Un i ver ver si dad dad de de Aqui no Bol ivia ivi a F acul tad de Ci en cia ci a y T ecnol cn ologí ogía I n geni er ía en en Gas y Petr ól eo
UDABOL UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA Acreditada como PLENA mediante R.M. 288/01
Métodos de Producción: Producción: B ombeo ombeo por Cavidade Cavi dadess Pr Progr ogre esi vas PCP .
Realizado por :
Ar noldo nol do Col Col que Guti er r ez Amhe Amh ed Torr Tor r i co Vaca Juan Ju an Carl os D ale al ence A ntelo El mer mer Var gas gas F l ores ores
Santa Cruz-Bolivia
1
ÍNDICE DEL CONTENIDO Contenido 1.
INTRODUCCION ......................................................................................................................
4
2.
ANTECEDENTES: .....................................................................................................................
5
3.
PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO Y DEFINICIONES ................................................... 6 3.1
Desplazamiento Rotor - Estator .........................................................................................
7
3.2
Geometría ............................................................................................................................
8
3.3
Distribución y efectos. ......................................................................................................... 9
3.4
Selección de la bomba.................. .................. .................. ................. .................. .............. 10
3.5
Requerimientos de torque y potencia ................................................................................ 13
4.
PRINCIPIOS BÁSICOS DE PRODUCCIÓN. ......................................................................... 14
5.
TIPOS DE INSTALACIÓN BPC. ............................................................................................ 21
6.
5.1
Instalación Convencional. .................................................................................................
5.2
Instalación insertable. ........................................................................................................ 21
5.3
Ventajas del sistema PCP .................................................................................................. 22
5.4
Desventajas Del Sistema PCP ........................................................................................... 24
5.5
Ventajas de la instalación instalació n insertable. ................ ................. .................. ................. ............ 25
21
DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS ........................................................................................ 26 6.1
Equipos de subsuelo ..........................................................................................................
27
6.1.1
Tubería de producción ............................................................................................... 27
6.1.2
Sarta de varillas .........................................................................................................
27
6.1.3
Estator .......................................................................................................................
28
6.1.4
Elastómero ................................................................................................................. 28
6.1.5
Rotor ..........................................................................................................................
29
6.1.6
Centralizador .............................................................................................................
30
6.1.7
Niple Intermedio o Niple Niple Espaciador: ....................................................................... 31
6.1.8
Niple De Paro ............................................................................................................
31
6.1.9
Trozo De Maniobra ...................................................................................................
32
6.1.10
Ancla de Torsión .......................................................................................................
32
6.1.11
Niple Asiento.............................................................................................................
33
2
7.
6.1.12
Mandril A Copas .......................................................................................................
6.1.13
Zapato probador de hermeticidad .............................................................................. 34
6.1.14
Caño Filtro.................................................................................................................
EQUIPOS DE SUPERFICIE. ...................................................................................................
33
34 34
7.1
Cabezal de rotación. ..........................................................................................................
35
7.2
Sistema de Transmisión. ...................................................................................................
37
7.3
Sistema de freno ................................................................................................................
38
7.3.1
Características de sistema de frenado. ....................................................................... 39
7.3.2
Freno de accionamiento por fricción ......................................................................... 40
7.3.3
Freno de accionamiento a ccionamiento Hidráulico ..........................................................................
40
8.
TÍPICOS PROBLEMAS DE OPERACIÓN EN SISTEMAS .................................................. 41
9.
IDENTIFICACIÓN DE FALLAS EN ESTATOR Y ROTOR ................................................. ................................................. 45 9.1
Identificación de fallas en estatores. ..................................................................................
45
9.1.1
Histéresis. ..................................................................................................................
45
9.1.2
Elastómero Quemado por Alta Temperatura. ............................................................ 47
9.1.3
Elastómero Despegado. ................ ................. .................. .................. .................. ..... 48
9.1.4
Abrasión. .................. .................. .................. ................. .................. ................. ......... 49
9.2
Identificación de Fallas en Rotores. .................................................................................. 50
9.2.1
Desgaste por abrasión sin afectar el material base. ................................................... 50
9.2.2
Cromado saltado sin afectar el material base. ........................................................... 50
9.2.3
Desgaste por abrasión sin afectar el cromado total. .................................................. 51
9.2.4
Desgaste profundo localizado. ..................................................................................
