1. Objetivos: 1.1. Objetivo General: Determinar los parámetros más importantes en el Estudio del Diseño del Bombeo Mecánico, sus limitaciones, ventajas, consideraciones y evolución dentro de la Industria Petrolera.
1.2. -
Objetivos Específicos:
Identificar los diversos componentes del Equipo y la función que cumplen dentro del proceso de trabajo.
-
Determinar los tipos de unidades de Bombeo mecánico y su utilización de cada uno de ellos.
-
Indagar acerca del Análisis Nodal utilizado en el Estudio del Diseño de Bombeo Mecánico y su aplicación.
2. MARCO TEÓRICO 2.1.
BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL
El método de levantamiento artificial más común y antiguo del mundo es el bombeo mecánico. Debido a su simplicidad y robustez, es posible su aplicación en casi todos los tipos de pozos que requieren levantamiento. Sin embargo, existen límites físicos para la aplicación en cuánto profundidad y caudales a levantar. El objetivo de un buen diseño en levantamiento artificial es lograr un sistema económicamente rentable, que logre el mayor Valor Presente Neto (VPN) considerando los costos asociados y la producción del pozo.
Para una buena selección del equipo a utilizar es necesario conocer datos que soporten la decisión, entre estos datos podemos citar: la tasa de producción esperada, las cargas a soportar por las cabillas, las cargas en la caja de engranajes de la unidad de bombeo, costos de energía, aporte del yacimiento, etc. Consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción
reciprocante,
abastecida de energía a través de una sarta de cabilla. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudo pesado y extra pesado, aunque, también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. Para que ocurra la acción del bombeo, el pistón realiza un movimiento reciprocante dentro del barril, la tubería confina la sarta de cabilla de succión que acciona a su vez la bomba en el subsuelo; posee válvulas fijas y viajera, son válvulas de no retorno, de bola y asiento de modo que solo permite el flujo en una sola dirección hacia el cabezal. El volumen encerrado entre estas dos válvulas constituye la cámara de bombeo. Cuando el balancín esta en el punto muerto de inferior, las válvulas fijas y viajeras se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permiten la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el inferior de de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanece cerrada durante la carrera ascendente fluido continua liberando la válvula hasta que el pistón llega al punto muerto del pistón .La válvula fija y cierra y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un punto de compresión cuando la presión interna es superior a la que existe en la válvula viajera, esta se abre y el fluido es trasferido al pistón hasta llegar al punto muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo. No obstante hay que tener presente que la tubería deba ser capaz de soportar la presión debido a la columna de flujo sobre la bomba.
2.2.
COMPONENTES DEL EQUIPO
Los componentes que conforman el sistema de bombeo mecánico se dividen en dos categorías: Equipo de superficie y equipo de subsuelo.
2.2.1. EQUIPO DE SUPERFICIE La unidad de superficie de un equipo de bombeo mecánico tiene por objeto transmitir la energía desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento de la bomba de
subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. Estas unidades pueden ser de tipo balancín o hidráulicas. Los equipos que forman los equipos de superficie se explican a continuación:
2.2.1.1. DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUPERFICIE -
MOTOR:
Es el encargado de suministra la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos de pozo. Es motores pueden ser de combustión interna o eléctricos. Los motores de combustión interna pueden ser de baja o alta velocidad; los de baja velocidad operan entre 200 y 600 rpm y poseen un cilindro, los de alta velocidad funcionan entre 800 y 1400 rpm. En la actualidad el tipo de motor más utilizado en la industria petrolera es el motor eléctrico,
este
posee
también
una
velocidad
constante
(baja
velocidad
)
y
una potencia que varía entre 5 y 100 hp, el motor de velocidad variable (alta velocidad) su potencia varía entre los 10 y 200 hp este ultimo utilizado para alto deslizamiento.
-
CAJA DE ENGRANAJE
Se utiliza para convertir energía del momento de rotación, sometidas a altas velocidades del motor primario, a energía de momento de rotación alto de baja velocidad. La maquina motriz se conecta al reductor de velocidad (caja de engranaje) mediante correa. El reductor de velocidad puede ser: Simple, doble o triple. La reductora doble es la más usada.
-
MANIVELA
Es la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de engranaje o transmisión a la biela del balancín, que está unida a ellos por pínes se están sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranajes y cada una de ellas tienen un número igual de orificios, los cuales representan una determinada carrera del balancín, en ellos se colocan los pines de sujeción de las bielas. El cambio de pines de un hueco a otro se llama cambio de tiro.
