator. Su función es: Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el rotor tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente. Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando. Como succión de la bomba. Los más usuales son los de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo superior, que va roscada al estator y una rosca macho de la misma medida en su extremo inferior, para permitir instalar debajo el ancla de torsión o cualquier otro elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante el espaciamiento. Trozo De Maniobra: Es muy importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido a su largo y al movimiento excéntrico del rotor que se transmite directamente a ella, tiende a doblarse y rozar contra las paredes de la última tubería de producción. El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del largo de la varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro. Ancla de Torsión: Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la derecha (vista desde arriba) se realiza la acción de girar la columna también hacia la derecha, es decir hacia el sentido de desenrosque de los caños. A esto se suman las vibraciones producidas en la columna por las ondas armónicas ocasionadas por el giro de la hélice del rotor dentro del estator, vibraciones que son tanto mayores cuanto más profunda es la instalación de la bomba. La combinación de ambos efectos puede producir el desprendimiento de la tubería de producción, el ancla de torsión evita este problema. Cuanto más la columna tiende al desenrosque, más se ajusta el ancla. Debe ir siempre instalada debajo del estator. Es el elemento de la columna donde el esfuerzo de torsión es mayor, no siempre es necesaria su instalación, ya que en bombas de menor caudal a bajas velocidades y bajas profundidades no se tienen torques importantes y no se producen grandes vibraciones. No obstante, es recomendable en todos los casos. Niple Asiento: es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de producción. Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar una prueba de hermeticidad de cañería. En bombas insertables el mecanismo de anclaje es mediante un mandril a copas que permite utilizar el mismo niple de asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro el movimiento de instalación de tubería de producción al momento de cambiar el sistema de extracción. Mandril A Copas: Permite fijar la instalación en el niple de asiento y produce la hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el resto del pozo. El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También puede ser varillas de operación en una herramienta. Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado se debe colocar siempre arriba del niple intermedio. Para poder probar toda la cañería y además como su diámetro interno es menor que el de la tubería de producción no permite el paso de centralizadores a través de él. Para algunas medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso en la bajada. La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la hermeticidad, aunque siempre existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto mayor sea la presión total resultante sobre la bomba. La suma de la presión de prueba más la altura de la columna debe ser tal que no supere la altura manométrica de la bomba para evitar dañarla. Caño Filtro: Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo, pueden estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo, estos pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean succionados nuevamente por la bomba. Equipos de superficie. Una vez obtenidos los parámetros, mínimos de operación, necesarios para accionar el equipo de subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los equipos de superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por el sistema. Esto significa que deben ser capaces de suspender la sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie. Los componentes de superficie de dividen en tres sistemas que son: Cabezal de rotación; Sistema de transmisión; y Sistema de frenado. Cabezal de rotación. El cabezal de rotación debe ser diseñado; para manejar las cargas axiales de las varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la potencia necesitara. Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza de pozo. Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno (mecánico o hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo. Un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de empaque para evitar la filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie. Además, algunos cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado por engranajes mecánicos o poleas y correas. La torsión se halla transferida a la sarta de varillas mediante una mesa porta grampa. El movimiento del mismo dentro del eje hueco permite el ajuste vertical de la sarta de varillas de succión (a semejanza del sistema buje de impulso/vástago de perforación). El pesó de la sarta de varillas se halla suspendido a una grampa, provisto de cuatro pernos. La barra se puede levantar a través del cabezal a fin de sacar el rotor del estator y lavar la bomba por circulación inversa. Cabezales de rotación Plano del cabezal de una BCP. Descripción de las partes del cabezal para BCP. base porta empaque tuerca porta empaque buje centralizador de tuerca empaque buje centralizador inferior deflector ecológico bulones 10/32 anclaje buje de tuerca cuerpo principal tapa superior eje motriz pasaje hasta 1 1/2quot;