51
9.2.5
Desgaste meta-metal. ................................................................................................
52
10.
RANGO DE APLICACIÓN .................................................................................................
52
11.
CONCLUSIONES ................................................................................................................
53
12.
RECOMENDACIONES .......................................................................................................
53
13.
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................... 54
3
1. 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) (10 -22.3) o menor, se irán transformando transform ando 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, pro vocar, 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
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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.
2. ANTECEDENTES: La Bomba de Cavidades Progresivas (B.C.P.) fue inventada en 1932 por un Ingeniero Aeronáutico Francés llamado René Moineau, quién estableció la empresa llamada PCM POMPES S.A. para la fabricación de la misma. En sus inicios, estas bombas fueron ampliamente utilizadas como bombas de superficie especialmente para el bombeo de mezclas viscosas. Actualmente, el mayor número de bombas de cavidades cavidad es progresivas instaladas para la extracción de petróleo se encuentran en en Canadá. Las primeras Bombas de Cavidades Progresivas (B.C.P. de subsuelo) utilizadas en Canadá fueron instaladas en 1979 en pozos de petróleo con alto contenido de arena y bajas gravedades API (crudos pesados). En la actualidad, se utilizan también en pozos productores de crudos medianos y livianos, especialmente con alto contenido de agua. En Venezuela, las Bombas de Cavidades Progresivas de subsuelo comenzaron a evaluarse a mediados de los años 80. Los resultados no fueron del todo satisfactorios y esto se debió en gran parte a lo relativamente incipiente de la tecnología en el país y al desconocimiento del alcance y limitaciones del sistema. Hoy en día, se cuenta con instalaciones exitosas en pozos de crudos viscosos; bajos y medianos; y aplicaciones a moderadas profundidades. profund idades. Las limitaciones del método continúan siendo la incapacidad de los elastómeros para manejar altas temperaturas, crudos livianos con bajo corte de agua y alto contenido de aromáticos, medianos a altos volúmenes de gas libre (el gas afecta la bomba de dos maneras, atacándolo directamente y por el calor que se genera al ser sustituido los líquidos por la mezcla gaseosa). De igual manera, desde el punto de vista mecánico las cabillas representan un elemento con una capacidad limitada al esfuerzo combinado al torque y tensión constituyendo algunas veces a ser el equipo que impone la restricción en el diseño del sistema. 5
Por último, cabe mencionar que estas bombas son muy versátiles excepto en lo referente a su compatibilidad entre modelos y marcas ya que ni los Estatores ni los rotores son intercambiables.
3. PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO Y DEFINICIONES
Bombeo por Cavidades Progresivas-PCP Fuente: Principios Fundamentales para diseños de bombas PCP
Una Bomba de cavidad progresiva consiste en una bomba de desplazamiento positivo, engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son: EL rotor y el estator. El rotor, que es la 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.
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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
3.1
Desplazamiento Rotor - Estator
A 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 .
Fig. 1: Movimiento estator rotor
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El funcionamiento de las BCP está basado en el principio ideado por René Moineau, la BCP utiliza un Rotor de forma helicoidal de n lóbulos dentro de un Estator en forma de helicoide de n+1 lóbulos. Las dimensiones del Rotor y el Estator están diseñadas de manera que producen una interferencia, la cual crea líneas de sello que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan (o progresan), en un movimiento combinado de traslación y rotación, que se manifiesta en un desplazamiento helicoidal de las cavidades desde la succión de la bomba, hasta su descarga. 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).
3.2
Geometría
Existen distintas geometrías en bombas PCP, 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.