-
PESAS O CONTRA PESO
Se utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se originan sobre el motor durante a las carreras ascendente y descendente del balancín a fin de reducir la potencia máxima efectiva y el momento de rotación. Estas pesas generalmente, se colocan en la manivela y en algunas unidades sobre la viga principal, en el extremo opuesto el cabezote.
-
PRENSA ESTOPA
Consiste en una cámara cilíndrica que contienen los elementos de empaque que se ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio existente entre la barra pulida y la tubería de producción, para evitar el derrama de de crudo producido.
-
BARRA PULIDA
Tubería fabricada de material resistente, generalmente se encuentran de diámetros de 11/4 y 1 ½ pulgadas y longitud de 15 y 22 pies. Se encarga de soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba y del fluido dentro de la tubería.
-
UNIDAD DE BOMBEO
Su función principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de cabilla y estas, la bomba de subsuelo Mediante la acción de correas y engranajes se logra reducir las velocidades de rotación. El movimiento rotatorio resultante se trasforma en uno reciprocante, a través de la manivela, la biela y el propio balancín. Algunas de las características de la unidad de balancín son: a) La variación de la velocidad del balancín con respecto a las revoluciones por minuto de la máquina motriz. b) La variación de la longitud de carrera. c) La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de cabillas y fluidos del pozo. Para la selección de un balancín, se debe tener los siguientes criterios de acuerdo a la productividad y profundidad que puede tener un pozo: Productividad
a) Los equipos deben ser capaces de manejar la producción disponible. b) Los equipos de superficie deben soportar las cargas originadas por los fluidos y equipos de bombeo de pozo. c) Factibilidad de disponer de las condiciones de bombeo en superficie adecuada. Profundidad
a) La profundidad del pozo es un factor determinante de los esfuerzos de tensión, de elongación y del peso. b) Afecta las cargas originadas por los equipos de producción del pozo. c) Grandes profundidades necesitan el empleo de bombas de subsuelo de largos recorridos. La disponibilidad de los balancines va a depender fundamentalmente sobre el diseño de los mismos. Los balancines sub-diseñados, limitan las condiciones del equipo de producción y en consecuencia la tasa de producción del pozo. Los balancines sobre diseñados, poseen capacidad, carga, torque y carrera están muy por encima de lo requerido y pueden resultar muchas veces antieconómicos.
2.3. UNIDADES DE BOMBEO MECANICO 2.3.1. BALANCINES TIPO API Son diseñados basados en especificaciones API, operan con movimientos armónicos simples que realiza una viga viajera activada por la caja de engranajes, conectada a un motor por medios de correas, estos balancines pueden clasificarse de acuerdo a su geometría y contrapeso de las unidades en:
-
CONVENCIONAL
Es la unidad más conocida y popular de todos los campos petroleros, por ventajas económicas, fácil operación y mantenimiento. El movimiento rotatorio del motor es trasmitido por medios de correas, a la caja de trasmisión la cual reduce la velocidad a través de un sistema de engranajes. Este movimiento más lento es comunicado a la viga viajera mediante conexión biela /manivela y convertidor alternativo vertical que se refleja en la barra pulida.
-
UNITORQUE
La unidad unitorque (Mark II), es un diseño que parte del modelo convencional, se caracteriza por ser capaz de soportar más fluido sin necesidad de sobre cargar el equipo, aunque es más costoso manufacturar su estructura y requiere mayor contra-balance. El balanceo de esta unidad se hace en la manivela y su requerimiento adicional es para contrarrestar el balance estructural originado por su geometría de fabricación.
-
BALANCEADA POR AIRE
Se caracteriza por utilizar un cilindro con aire comprimido en lugar de usar pesas de hierro, su costo por trasporte e instalación es mas económica que las convencionales por lo cual puede ser usada costa afuera o cuando es necesario mover con frecuencia la unidad, el mantenimiento del cilindro de aire, pistón compresor y controles de neumáticos, lo hacen ser la unidad mas costosa en cuanto a operaciones, pero son más resistentes a cargas que las convencionales.
2.3.1.1.