 rodamiento 29420 rodamiento nj 221 rodamiento nj 214 caño guía visor reten inferior mesa porta polea bulones alem 3/4 x 2 1/4quot;
 caliper de freno disco de freno bulon alem 12 x 175 x 35 caja comando hidráulico motor hidráulico correa sincrónica 90 x 190 engranaje 22 dientes engranaje 42 dientes Sistema de transmisión. Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para transferir la energía desde la fuente de energía primaria (motor eléctrico o de combustión interna) hasta el cabezal de rotación. Para la transmisión de torsión de una máquina motriz a una máquina conducida, existen al menos tres métodos muy utilizados: Transmisión con engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y cadenas de rodillos. Dependiendo de la potencia, posición de los ejes, relación de transmisión, sincrónica, distancia entre ejes y costo; se seleccionará el método a utilizar. En la mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a velocidades menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja reductora interna (de engranaje) con un sistema alternativo de transmisión, como correas y poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor a trabajar a muy bajas RPM, lo que traería como resultado la falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente disipación de calor. Sistema de correas y poleas. Sistema de Freno La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el sistema. Cuando un sistema BCP esta en operación, una cantidad significativa de energía se acumula en forma de torsión sobre las varillas. Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera esa energía girando en forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta rotación inversa se le suma la producida debido a la igualación de niveles de fluido en la tubería de producción y el espacio anular, en el momento de la parada. Durante ese proceso de marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de rotación muy altas. Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de varillas y hasta la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situación daños severos al operador. Características de sistema de frenado. El freno tiene la capacidad requerida para manejar conjuntos de alta potencia con bombas de gran dimensión. El motor hidráulico que equipa el cabezal es de alta eficiencia y respuesta inmediata en ambos sentidos de giro. El manifould comando permite un rango de regulación según las exigencias del equipo. Ya que se puede optar por un freno progresivo, así evitando aprisionamiento de la bomba de fondo; caso contrario se puede optar por un bloqueo del mismo según los requerimientos operativos. El freno de disco asegura una mejor dispersión del calor generando un frenado prolongado. Las pastillas del freno se pueden reemplazar fácilmente en el campo por el buen acceso al caliper de freno que se tiene. El freno funciona automáticamente tan pronto como hay contrarrotación y la velocidad de contrarrotación se puede ajustar fácilmente por el alto rango de regulación que consta el manifould comando. DE LOS FRENOS UTILIZADOS SE PUEDEN DESTACAR LOS SIGUIENTES: Freno de accionamiento por fricción: Compuesto tradicionalmente de un sistema de disco y pastillas de fricción, accionadas hidráulicamente o mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La mayoría de estos sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal, con el disco acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo de freno es utilizado generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP. Freno de accionamiento Hidráulico: Es muy utilizado debido a su mayor eficiencia de acción. Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal que consiste en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el sentido de las agujas del reloj (operación de una BCP). Al ocurrir la marcha hacia atrás, el plato acciona un mecanismo hidráulico que genera resistencia al movimiento inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la velocidad inversa y se disipe la energía acumulada. Dependiendo del diseño del cabezal, este mecanismo hidráulico puede accionarse con juegos de válvula de drenaje, embragues mecánicos, etc. DISEÑO INSTALACIÓN DE EQUIPOS. Instalación de Equipos de Subsuelo. Conexión del niple de paro. Tal y como se comentó en párrafos anteriores, la función del niple de paro (“stop pin”), es servir como referencia o tope para el espaciamiento del rotor, además impide que a la hora de desconectarse o partirse una cabilla, estas y el rotor lleguen al fondo del pozo, facilitando las labores de pesca. Algunos estatores para bombas de cavidades progresivas incorporan el niple de paro, en estos casos el procedimiento siguiente se omite; sin embargo, los estatores y niples e paro de algunos fabricantes constituyen equipos