Fig. 2: Geometrías en bombas PCP
La relación entre el número de lóbulos del rotor y el estator permite definir la siguiente nomenclatura:
8
Nº de lóbulos del rotor
3 Geometría 3:4
Nº de lóbulos del estator 4 Por lo tanto esta relación permite clasificar a las bombas PCP en dos grandes grupos: “Singlelobe”
“Multilobe”
3.3
o single lobulares : Geometría 1:2
o Multilobulares : Geometría 2:3- 3:4; etc
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.
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a) Igual interferencia- Distinto número de etapas.
b) Igual número de etapas - Distinta interferencia.
3.4
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.
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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 de 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 3 y 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.
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Figura 3 – Principales dimensiones para la selección de la tubería de producción
De acuerdo con la figura 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 – Principales dimensiones para la selección del revestidor
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De acuerdo con la figura 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.
3.5
Requerimientos de torque y potencia
El torque se define como la energía requerida para girar el rotor y mover el fluido a la presión necesaria. El torque de la bomba esta compuesta por una parte hidráulica y otra de fricción. El Torque Fricción en la bomba es la energía requerida para vencer el ajuste de interferencia entre el estator y el rotor, este torque depende del ajuste de interferencia revestimiento del rotor, del elastómero del estator, de las propiedades lubricantes del fluido y de la longitud de la bomba El torque hidráulico es proporcional al lift y al desplazamiento de la bomba.
Thid= C V Plift Thid: torque hidráulico de la bomba (N.m o Ft.lbs) V: desplazamiento de la bomba (m3/día/rpm o Bls/día/rpm.) Plift: Presión de elevación (Kpa o Psi) C: constante (SI: 0.111 Imperial: 8.97 E-2)
Ttotal=Thidr.
Tfricción
Ttotal: Torque total de la bomba (N.m o Ft.lbs) Tfricción: Torque de fricción (N.m o Ft.lbs) Potencia. La potencia total requerida para el accionamineto de una bomba PCP es una función del torque total.
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Pbomba= C* Ttotal*N Pbomba: Potencia de la bomba (Kw o Hp) Ttotal: Torque total de la bomba (N.m o Ft.lbs) N: Velocidad de la bomba (rpm) C: constante (SI: 1.05 E-4 Imperial: 1.91 E-4)
4. PRINCIPIOS 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.
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Fig. 5: Esquema de un pozo en condiciones estáticas.
Fig. 6: Esquema de un pozo en condiciones fluyentes.
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Antes de arrancar la bomba en un pozo que no fluye (Figura N° 5), 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° 6), 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). 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
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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.
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Figura 7: Índice de Productividad constante.
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 multifásico 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
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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.
Figura 8: 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.
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Figura 9: 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 Q b 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)
20
Para Pwf menor a PB:
Q = Qb + (Qmax – Qb) x (1 - 0.2x(Pwf/Pb) – 0.8x(Pwf/Pb)2
5. TIPOS DE INSTALACIÓN BPC. 5.1
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.
5.2
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.
21
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.
5.3
Ventajas del sistema PCP
Los sistemas PCP tienen algunas características únicas qua 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%.
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.
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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
23
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%.
5.4
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.
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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.
5.5
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
25
6. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS
26
6.1
Equipos de subsuelo
6.1.1 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.
6.1.2 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.
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6.1.3 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.
6.1.4 Elastómero Es una goma en forma de espiral y está adherida al estator, puede ser estirado un mínimo de 2(dos) veces su longitud y recuperar inmediatamente su dimensión original. teniendo la capacidad de recobrar rápidamente sus dimensiones una vez que la fuerza es removida.
Son la base del sistema PCP en el que está moldeado el perfil de doble hélice del estator. De su correcta determinación y su interferencia con el rotor depende en gran medida la vida útil de la PCP.
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6.1.4.1 Condiciones de elastómeros para PCP
Resistencia a la fatiga: (hasta 500.000.000 de ciclos acumulados de deformación cíclica)
Elasticidad: Fuerza necesaria por unidad de superficie para estirar una unidad de longitud .