Características de las Unidad de Bombeo
Convencional
Balanceada por aire
Mark II
1. Muy eficiente
1. La de menor eficiencia
1. Muy eficiente
2. Muy confiable debido a
2. La más compleja de las
2.
su diseño simple
unidades
convencional
3. La más económica
3. La más costosa
3.
Igual
que
la
Moderadamente
costosa
2.4. DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUBSUELO -
TUBERIA DE PRODUCCION
Es una serie de tubos que se usa para trasportar el fluido y, al mismo tiempo, sirve de guía a la sarta de cabilla que acciona la bomba. Los tipos de tuberías más empleados para este tipo de completación (BM) son las EUE y la Hydrill.
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ANCLA DE TUBERIA
Controla los movimientos de la tubería, eliminar los esfuerzos durante la acción de bombeo, mantiene la tubería en una posición constante y reduce la fricción entre las cabillas y la tubería.
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SARTA DE CABILLA
Es el elemento de conexión entre la unidad de bombeo, instalada en la superficie y la bomba de subsuelo. Mediante esta se trasmite el movimiento reciproco a la bomba para deslizamiento de fluido, generalmente son fabricadas en acero y por lo tanto, poseen propiedades de elasticidad, aunque existen cabillas de fibra de vidrio y las continuas, cada una de ellas diseñadas para diferentes diámetros y longitud.
-
CABILLAS API O CONVENCIONALES
Existen tres tipos de cabillas API de acuerdo al material de su fabricante C., D, K. Las longitudes de las cabillas pueden ser de 25 o 30 pies, utilizando niples de cabillas (tramos de cabillas de menor longitud), en los casos que ameriten para obtener la profundidad de asentamiento de la bomba, otros elementos adicionales de la sarta de cabilla s podrían ser una barra (Sinker Bar), diseñado para adicionar peso al colocar en la parte inferior de la barras de peso es de 1 ½ a 2 pulgadas. En pozos productores de crudo pesado; donde se crea una especie de colchón que aumenta el efecto de flotación de las cabillas durante su carrera descendiente, dificultando el desplazamiento del pistón dentro del barril de la bomba 0, con una consecuente disminución de la eficiencia volumétrica de la bomba, es ventajoso utilizar barra de peso en la sarta de cabillas, ya que facilita el desplazamiento de crudo viscoso al mantener tensión en la sarta de cabillas.
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CABILLAS NO API O CONTINUAS
Son aquellas cabillas que no cumplen con las normas API, ellas son; Electra, continuas, fibra de vidrio dentro de las cuales las más usadas son las cabillas continuas, su elongación es 3.8 veces mayor que las cabillas de acero para la igual carga y diámetro.
2.4.1. BOMBA DE SUBSUELO Es el primer elemento que se debe considerar al diseñar una instalación de bombeo mecánico para un pozo, ya que del tipo, tamaño y ubicación de la bomba depende el resto de los componentes. Es una bomba de desplazamiento positivo.
COMPONENTES DE LA BOMBA DE SUBSUELO -
BARRIL O CILINDRO DE LA BOMBA
Es una pieza cilíndrica pulida en la cual se almacena el fluido
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EL EMBOLO O PISTON
Es el elemento movible dentro de la bomba. Su diámetro determina la capacidad de desplazamiento y su resistencia es menor que el que la de l cilindro
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LA VALVULA VIAJERA
Está ubicada en el pistón, el tipo bola y asiento, permite la entrada del fluido del barril al pistón.
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LA VALVULA FIJA DE TIPO BOLA Y ASIENTO
Esta facilita la entrada del fluido desde el pozo hasta el barril de la bomba.
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ANCLAJE O ZAPATA
Es la combinación de las partes reunidas inferiormente para obtener el anclaje de la bomba y efectuar un sello hermético.
CLASIFICACION DE LAS BOMBAS -
BOMBA DE TUBERIA (T)
Se instalan en ellas y el cilindro es parte integral de la misma. Su mayor aplicación está en los pozos de alta productividad, con profundidades menores a 4500 pies y donde las condiciones de producción no son severas, es decir, hay baja producción de gas y y pocos fluidos abrasivos y corrosivos.
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BOMBA DE CABILLA O INSERTABLE
Se instala en los pozos, mediante el uso de la sarta de cabillas y sin necesidad de extender tubería. Se aplican en pozos da moderada y baja productividad y profundidades de hasta 7000 pies aproximadamente. Su remoción y reparación es más económica que la de las bombas de tuberías. Pueden ser ancladas por el fondo, el tope o por ambos extremos de la bomba.