independientes, en este caso el operador determina de manera arbitraria cual será el extremo inferior del estator y allí conecta el niple de paro. Este niple se conecta directamente al estator y bajo él se pueden roscar equipos adicionales, tales como: ancla de gas, anclas de tubería, filtros de arena, etc. Hay niples de paro que constituyen una pieza integral, mientras otros constan de dos partes, un niple corto de tubería y una combinación (o “botella”) la cual se caracteriza por incluir una placa perforada o un pasador transversal donde llegará el extremo inferior del rotor en las maniobras de Espaciamiento Conexión del niple de maniobra al estator. Es necesario colocar un niple de tubería de unos 4, 6 u 8 pies de largo sobre el estator para permitir el manejo del mismo en superficie. Es recomendable instalar un niple de diámetro mayor al del estator, ya que esto impedirá que el cuello de conexión del rotor roce con la pared interna del tubo debido al movimiento excéntrico de aquel. El niple de maniobra deberá apretarse fuertemente, inicialmente se puede apretar en el suelo con llaves manuales y una vez en la planchada se terminará de apretar con llave hidráulica. Se deberá medir la distancia existente desde el pasador del niple de paro hasta el niple de maniobra (ambos inclusive). Esta medida más la longitud de la tubería de producción se establecerá como la profundidad de la bomba y con este valor se pueden estimar el número de cabillas que será necesario bajar al pozo. Bajada de la tubería de producción. Toda la tubería de producción deberá bajarse al pozo apretando las juntas fuertemente, incluyendo las juntas que se encuentran paradas en parejas. En la TABLA 8, se muestran los torques óptimos recomendados para diferentes tubulares. En este método de producción, el apretar adecuadamente la tubería se producción y la sarta de cabillas es muy importante, ya que el movimiento giratorio del rotor genera una reacción en el estator que tiende a desconectar la tubería. Se debe recordar adicionalmente que en pozos instalados con bombas de alto caudal o alto head, y en aplicaciones donde se considere la generación de torques importantes, la utilización de las anclas de torque comentadas en los primeros capítulos de este documento. Conexión del rotor a la sarta de cabillas. Se deberá roscar un niple de cabilla (ponny rod), completamente recto, de 2 o 4 pies al rotor apretándolo fuertemente. Este cumple con una doble función, por un lado permite colocar el elevador de cabillas para bajar el rotor al pozo, por otra parte facilita izar el rotor sobre el pozo para comenzar a bajarlo. Si se coloca una cabilla completa, al izar el conjunto se puede someter el rotor a flexión excesiva y se puede doblar de forma permanente. Algunos fabricantes sugieren engrasar el rotor antes de bajarlo, de manera de facilitar su inserción en el estator. BAJADA DE LA SARTA DE CABILLAS. Las cabillas deben bajarse al pozo fuertemente apretadas. En la Tabla N° 9, se muestran los torques recomendados para las cabillas en función del diámetro y grado de las mismas y de la profundidad de la bomba. Espaciamiento del rotor. La longitud del rotor es ligeramente superior a la longitud del estator, esto tiene la finalidad de proporcionar un factor de seguridad para garantizar que se aproveche toda la longitud del estator para formar todas las cavidades de la bomba ya que por cada cavidad que se deje de formar se actuará en detrimento de la eficiencia de la bomba en cuanto a la altura o Head. El espaciamiento del rotor es la distancia necesaria entre el pasador del niple de paro y el extremo inferior del rotor, para garantizar la formación de todas las etapas posibles y evitar el contacto del rotor con el niple de paro en condiciones de operación. Para calcular esta separación (S) se debe considerar la elongación que ha de experimentar la sarta de cabillas en condiciones dinámicas, esta elongación se debe al esfuerzo axial que actúa sobre la sarta generado por la carga debida al diferencial de presión que levanta la bomba; además se suma la elongación térmica, producto de la temperatura a lo largo del pozo. Este estiramiento depende también del diámetro de las cabillas y el modelo de la bomba. Un cálculo preciso de este estiramiento es prácticamente imposible de realizar y la estimación de una forma manual es muy engorrosa. Sin embargo existen reglas prácticas, nomogramas y tablas que suministran los fabricantes de bombas para estimar este valor. Adicionalmente se cuenta con programas comerciales disponibles en la actualidad, que permiten calcular es espaciamiento de una manera rápida y sencilla, siempre y cuando los datos que se ingresen sean correctos; no obstante se debe comentar, que muchos de estos programas no consideran algunos factores tales como: el roce de las cabillas con el eductor y el pandeo de la sarta, que son difíciles de cuantificar. Asumiendo los siguientes datos y la gráfica mostrada en el Anexo N° 12 se obtendría un espaciamiento (S) de 1,7 pies. Head de 1200 mts Diámetro de Cabillas de 7/8” Bomba modelo 120TP2000 Con la magnitud del head, en el eje vertical de la gráfica, se corta horizontalmente la recta