Dureza Shore “A”:
fuerza requerida para deformar la superficie del elastómero
Resistencia al corte: fuerza necesaria para cortar la muestra en condiciones ASTM
Resistencia al desgarramiento
Resistencia a la abrasión:
Resiliencia: velocidad para volver a la forma original, para poder volver a sellar las cavidades
Permeabilidad: para evitar la descompresión explosiva, en paros de producción de pozos con gas libre en la succion de la bomba.
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),
6.1.5 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.
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6.1.6 Centralizador Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor uso en especial para proteger las partes del sistema. El tipo de centralizadores es el “no soldado”. Empleado en la tubería con el propósito
de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro de la tubería de producción.
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6.1.7 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.
6.1.8 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.
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6.1.9 Trozo De Maniobra Es muy importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido a su largo y al movimiento 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.
6.1.10 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.
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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.
6.1.11 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.
6.1.12 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.
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6.1.13 Zapato probador de hermeticidad En caso de ser instalado se debe colocar siempre arriba del niple intermedio. Para poder probar toda la 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.
6.1.14 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.
7. 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.
34
7.1
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
Fuente: Manual de Cavidades progresivas. Marcelo Hirschfeldt
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Plano del cabezal de una BCP.
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Descripción de las partes del cabezal para BCP. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25.
7.2
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 1/2" rodamiento 29420 rodamiento nj 221 rodamiento nj 214 caño guía visor reten inferior mesa porta polea bulones alem 3/4 x 2 1/4" 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.
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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.
7.3
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.
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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.
7.3.1 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.
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De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes:
7.3.2 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.
7.3.3 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.
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8. 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 PROVABLE
ACCIÓN RECOMENDADA
Rotor no esta totalmente insertado.
Verifique el espaciado y corrija si es necesario
Presión de descarga de bomba inferior a la necesaria
Verifique la altura de elevación necesaria por cálculo. Cambie el rotor si es necesario.
Rotor bajo medida temperatura del pozo
para
Perdida en la tubería
Alto GOR
la Cheque la temperatura y el tipo de rotor usado. Cambie el rotor si es necesario Busque el tubing roto y cambie la unión Provea medios para anclas de gas natural, instalando la bomba por debajo del punzado y/o usando un filtro de cola en el fondo de bomba. Use 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 Verifique el nivel de fluido, reduzca la velocidad de bomba. inferior a la esperada. Monitoree los cambios en la eficiencia volumétrica. Compare con las de curvas recomportamiento de la bomba. Replantee la necesidad de centralizadores. Si hay disponibles Altas perdidas por fricción por el use otro tipo de centralizador. Reemplace la bomba por otra uso de centralizadores que permita girar más lento sin centralizadores. Cambie la tubería si es posible Estator esta desgastado
Admisión de bomba tapada
Saque la bomba. Llévela a un banco de ensayo y si es necesario reemplácela. Levante el rotor fuera del estator, desplace fluido por el tubing para limpiar el estator, re-espacie, ponga en producción y cheque la producción.
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Problema 2: Caudal intermedio. Baja eficiencia volumétrica. (Velocidad normal. Consumo dentro del límite esperado).
CAUSA PROVABLE Condición de falta de nivel
Alto GOR
Bomba dañada o sub.-dañada
ACCIÓN RECOMENDADA Verifique el nivel. Baje la velocidad de bomba. Asegure que la velocidad no pase de 200 RPM. Si es necesario cambie la bomba para cumplir los requisitos de producción. Provea medios para anclas de gas natural. Instalando la bomba por debajo de punzado y/o usando un filtro de cola en el fondo de bomba. Use 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. Saque 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 PROVABLE
ACCIÓN RECOMENDADA
Mal 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.
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Problema 4: Sin producción. Perdida de velocidad gradual. (Consumo más alto que el esperado). CAUSA PROVABLE
ACCIÓN RECOMENDADA
Mal espaciado. Rotor en contacto Levante el rotor. Re-espacie. Re-arranque. Cheque todos los con el niple de paro.
parámetros. Cambie la bomba si es necesario. Saque la bomba. Verifique la temperatura de fondo.