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ANCLA DE GAS
Consiste en un tubo rasurado o perforado, colocado bajo la zapata de anclaje. Su objetivo es separar gas/liquido antes de la entrada del fluido a la bomba.
2.5. VENTAJAS DEL BOMBEO MECANICO -
El diseño es poco complejo.
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El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo.
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Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.
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Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía.
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El equipo puede ser operar a temperatura elevadas.
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Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de
la taza de producción.
2.6. DESVENTAJAS Y LIMITACIONES DEL BOMBEO MECANICO -
La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la presencia del
gas.
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La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo.
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Requiere altos costos e mantenimiento.
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Posee profundidades limitadas.
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El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.
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La taza de producción declinan rápidamente.
2.7. RANGO DE APLICACIÓN DEL BOMBEO MECANICO -
Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 ( BPPD).
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Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.
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No se puede utilizar en pozos desviados.
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No debe existir presencia de arenas.
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Solo se utiliza en pozos unidireccionales.
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Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 °F.
2.8. Análisis Nodal 2.8.1. Objetivo El objetivo principal del análisis nodal es conocer el punto de operación de un sistema de levantamiento artificial, en donde se relaciona el aporte del yacimiento con el sistema de levantamiento que incluye la tubería de producción hasta la superficie.
2.8.2. Análisis Nodal en bombeo mecánico Para realizar un análisis del sistema, se requiere el cálculo de las caídas de presión en función de la tasa de flujo para cada uno de los componentes. El procedimiento para el análisis requiere la selección de un nodo, en donde se calcularán las presiones que satisfagan la física del sistema (aguas arriba y aguas abajo del nodo). Este procedimiento es llamado análisis nodal. El nodo puede ser seleccionado en cualquier punto del sistema, los más comunes son el separador, el cabezal del pozo, las perforaciones o el yacimiento. En métodos de levantamiento artificial por bombeo los nodos de mayor interés durante la etapa de diseño se ubican en la succión y en la descarga de la bomba. Los dos criterios que se deben cumplir en un análisis nodal son: El flujo hacia el nodo debe ser igual al flujo que sale del mismo. Solo puede existir una presión en el nodo, a una tasa de flujo dada. En el caso del bombeo mecánico, el sistema puede considerarse compuesto por los siguientes elementos principales: y
El yacimiento,
y
El pozo, incluyendo los componentes y elementos de este tipo de levantamiento ubicados en el fondo del pozo, y
y
La línea de flujo, la cual incluye separadores y tanques de almacenamiento.
y
Los nodos entre los elementos principales del sistema son (Figura 1.8):
y
El tope de las perforaciones, este es el nodo común entre el yacimiento y el pozo
y
El cabezal del pozo, el cual es el nodo común entre el pozo y la línea de flujo.
A su vez, el sistema puede tener más divisiones unidos por nodos, el número de estas divisiones no tiene limitación, pueden estar tan lejos o tan cerca como se quiera, con tal que sea posible establecer entre ellas la correspondiente relación flujo-presión. La relación de presión a lo largo del sistema puede ser escrita de la siguiente manera:
Uno de los componentes principales del análisis total del sistema, es la presión en las perforaciones o presión de fondo fluyente. Para obtener la presión en este punto, se recurre al estudio del comportamiento de afluencia de un pozo, IPR (Inflow Performance Relationship), el cual, cubre la región del yacimiento al fondo del pozo. Para completar el análisis, se cuentan con las ecuaciones de gradiente de presión en las tuberías. Para visualizar el análisis, se realiza un gráfico de presión del nodo vs la tasa de flujo de las curvas de influjo y eflujo, esto con la finalidad de conseguir el punto de operación del sistema, que es exactamente la intersección entre estas dos curvas (Figura 1.9).
Para analizar el efecto del cambio de configuración (velocidad de bombeo, diámetro del pistón, longitud de carrera, etc.) en la capacidad de producción, se deben generar nuevas curvas de eflujo. Este método puede ser usado para diagnóstico de sistemas, o también para la optimización del diseño.