correspondiente a las cabillas de 7/8” y se obtiene en el eje horizontal 21,3 cms, esto es, 8 pulgadas de estiramiento. Por catalogo, el niple de paro de esta bomba mide 1 pie (12 pulgadas), así que durante la instalación, el extremo inferior del rotor debe quedar a 20 pulgadas (8” + 12”) del pasador del niple de paro. Operacionalmente, el procedimiento para espaciar el rotor es el siguiente (Ver Figura N° 37): A. Bajar la sarta de cabillas cuidadosamente apretando cada conexión (Fig. 37A). B. Antes de bajar al pozo la última de las cabillas, se debe tomar nota del peso de la sarta (el peso mostrado en el indicador es el peso de las cabillas mas el bloque viajero). C. Al comenzar a entrar el rotor en el estator se podrá observar una fluctuación en el indicador de peso, en algunos casos, sobre todo en crudos poco viscosos, la sarta de cabillas gira lentamente en sentido horario. D. Se continúa bajando las cabillas hasta que el elevador quede libre (figuras 37B y 37C). En este punto, el indicador de peso deberá señalar únicamente el peso del bloque viajero. La sarta de cabillas se encuentra flexionada, recostada a la tubería de producción. Espaciamiento del rotor. Realizar una marca sobre el cuerpo de la cabilla superior al ras de la brida o de la “Te” de producción, este se conoce como punto muerto (marca “A”). E. Comenzar a subir el encabillado muy lentamente, hasta que el indicador de peso señale nuevamente el peso de la sarta mas el bloque (registrado en el punto B.) En este momento la sarta de cabillas se encuentra en tensión y el rotor apenas se ha separado del pasador del niple de paro (Figura 37D), realizar marca “B”. F. El procedimiento anterior se repite tantas veces sea necesario, hasta que la posición de las marcas coincidan. A partir de la marca “B” levantar las cabillas la distancia “S” calculada anteriormente (Ver Figuras 37C y 37E donde S = a + b). En este punto el rotor está correctamente espaciado para las condiciones de operación previstas en el diseño. G. Recuperar la(s) primera(s) cabillas(s) del pozo y medir desde la marca “B” hasta donde se desconectó la sarta. Esta medida se llamará “X”. A partir de este punto las operaciones dependerán del tipo de equipo de superficie o cabezal de rotación a instalar (eje sólido o hueco), pero básicamente se trata de ensamblar con sobres de cabillas centralizadores (si los mismos son requeridos) y la barra pulida (o el eje sólido del cabezal) un conjunto cuya longitud sea igual a “X”, de manera de garantizar el espaciamiento del rotor. En el siguiente punto se expondrá la instalación de los equipos de superficie, estas operaciones dependerán obviamente de los equipos considerados. En este trabajo se considerarán sistema cabezales de rotación con motorreductor (de ejes sólidos) y los equipos de polea y correa (eje hueco). INSTALACIÓN EQUIPOS DE SUPERFICIE INSTALACIÓN DEL CABEZAL DE ROTACIÓN Y MOTORREDUCTOR. INSTALACIÓN DEL CABEZAL DE ROTACIÓN. Para instalar los cabezales de rotación, es necesarios observar todas las normas de seguridad, ya que la operación es delicada debido la manipulación de cargas elevadas y altas presiones en el cabezal del pozo. Según la marca y modelo de cabezal, este procedimiento tendrá algunas variaciones debido a la forma en que deben levantar y conectar a la sarta de cabillas. De manera general para cabezales de eje sólido el procedimiento que se debe seguir es: A. Levantar el eje del cabezal por los anillos de sujeción con guayas. B. El eje del cabezal se conecta directamente al encabillado, para ajustar las cabillas al eje del cabezal, se deben utilizar llaves manuales y extensiones (policías). C. Se levanta el cabezal de rotación, y se retira el elevador de cabillas. D. Se fija el cabezal de rotación a la brida sobre la “Te” de producción, apretando los pernos fuertemente. E. Se ajusta el mecanismo antiretorno, para proceder a llenar la tubería de producción y realizar la prueba de presión. F. Si es cabezal es lubricado por aceite, se debe retirar el tapón ciego y colocar en su lugar el tapón de venteo, el cual permite que los gases sean liberados y los sellos se mantengan en buen estado. G. Ajustar el/los tornillos del prensaestopas para poder realizar la prueba de presión, dando el mismo ajuste a cada uno de ellos. Una vez terminada la prueba de presión se deben liberar un poco para permitir la lubricación del eje con los líquidos provenientes del pozo. Un prensa-estopas muy ajustado originará un desgaste prematuro de las empaquetaduras y quizás del eje de rotación. Si por el contrario queda poco ajustado, puede ser causa de derrames de crudo. Una vez instalado el cabezal de rotación, se puede realizar la prueba de presión. Para lo cual se llena el eductor con agua y se presuriza a 300 lpc (Con bomba de Trailer) por 15 minutos como mínimo. Si la presión se mantiene, se continúa con la instalación del equipo motriz, si la presión decrece, se verifica o descarta la existencia de fugas a nivel de equipos de superficie (Válvulas de paso, Válvulas check, etc. Si la caída de presión persiste, se retira el cabezal de rotación y se verifica le espaciamiento del rotor, se reinstala el cabezal de rotación y se