Elastómero hinchado aumenta la Seleccione un nuevo rotor. fricción con el rotor.
Analice el fluido. Cambie la composición del elastómero para cumplir con las condiciones de fondo. Reemplace la bomba par otra capacidad de presión y caudal
Alta interferencia entre rotor y con destinto ajuste de compresión. Seleccione rotor. estator.
Monitoreo de consumo.
Problema 5: Sin producción. Velocidad normal. (Consumo bajado). CAUSA PROVABLE Rotación contraria.
ACCIÓN RECOMENDADA Verifique el giro. Verifique si no hay pesca. Re-arranque.
Rotor no esta insertado en el Verifique las medidas de instalación. estator.
Re-espacie. Re-arranque. Monitoreo del caudal. Cheque la profundidad de bomba y compare con la longitud de
Estator y rotor dañado.
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.
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Problema 6: Perdida a través del sistema de sello permanecen altas a pesar de haber ajustado el sello CAUSA PROVABLE
ACCIÓN RECOMENDADA
Las empaquetaduras están
Verifique el estado de las empaquetaduras. Reemplace si es
gastadas.
necesario.
Camisa de revestimiento esta
Verifique la camisa y reemplace si esta dañada. Cambie
gastada.
también las empaquetaduras.
Problema 7: Correas cortadas frecuentemente. (Velocidad buena. Corriente dentro de lo esperado). CAUSA PROVABLE Mal alineamiento entre correas y
ACCIÓN RECOMENDADA Verifique y corrija si es necesario.
poleas. Poleas gastadas y/o rotas.
Verifique y cambie si es necesario.
Las correas no son adecuadas para
Verifique si el perfil es el correcto para la polea.
la aplicación.
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 PROVABLE
ACCIÓN RECOMENDADA
Sistema de sello esta dañado,
Verifique el sello reemplácelo si es necesario.
gastado o mal ajustado.
Complétele nivel de aceite. Arranque y verifique perdidas.
Tapón de drenaje esta suelto
Reapreté el tapón.
Problema 9: Perdida a través del sistema del sellado del vástago. CAUSA PROVABLE
ACCIÓN RECOMENDADA
Sistema de sello esta dañado,
Cheque los elementos de empaque. Reemplácelos si es
gastado o mal armado.
necesario.
Sistema de empaque suelto.
Verifique el ajuste. Reajuste.
El vástago usado tiene la zona de Cheque el vástago en la zona de sello. empaque gastada dañada.
Cámbielo si no fuera posible cambiar su posición sin variar el espaciado.
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Problema 10: Temperatura del aceite del cabezal es alta. CAUSA PROVABLE
ACCIÓN RECOMENDADA
Cabezal girando a mayor
Verifique la velocidad. Cambie la relación de poleas para
velocidad que la recomendada,
alcanzar la velocidad deseada de acuerdo al desplazamiento de
para ese modelo.
bomba. Cambié el tipo de cabezal por una elección, mas adecuada a la aplicación.
La especificación del aceite no es
Verifique el aceite. Reemplace si fuera necesario.
la recomendada. Nivel de aceite más alto que el
Verifique el final de aceite y corríjalo si es necesario.
recomendado.
9. IDENTIFICACIÓN DE FALLAS EN ESTATOR Y ROTOR 9.1
Identificación de fallas en estatores.
9.1.1 Histéresis. Causas:
Deformación cíclica excesiva del elastómero.
Interferencia entre rotor y estator, debido a una selección no adecuada o por incremento de la misma debido a hinchamiento del elastómero.
Hinchamiento del elastómero.
Elastómero sometido a alta presión.
Alta temperatura o poca disipación del calor.
El ciclo se repite hasta la rotura de la goma por Sobre-vulcanización.
Identificación:
Esta falla se caracteriza por el desprendimiento del elastómero en la línea de sello entre rotor y estator.
Al realizar un corte transversal se puede observar la zona endurecida en el centro del lóbulo.