2.8.3. Manejo de dos fases en bombeo mecánico Introducción Siempre que se extrae petróleo, se producen también como fluidos asociados el agua y el gas. Por lo tanto, al disminuir la presión en el fondo del pozo petrolero, mayor cantidad de
gas saldrá de solución del crudo, y puede llegar existir mayor volumen de gas que de líquido en la succión de la bomba de subsuelo. Bajo estas condiciones la eficiencia volumétrica de la bomba se ve severamente afectada, y en el caso del bombeo mecánico, la mayoría de los equipos con los que se trata de mejorar la eficiencia, buscan limitar la expansión del gas en el volumen muerto y/o propiciar la apertura temprana de las válvulas. No obstante, si los equipos de separación de gas en fondo (anclas de gas) no logran reducir la fracción de gas, la eficiencia volumétrica será muy baja y el pozo no se podrá explotar eficientemente.
2.8.4. Equipos para el manejo de dos fases en bombeo mecánico Tomando en cuenta la física del fenómeno se tiene que existen hasta el presente dos formas de mejorar el funcionamiento de las bombas reciprocantes ante la presencia de gas, una de estas formas consiste en disminuir la fracción de gas a la entrada de la bomba y la segunda en minimizar la expansión del gas en el volumen muerto. En cuanto a la disminución de la fracción de gas en la succión de la bomba, existe toda una línea de investigación en equipos de separación de fases a fondo de pozo. Sin embargo, para el caso de bombeo mecánico solo se utilizan los equipos de separación estática de fondo, mejor conocidos como anclas de gas.
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Anclas de gas
Estos equipos basan su funcionamiento en la diferencia de densidades de las fases, propiciando un cambio de dirección de flujo de vertical ascendente a vertical descendente, dónde la fase menos densa tiende a seguir en ascenso debido a la fuerza de flotación, a menos que la fuerza de arrastre generada por el líquido sea lo suficientemente grande como para superar el efecto de flotación. En la figura 1.13, se puede observar un esquema del funcionamiento genérico de un ancla de gas.
Tipos de anclas ( Tipo Niple Perforado (PoorBoy o PoorMan))
Este separador de gas consiste en un niple de tubería, denominado tubo exterior o tubo de barro, junto con un tubo interior concéntrico que se conecta a la succión de la bomba. El tubo de barro, que usualmente se conecta en la rosca externa de la zapata de anclaje de la bomba o de la válvula fija, posee perforaciones laterales en su extremo superior; mientras que su extremo inferior está sellado (Figura 1.14). La longitud de la sección perforada varía entre 2 y 4 pies, con agujeros de alrededor de 1/2 pulg. de d iámetro.
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Tipo Copas (Gilbert)
Este separador es una mejora del diseño anterior (Niple Perforado o Poor Boy). La diferencia principal reside en un conjunto de Copas de metal localizadas a lo largo de la
sección perforada del tubo de barro, justo por debajo de las perforaciones (Figura 1.15). El resto de los componentes son prácticamente los mismos. Las copas tienen la función de desviar el gas, o promover su escape hacia el espacio anular, cuando se encuentran a nivel de las perforaciones del tubo de barro. La forma de estas últimas es de ranuras longitudinales y componen la entrada del separador. La longitud de esta sección de entrada también varía entre 2 y 4 pies. La longitud de las ranuras varía alrededor de 3/4 pulg.; mientras que su ancho es de 1/4 de pulg. aproximadamente.
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Tipo Empacadura
Este separador consiste de un tubo exterior cuyo extremo superior posee perforaciones muy similares a las del separador tipo Niple Perforado. El extremo inferior, en el cual se instala una empacadura de tubería, está, por el contrario, completamente abierto al flujo que viene del yacimiento. Por esta razón, el flujo dentro de este tubo exterior es ascendente. Asimismo, la función de tubo de barro es transferida al espacio anular entre el tubo exterior y el revestidor del pozo (Figura 1.16). Por otra parte, el extremo inferior del tubo de succión interior está comunicado en su parte inferior con el espacio anular entre el tubo exterior y el revestidor del pozo, a través de una perforación en el tubo exterior. El otro extremo del tubo de succión se conecta directamente a la entrada de la bomba de subsuelo (Figura 1.16). El funcionamiento se puede resumir de la siguiente manera: El flujo entra al separador y asciende por el espacio anular formado por los dos tubos del mismo. Al alcanzar las perforaciones del tubo exterior el flujo es desviado hacia el espacio
anular entre el tubo exterior y el revestidor del pozo. En ese momento la mezcla debe descender para alcanzar la entrada del tubo de succión, pero las burbujas de gas más grandes se separan y suben hacia la superficie. El resto, fluye hacia la bomba de subsuelo (Figura 1.16).