vuelve a probar. Si persiste la caída de presión, se debe sacar la completación. Es importante destacar que en algunos casos la pérdida de presión puede ser un comportamiento esperado ya que según las características de los fluidos del yacimiento, de la temperatura, del tipo de elastómero y el tipo de rotor utilizado pudo considerarse en el diseño un ajuste holgado entre el elastómero y el rotor de manera de que una vez que el polímero reaccione química y térmicamente se hinche proporcionando el sello adecuado, en estos casos, estando la bomba inmersa en el fluido de completación (generalmente agua fresca) no se garantiza el sello en las primeras horas (a veces días) de operación. INSTALACIÓN DEL MOTOVARIADOR O MOTORREDUCTOR. La instalación de estos equipos se realiza una vez que la prueba de presión ha culminado. Los pasos a seguir para la correcta instalación de los mismos es la siguiente: A. Se desahoga la presión contenida en la tubería de producción. B. Se coloca el medio acople, correspondiente al eje de salida de la caja reductora (Macho). Ver foto de los acoples en la Figura N° 38. C. Se coloca el aro espaciador sobre el cabezal de rotación (si este lo requiere), es necesario verificar que los orificios del aro espaciador coincidan con los orificios de la ventana del cabezal. D. Se levanta el moto reductor (o motovariador) utilizando guayas, dispuestas de tal forma que pueda mantenerse el eje de salida perpendicular a la horizontal. E. Instalar los pernos o espárragos que unen el cabezal al sistema motriz. El motor eléctrico, en el caso de los motovariadores, se debe quedar perpendicular a las líneas de superficie y del lado opuesto al sitio donde se ubica la máquina de servicios a pozos. F. Al conectar eléctricamente el motor se debe chequear el sentido de rotación el cual debe ser el de las agujas del reloj (Visto desde arriba). Se toma nota del variador de frecuencia de los parámetros de operación en vacío, frecuencia, velocidad, corriente, voltaje etc. (esto se detallará en el punto n° 12, Puesta en marcha del sistema. Ver Figura N° 38). Una vez registradas las variables de operación en vacío se apaga el equipo. G. Seguidamente se ajusta el acople mecánico, penetrando sus dientes en toda la extensión. La separación que queda entre acoples debe ser solo de 3 milímetros. Los tornillos prisioneros deben quedar bien ajustados tanto en la mitad superior como en la inferior. H. Se arranca el sistema y se prueba nuevamente la hermeticidad para lo cual el sistema deberá ser capaz de presurizar las líneas de producción. La presión se debe desahogar al terminar la prueba. Es muy importante en esta fase de prueba considerar que los elastómeros tienen la característica de hincharse mas rápida o lentamente y esto depende del tipo de elastómero, del diámetro del rotor y en gran medida de las características de los fluidos producidos por el yacimiento y de la temperatura, por esta razón, si la integridad de la tubería fue demostrada mediante pruebas de presión durante la bajada de la misma y al momento de realizar la prueba se observa que la bomba no mantiene la presión, se debe dejar el equipo operativo y dar tiempo a que se produzca el ajuste adecuado entre el elastómero y el rotor (algunos fabricantes ofrecen una gama de rotores con los cuales se puede obtener el sello adecuado en caso extremo de que no se obtenga el ajuste con los equipos instalados). Otro punto de gran importancia durante esta fase es la presión con la cual se realizará la prueba ya que una presión excesiva dañará irreversiblemente la bomba, algunos operadores tradicionalmente realizan la prueba de presión con 500 lpc, no obstante en algunos casos esta presión podría ser excesiva. La presión con la cual se efectuaría la prueba debe ser calculada de manera de no vencer la capacidad de los equipos. I. Finalmente se coloca el tapón de venteo a la caja reductora y el pozo se deja bombeando alineado a la estación con las válvulas de anular abiertas (al aire o a la línea de producción, dependiendo del caso) . J. Incrementar la velocidad con el sistema en marcha hasta alcanzar la indicada en el programa de instalación la cual por lo general es inferior a la velocidad de diseño (esto con la finalidad de esperar la estabilización del sistema). Deberá tomar nota de las variables de operación bajo estas condiciones (en el punto n° 12, se detallará esta operación). INSTALACIÓN DE EQUIPOS DE POLEA Y CORREAS. INSTALACIÓN DEL CABEZAL DE ROTACIÓN. Para estos equipos el procedimiento es el siguiente: A. Conectar el lado hebra de la unión de golpe a las rosca inferior del cabezal y el lado macho a la “Te” de producción. B. Levantar la barra pulida 5 pies y colocar grapa. C. Levantar el cabezal de modo que se mantenga vertical y bajarlo hacia la cabeza del pozo haciendo pasar la barra pulida a través del prensaestopas y del eje impulsor hueco. La barra pulida sobresale ahora del eje hueco. D. Fijar la grapa al extremos superior del eje hexagonal, conectar el mismo a la barra pulida y enroscar un ponny rod (cabilla corta) de 2 pies a su extremo superior. E. Levantar levemente la sarta y retirar la grapa colocada en la barra pulida en el paso “B”. F. Conectar el cabezal a la “Te” de producción por medio de la unión de golpe. G. Bajar la sarta introduciendo el eje hexagonal en el eje impulsor hueco hasta que se asiente la grapa en el eje impulsor. El rotor está correctamente espaciado y el cabezal está listo para conectar el sistema motriz. INSTALACIÓN DEL SISTEMA MOTRIZ. A. Armar el soporte del motor en la brida del pozo y atornillarlo al cabezal. B. Colocar la plancha de fijación del motor y fijar este en la misma. C. Conectar el cable de alimentación eléctrica del motor de modo que la rotación sea a la derecha. D. Colocar las poleas. E. Ajuste la altura del motor de manera de que ambas poleas se encuentren al mismo nivel. F. Instalar las correas y ajustarlas mediante los tornillos del gato en la placa de fijación del motor con el fin de darles la tensión requerida. G. Colocar el guarda-correas. PUESTA EN MARCHA DEL SISTEMA Una vez instalados los equipos de superficie es necesario verificar que los frenos, retardadores o preventores de giro inverso estén debidamente ajustados. Si se quiere detener la marcha del equipo es recomendable reducir la velocidad a la mínima permitida por el sistema instalado (según sea un motovariador o sistemas con variadores de frecuencia), de esta forma la parada será suave y en los equipos con motovariadores o sistemas de polea y correa de velocidad fija, se garantiza que el arranque posterior se realizará a la mínima velocidad. Cuando se va arrancar el sistema, es necesario verificar que no existan válvulas cerradas a lo largo de la línea de producción del pozo y así mismo las válvulas en los múltiples de las estaciones. Una práctica aconsejable cuando se producen crudos muy viscosos, consiste en llenar la línea de producción con agua después de una parada prolongada del sistema o durante un intervención del pozo, con la finalidad de evitar obstrucciones al enfriarse el petróleo lo que traería como consecuencia un aumento del torque (y por ende, un incremento de corriente) en el arranque del sistema. Si se trata de paradas eventuales debido a alguna falla, se puede inyectar diluente en la línea de producción unos minutos antes de realizar el arranque. El caso más grave es cuando existen fallas breves de energía eléctrica, donde el arranque se realiza a plena velocidad (En caso de accionamientos sin sistemas de arranque suave o sin variadores de frecuencia) y a máxima carga, ya que las líneas se encuentran llenas y el nivel de fluido bajo en el pozo, por lo tanto el sistema demandará la potencia necesaria para vencer la columna de fluido y la inercia del fluido que se encuentra en el eductor y la línea de flujo. Los arrancadores suaves y variadores de frecuencia permiten programar una rampa de arranque para el motor eléctrico, con lo cual se reduce el pico de torque y corriente en la puesta en marcha del sistema y de esta forma se protegen tanto los componentes eléctricos como mecánicos. Durante la puesta en marcha del sistema es necesario medir y registrar las variables de operación y control, estas forman parte de la información necesaria para realizar a posteriori un adecuado diagnóstico y optimización del conjunto. Hoy en día, considerando que los equipos de velocidad fija y los motovariadores han quedado atrás y con la utilización “masiva” de los variadores de frecuencia en este método de producción, facilitan las mediciones de estas variables. Para las mediciones “en vacío” es necesario desacoplar la carga del sistema motriz, en los sistemas de cabezal de eje fijo y motorreductor esto se logra separando los acoples mecánicos, mientras que en los equipos de polea y correas, es necesario realizar las lecturas antes de instalar las correas a la polea conducida. La variables a medir son las siguientes: 􀂃 Velocidad de Rotación (r.p.m.) 􀂃 Frecuencia (Hz) 􀂃 Velocidad del motor (r.p.m.) 􀂃 Intensidad de la corriente (Amp) 􀂃 Tensión en la red (Volt.) 􀂃 Tensión de salida (Volt.) 􀂃 Torque (lb-pie) 􀂃 Potencia (Kw o Hp) 􀂃 Temperatura en el Variador de Frecuencia (°C o °F). 􀂃 Presión en el cabezal del pozo (lpc) 􀂃 Variables analógicas o digitales de sensores instalados en el pozo (subsuelo o superficie), tales como presión o temperatura. Adicionalmente, es recomendable tomar nota de las capacidades de los equipos instalados, tales como torque, relación de reducción de la caja, potencia, corriente, tensión, etc. Toda esta información puede registrarse en formatos y los mismos se anexaran en el expediente del pozo en conjunto con las curvas de la bomba instalada, curvas de vida útil de los rodamientos del cabezal, etc. Una vez registrados todos estos parámetros, y verificando que las condiciones en las líneas y en la estación de flujo así lo permitan, se procederá con el arranque; para lo cual, será necesario acoplar el accionamiento a la carga (conectar los acoples, colocar las correas alas poleas, etc.) y arrancar el sistema a baja velocidad. Es de suma importancia que el arranque sea a baja velocidad de rotación y esperar que el conjunto pozo – sistema de bombeo se estabilice antes de proceder con la optimización. Dependiendo de los fluidos producidos, de la temperatura de fondo y del tipo de