Por otro lado, para limitar la expansión de gas en el volumen muerto, la primera acción que se ejecuta comúnmente es minimizar el volumen muerto a través del espaciamiento de la bomba; es decir se trata de ubicar la válvula viajera lo más cerca posible de la válvula fija. De tal manera que, si existe gas libre el volumen total de este que queda en la cámara de succión al final de la carrera de descenso sea relativamente bajo. A pesar de esto, la sola presencia de gas en el volumen muerto representa una disminución en la eficiencia volumétrica. Es por ello, que se ha diseñado diferentes accesorios para las bombas de subsuelo con el fin de propiciar la apertura temprana de las válvulas.
En la figura 1.17, se puede observar una bomba Circulo A (con válvula anular o de arena). Esta válvula anular situada en el tope de la cámara de descarga, permite aislar la descarga de la válvula viajera del eductor ("tubing" ), de tal manera que en la carrera descendente, la presión de la recámara que forma la válvula anular con la válvula viajera, descienda rápidamente por debajo de la presión de la cámara de succión logrando la transferencia de fluidos entre las recámaras. Adicionalmente la presión en la cámara de succión al final de la carrera descendente será bastante inferior a la presión de descarga de la bomba, minimizando de esta forma la masa de gas que queda atrapada en el volumen muerto. Algunos fabricantes, incorporan un cambio de diámetro en e l vástago de tiro de la bomba, para que al final de la carrera descendente el líquido que se encuentra en la descarga pase entre el vástago de tiro y la válvula anular y llene de líquido la recámara, evitando de esta forma la compresión de gas y la futura expansión de gas en este nuevo volumen muerto. En la figura 1.18, se observa este tipo de sistema, conocido con el nombre comercial de Charger . En el punto tres (3) de la figura, la reducción de diámetro del vástago de tiro alcanza la válvula anular y el fluido del reductor inunda recámara, facilitando la apertura temprana de la válvula anular en la carrera ascendente. Otros sistemas permiten la apertura temprana de las válvulas mecánicamente, entre estos sistemas se pueden mencionar: Gas Breaker de Petrovalves, las bombas VRS de Intevep, entre otras.
2.9. Tipos de completaciones 2.9.1. Completación convencional Esta opción representa el arreglo más común de este método de producción a nivel mundial (Figura 1.19). En el mismo, la producción fluye por la tubería de producción y parte del gas libre es separado, de forma natural o mejorada a través de separadaores, antes de que entre a la bomba de subsuelo. El gas separado fluye por el espacio anular entre el revestidor del pozo y la tubería de producción y puede ser descargada a la superficie utilizando una conexión a la línea de flujo.
2.9.2. Diluente por el anular Esta opción representa dos terminaciones o arreglos originarios del oriente del país, donde es necesario inyectar diluente para disminuir la viscosidad del crudo antes de que entre en contacto con la sarta de cabillas, con el fin de mejorar la eficiencia del sistema reduciendo la viscosidad del fluido a levantar y transportar. En ambos, la producción fluye a través de la tubería de producción hasta la superficie, mientras que el diluente es inyectado a través del espacio anular. A pesar de estas características comunes, la presión empleada para la inyección del diluente en cada esquema es la causa de que sean completamente diferentes. Estas completaciones son: sin empacadura de fondo y con empacadura de fondo, a continuación se describen:
2.9.3. Completaciones sin empacadura de fondo En esta se representa la situación donde el diluente se inyecta por gravedad desde la superficie o mediante una tubería delgada (coiled tubing) a cualquier profundidad, incluso por debajo de la bomba (Figura 1.20). En es ta terminación es posible separar parte del gas libre hacia el anular del pozo. Esto es debido a que no es necesario aislar las perforaciones del espacio anular porque la presión de inyección en éste es baja. El diluente se mezcla con el crudo antes de, o justo en la entrada de la bomba. Esto implica que parte de la capacidad de bombeo es usada para desplazar el diluente que es mezclado con el crudo. En condiciones estables, la columna de líquido en el anular está formada sólo por diluente y gas, ya que el diluente es más liviano que el crudo y el agua.