elastómero, el hinchamiento será mas rápido o mas lento. Durante la fase de hinchamiento es posible que la eficiencia volumétrica de la bomba sea baja (a veces muy baja) por lo cual, las medidas de torque, potencia, presiones de superficie y la producción propiamente dicha del pozo serán relativamente bajas. Durante estos primeros días, se sugiere visitar el pozo y tomar las lecturas de las variables de operación a diario, de manera de observar el comportamiento del sistema y su relación con el hinchamiento del elastómero. Una vez que se determine que el sistema “yacimiento - pozo – equipos de producción” estén estabilizados, se procederá con el proceso de optimización. Durante esta fase se debe esperar incrementos en la producción, disminución en la sumergencia de la bomba, incrementos en la presión del cabezal (presión en la tubería de producción) en el torque y en la potencia requerida. TÍPICOS PROBLEMAS DE OPERACIÓN EN SISTEMAS Problema 1: Bajo caudal y Baja eficiencia volumétrica. (La velocidad es la prefijada el rango de corriente esta normal). CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADARotor no esta totalmente insertado.Verifique el espaciado y corrija si es necesarioPresión de descarga de bomba inferior a la necesariaVerifique la altura de elevación necesaria por cálculo. Cambie el rotor si es necesario.Rotor bajo medida para la temperatura del pozoCheque la temperatura y el tipo de rotor usado. Cambie el rotor si es necesarioPerdida en la tuberíaBusque el tubing roto y cambie la uniónAlto GORProvea medios para anclas de gas natural, instalando la bomba por debajo del punzado y/o usando un filtro de cola en el fondo de bomba. Use algún tipo de ancla de gas.Reemplace la bomba por una de mayor desplazamiento. Corra la bomba a velocidades más bajas para evitar desgastes prematuros y acortamiento de la vida de la bomba.La productividad del pozo es inferior a la esperada.Verifique el nivel de fluido, reduzca la velocidad de bomba. Monitoree los cambios en la eficiencia volumétrica. Compare con las de curvas recomportamiento de la bomba.Altas perdidas por fricción por el uso de centralizadoresReplantee la necesidad de centralizadores. Si hay disponibles use otro tipo de centralizador. Reemplace la bomba por otra que permita girar más lento sin centralizadores. Cambie la tubería si es posibleEstator esta desgastadoSaque la bomba. Llévela a un banco de ensayo y si es necesario reemplácela.Admisión de bomba tapadaLevante el rotor fuera del estator, desplace fluido por el tubing para limpiar el estator, re-espacie, ponga en producción y cheque la producción. Problema 2: Caudal intermedio. Baja eficiencia volumétrica. (Velocidad normal. Consumo dentro del límite esperado). CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADACondición de falta de nivelVerifique el nivel. Baje la velocidad de bomba. Asegure que la velocidad no pase de 200 RPM. Si es necesario cambie la bomba para cumplir los requisitos de producción.Alto GORProvea medios para anclas de gas natural. Instalando la bomba por debajo de punzado y/o usando un filtro de cola en el fondo de bomba. Use algún tipo de ancla de gas.Reemplace la bomba por una de mayor desplazamiento. Corra la bomba a velocidades más bajas para evitar desgastes prematuros y acortamiento de la vida de la bomba.Bomba dañada o sub.-dañadaSaque la bomba. Cheque en el banco para poder usarla en otra aplicación.Verifique los requerimientos hidráulicos de la instalación. Reemplace la bomba por otra de mayor capacidad de presión y caudal para poder bajar las RPM. Problema 3: Caudal intermitente. Pobre volumétrica eficiencia. (Velocidad más baja que la normal. Consumo más alto que el esperado). CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADAMal espaciado. Rotor tocando en el niple de paro.Levante el rotor. Re-espacie. Re-arranque. Cheque todos los parámetros.Rotor aprisionado por exceso de temperatura o ataque químico.Saque la bomba, cheque la temperatura de fondo. Verifique el análisis químico del fluido.Si es necesario cambie la formulación del elastómero.Rotor aprisionado por sólidos.Levante el rotor y lave el estator. Problema 4: Sin producción. Perdida de velocidad gradual. (Consumo más alto que el esperado). CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADAMal espaciado. Rotor en contacto con el niple de paro.Levante el rotor. Re-espacie. Re-arranque. Cheque todos los parámetros. Cambie la bomba si es necesario.Elastómero hinchado aumenta la fricción con el rotor.Saque la bomba. Verifique la temperatura de fondo. Seleccione un nuevo rotor.Analice el fluido. Cambie la composición del elastómero para cumplir con las condiciones de fondo.Alta interferencia entre rotor y estator.Reemplace la bomba par otra capacidad de presión y caudal con destinto ajuste de compresión. Seleccione rotor.Monitoreo de consumo. Problema 5: Sin producción. Velocidad normal. (Consumo bajado). CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADARotación contraria.Verifique el giro. Verifique si no hay pesca. Re-arranque.Rotor no esta insertado en el estator.Verifique las medidas de instalación.Re-espacie. Re-arranque.Monitoreo del caudal.Estator y rotor dañado.Cheque la profundidad de bomba y compare con la longitud de barras cheque la presión. Cambie partes si es necesario.Rotor o barras de pesca.Profundice la instalación. Re-espacie.Saque y repare. Cambie la bomba.Tubing sin hermeticidad.Verifique nivel de presión. Saque la columna de producción repare la pesca.Tubing desenroscado o cortado.Verifique el espaciado. Saque la sarta de barras y tubing, repare. Problema 6: Perdida a través del sistema de sello permanecen altas a pesar de haber ajustado el sello CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADALas empaquetaduras están gastadas.Verifique el estado de las empaquetaduras. Reemplace si es necesario.Camisa de revestimiento esta gastada.Verifique la camisa y reemplace si esta dañada. Cambie también las empaquetaduras. Problema 7: Correas cortadas frecuentemente. (Velocidad buena. Corriente dentro de lo esperado). CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADAMal alineamiento entre correas y poleas.Verifique y corrija si es necesario.Poleas gastadas y/o rotas.Verifique y cambie si es necesario.Las correas no son adecuadas para la aplicación.Verifique si el perfil es el correcto para la polea.Reemplace por el adecuado juego de correas o poleas.Solicite soporte técnico desde algún representante. Problema 8: Nivel de aceite, baja en un periodo de tiempo corto. CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADASistema de sello esta dañado, gastado o mal ajustado.Verifique el sello reemplácelo si es necesario.Complétele nivel de aceite. Arranque y verifique perdidas.Tapón de drenaje esta sueltoReapreté el tapón. Problema 9: Perdida a través del sistema del sellado del vástago. CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADASistema de sello esta dañado, gastado o mal armado.Cheque los elementos de empaque. Reemplácelos si es necesario.Sistema de empaque suelto.Verifique el ajuste. Reajuste.El vástago usado tiene la zona de empaque gastada dañada.Cheque el vástago en la zona de sello.Cámbielo si no fuera posible cambiar su posición sin variar el espaciado. Problema 10: Temperatura del aceite del cabezal es alta. CAUSA PROVABLEACCIÓN RECOMENDADACabezal girando a mayor velocidad que la recomendada, para ese modelo.Verifique la velocidad. Cambie la relación de poleas para alcanzar la velocidad deseada de acuerdo al desplazamiento de bomba. Cambié el tipo de cabezal por una elección, mas adecuada a la aplicación.La especificación del aceite no es la recomendada.Verifique el aceite. Reemplace si fuera necesario.Nivel de aceite más alto que el recomendado.Verifique el final de aceite y corríjalo si es necesario. RANGO DE APLICACIÓN Producción de crudo pesado y bitumen (< 12 ° API) con cortes de arena hasta 50. Producción de crudos medianos (de 12 a 20 ° API) con contenido limitado de H2S. Producción de crudos livianos dulces (> 20 API) con limitaciones en el contenido de aromáticos. Pozos de agua superficial Pozos productores con altos cortes de agua y temperaturas relativamente altas. Evaluación de nuevas áreas de producción. CONCLUSIONES Las varias ventajas que aporta este sistema lo hace más confiable en la producción de petróleos pesados. Este tipo de levantamiento es de gran ayuda en el aporte de energía, ya que del petróleo pesado se puede sacar más derivados. El sistema de bombeo de cavidades progresivas es una tecnología que ha demostrado ser una de las más eficientes en levantamiento artificial, en la producción de petróleos con elevada viscosidad y en pozos de difícil operación (alta temperatura, presencia de gas y porcentajes de agua elevados), los componentes de este sistema fue diseñado para trabajar eficazmente en condiciones extremas. Utilizando este sistema se tendría una recuperación rentable de petróleos pesados, en las reservas se tiene una mayor cantidad de estos, que los petróleos convencionales. La selección de cada uno de sus componentes lo hace más eficiente que los otros sistemas de recuperación secundaria. BIBLIOGRAFIA American Petroleum Institute, NORMA API, “Progressive cavity pumps systems for artificial lift—Part 1: Pumps —Part 2: Surface drive systems”, | 1220 L Street, NW | Washington, DC 20005-4070 | USA Petroleum and natural gas industries. Hirschfeldt Marcelo, “Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas”, Versión 2008V1, Argentina, Junio de 2008. Chacín Nelvy, Bombeo de Cavidad Progresiva, ESP OIL INTERNATIONAL TRAINING GROUP, Venezuela, 2003. Veil J.A., Langhus, B.G. and Belieu, S.: “Feasibility Evaluation of Downhole Oil/Water Separation (DOWS) Technology, ”Technical Report for U.S. Department of Energy, Jan. 1999. Matos Gutierrez Jaime Aquiles, Optimización de la producción por sistema PCP, Tesis de Grado, Lima- Perú, 2009. Farías Laura, Hirschfeldt Marcelo, Explotación de pozos con PCP en yacimiento Diadema, Tesis de Grado, 2006. Ciulla Francesco, Principios fundamentales para diseños de bombas con cavidad progresiva, 2003. Haworth, C.G., 1997. Updated field case studies on application and performance of bottom drive progressing Cavity pumps, SPE 39043, Rio de Janeiro, Brazil, Septiembre 1997.

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