2.9.4. Completaciones con empacadura de fondo Si el diluente se inyecta a alta presión a través del espacio anular, lo cual puede realizarse mediante algún dispositivo de inyección de diluente de subsuelo (el cual va instalado en la bomba o en la tubería de producción), es necesario aislar las perforaciones mediante una empacadura de fondo (Figura 1.21). En este caso no es posible realizar la separación del gas libre en el fondo, el cual debe ser manejado por la bomba de subsuelo. Existen dispositivos que permiten inyectar el diluente directamente dentro de la bomba de subsuelo o en la válvula fija, esto implica que, al igual que en el arreglo anterior, parte de la capacidad de bombeo es usada para bombear el diluente que es mezclado con el crudo. Si por el contrario, el dispositivo de inyección está ubicado por encima de la bomba de subsuelo el diluente no es manejado por la b omba.
Este esquema también es originario del oriente del país, y empleado para solucionar el mismo problema. A diferencia de los dos esquemas de dilución anteriores, en éste la producción fluye por el espacio anular del pozo (Figura 1.22). Esto se logra mediante la instalación de un niple ranurado en la tubería de producción y, generalmente, a no más de dos tubos por encima de la bomba de subsuelo. El diluente es inyectado a alta presión a través de la tubería de producción, de forma que pueda mezclarse con el crudo en el niple perforado y fluir hacia el espacio anular. Para lograr este arreglo es indispensable instalar una empacadura de fondo por debajo de dicho niple.
Como anteriormente se menciona, la presencia de esta empacadura impide la separación de gas libre en el fondo del pozo, el cual es manejado por la bomba.
2.9.5. Prensaestopas de Subsuelo Este es un sistema diseñado por Intevep S. A. como una mejora para muchos de los pozos que operan bajo los esquemas de inyección de diluente descritos anteriormente, con la diferencia de que no es necesario la inyección continua del diluente. Consiste en la instalación de un sello (prensaestopas de subsuelo) sobre la descarga de la bomba con el fin de impedir que el crudo fluya por la tubería de producción (Figura 1.23). En este caso, el crudo es desviado hacia el espacio anular mediante una zapata ranurada situada a nivel de la descarga de la bomba de subsuelo, justo por debajo del mencionado sello. La tubería de producción se llena con un líquido de baja viscosidad, tal como aceite, petróleo liviano o gasóleo, el cual queda atrapado entre el prensaestopas de fondo y el de superficie. Con este arreglo se disminuye significativamente la fricción entre las cabillas y el fluido, sin la necesidad de inyectar diluente en forma continua. Por otro lado, este esquema requiere el uso de una empacadura de fondo, lo cual impide el manejo del gas libre a través del espacio anular.
2.10. Diseño de Equipos de Bombeo Mecánico Es un procedimiento analítico mediante cálculos, gráficos y/o sistemas computarizados para determinar el conjunto de elementos necesarios en el levantamiento artificial de pozos accionados por cabilla. La función de este procedimiento es seleccionar adecuadamente los equipos que conforman el sistema de bombeo mecánico a fin de obtener una operación eficiente y segura con máximo rendimiento al menor costo posible. Paso 1: se debe seleccionar el tamaño de la bomba, el diámetro óptimo del pistón, bajo condiciones normales. Esto va a depender de la profundidad de asentamiento de la bomba y el caudal de producción. Paso 2: La combinación de la velocidad de bombeo (N) y la longitud de la carrera o embolada (S), se selecciona de acuerdo a las especificaciones del pistón. Se asume una eficiencia volumétrica del 80%.
Paso 3: Se debe considerar una sarta de cabillas (se debe determinar el porcentaje de distribución si se usa más de dos diámetros de cabilla) y el diámetro de pistón, se determina un aproximado de la carga máxima para el sistema en estudio. Paso 4: Chequear el valor de factor de impulso para la combinación velocidad de bombeo (N) y longitud de carrera (S) establecidos en el Paso 2. Paso 5: Cálculo de la carga máxima en la barra pulida. Para este propósito será necesario obtener cierta data tabulada de acuerdo a los datos establecidos en los pasos previos. Primero se determinará el peso de las cabillas por pie y la carga del fluido por pie. (Ver Tabla 3). Ahora se calcula el peso de las cabillas en el aire (Wr), la carga dinámica en las cabillas (CD) y la carga del fluido (CF) a la profundidad objetivo.
Wr = peso cabillas (lb/ft) x Prof. (ft) CD = F.I. x Wr (lb) -----> Donde F.I. (Factor de Impulso) CF = peso fluido (lb/ft) x Prof. (ft) Carga máxima barra pulida = CD + CF Paso 6: Cálculo de la carga mínima de operación (CM), el contrabalanceo ideal y torque máximo. CM = Disminución de la carga debido a la aceleración (DC) fuerza de flotación (FF)
DC = Wr x (1-C) -----> Donde C = (N^2 x S)/70500 FF = Wr x (62,5/490) -----> Valor constante Para el contrabalanceo ideal se debe proporcionar suficiente efecto de contrabalanceo para darle suficiente valor de carga, el cual va a ser el promedio entre el máximo (carga máx. barra pulida) y el mínimo recién calculado. Entonces: Contrabalanceo ideal = promedio de carga (entre máx. y min) la carga mínima. Torque máx. = Contrabalanceo ideal x Punto medio de la longitud de carrera (S/2). Paso 7: Estimación de poder del motor eléctrico. Conocida la profundidad de operación, °API del crudo y el caudal requerido de producción, se obtiene una constante que es multiplicada por el caudal de producción (Ver gráfico 3). Este valor obtenido son los HP necesarios justos para levantar el caudal requerido. Lo que se recomienda es que este valor obtenido se incremente de 2 a 2,5 veces para tener un factor de seguridad. Paso 8: Cálculo de desplazamiento de la bomba. El valor obtenido de P sería el valor de caudal de producción si la bomba trabaja al 100% de eficiencia. El diseño de la bomba debe tener al menos el 80% de eficiencia. En crudos pesados debe tener un máximo de 18 strokes/minutos (promedio 15° API).
P=CSN P = Desplazamiento de la bomba C = Constante de la bomba, depende del diámetro del p istón N = Velocidad de bombeo (SPM) Paso 9: Profundidad de asentamiento de la bomba (Método Shell, Ver Tabla 3). Esto dependerá enormemente de la configuración mecánica del pozo. Si este método no cumple, por lo general se asienta a 60 o 90 pies por encima del colgador. Otras bibliografías hacen referencia que se asienta 300 pies por debajo del nivel de fluido.
3. Conclusiones y Recomendaciones -
Los parámetros más importantes a tomarse en cuenta en el Diseño del Bombeo mecánico son los siguientes: la tasa de producción esperada, las cargas a soportar por las cabillas, las cargas en la caja de engranajes de la unidad de bombeo, costos de energía, aporte del yacimiento, entre otros.
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Las ventajas que favorecen éste tipo de levantamiento son las siguientes: El diseño es poco complejo. El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo. Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso. Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía. El equipo puede ser operar a temperatura elevadas. Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de la tasa de producción. El método de levantamiento artificial más común y antiguo del mundo es el bombeo mecánico. Debido a su simplicidad y robustez, es posible su aplicación en casi todos los tipos de pozos que requieren levantamiento. Sin embargo, existen límites físicos para la aplicación en cuanto profundidad y caudales se requiera levantar. Los componentes que conforman el sistema de bombeo mecánico se dividen en dos categorías: Equipo de superficie y equipo de subsuelo.
EQUIPO DE SUPERFICIE La unidad de superficie de un equipo de bombeo mecánico tiene por objeto transmitir la energía desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento de la bomba de subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. Estas unidades pueden ser de tipo balancín o hidráulicas. Los equipos que forman los equipos.
EQUIPO DE SUBSUELO Es una serie de tubos que se usa para trasportar el fluido y, al mismo tiempo, sirve de guía a la sarta de cabilla que acciona la bomba. Los tipos de tuberías más empleados para este tipo de completación (BM) son las EUE y la Hydrill.
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Los tipos de Unidades de Bombeo Mecánico son los siguientes:
Convencional
Balanceada por aire
Mark II
1. Muy eficiente
1. La de menor eficiencia
1. Muy eficiente
2. Muy confiable debido a
2. La más compleja de las
2.
su diseño simple
unidades
convencional
3. La más económica
3. La más costosa
3.
Igual
que
Moderadamente
costosa
4. BIBLIOGRAFIA y
http://blogpetrolero.blogspot.com/2009/06/bombeo-mecanico-diseno.html
y
http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamientoartificial/metodos-levantamiento-artificial2.shtml
y
http://www.4shared.com/document/fruPtjBq/CIED_PDVSA_ _Diseo_de_Instalac.htm
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