A medida que comienza a endurecerse, aumenta el ajuste entre rotor y que agudiza la interferencia y por ende aumenta la temperatura
debido
estator, lo a
la
45
resistencia mecánica a la deformación cíclica. Este es el ciclo de
histéresis la cual
termina con el incremento de la torsión por fricción entre rotor
y
estator,
y
continúa con la rotura del elastómero y falla en las varillas de bombeo en caso de no soportar esa torsión. Secuencia de falla de Histéresis.
Endurecimiento del centro del lóbulo
Comienzo del desplazamiento del elastómero, debido a la rigidez del mismo
Desprendimiento
Proyección del
profundo y falta de
desprendimiento al lo
adherencia a la camisa
largo del lóbulo
del estator
Recomendaciones
Seleccionar la mejor combinación rotor estator (Interferencia).
Dependiendo las condiciones de temperatura de fondo del pozo, el porcentaje de agua y tipo de petróleo, debería considerarse que por mas que en superficie el ensayo de la bomba presente porcentaje de eficiencias volumétricas bajos (generalmente se ensaya con agua), en condiciones de presión y temperatura de fondo de pozo, el conjunto rotor-estator se ajustará u recuperará sello mejorando la eficiencia volumétrica. Para esto son importantes los ensayos en cada campo y trabajar en conjunto con las empresas proveedoras de equipos.
Seleccionar elastómeros con menor contenido de Acrilonitrilo, ya que si bien este ayuda a darle propiedades para que resistan los hidrocarburos, le quita propiedades elásticas, favoreciendo al fenómeno de histéresis.
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9.1.2 Elastómero Quemado por Alta Temperatura. Causa:
Esta falla se da cuando la bomba trabaja sin fluido (sin lubricación) por largos períodos de tiempo.
La falta de fluido puede ser debido a falla de producción del pozo (baja productividad) u obstrucción de succión.
Debido a esto, se eleva la temperatura del elastómero provocando la quema del mismo.
Identificación:
La falta de lubricación hace que se queme la zona de contacto entre el rotor y estator, por lo que se puede observar el endurecimiento del mismo.
La particularidad es que el centro del lóbulo no presenta modificación en lo que respecta a las características elásticas.
Muchas veces, y dependiendo del régimen de extracción, la falla comienza desde la zona de succión (perdiendo líneas de sello). Esto hace que a medida que se comienza a perder las mismas, disminuye la capacidad de soportar la presión por lo que las etapas superiores pueden fallar por histéresis o puede haber desprendimiento del elastómero por exceso de presión.
Recomendaciones:
Monitorear los niveles dinámicos del pozo con mediciones indirectas (acústicas) o mediante sensores de fondo de presión.
Escoger elastómeros con resistencia a altas temperaturas.
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9.1.3 Elastómero Despegado. Causa: Generalmente está asociada a una falla en el proceso de fabricación, debido a la falla de pegamento en el housing (unión entre la carcasa del estator y elastómero) o bien un pegamento insuficiente. Puede también combinarse con efectos del fluido producido y las condiciones de fondo de pozo.
Identificación: Caso 1. Si el elastómero no estuvo adherido desde el inicio de fábrica, se podría identificar debido a que en el interior del housing presentaría una superficie pulida debido al movimiento del conjunto del elastómero.
Caso 2. Si el elastómero se despegó posteriormente (durante la operación) la superficie interior del holding podría presentar restos del elastómero pegado y en algunos casos óxido, por el posible contacto con el fluido de pozo.
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Recomendaciones: En el caso de que sea un problema de fábrica (posible caso 1), se debería compartir esta información con el fabricante para analizar si es un problema de fabricación. Es el caso 2, podría ser un efecto combinado entre deficiencia de adherencia y efecto del fluido producido y condiciones de fondo de pozo, por lo que se debería analizar si el equipo se adapta a los requerimientos del pozo.
9.1.4 Abrasión. Causa: La severidad de esta falla puede depender de; abrasividad de las partículas, cantidad de partículas, velocidad lineal del fluido dentro de la bomba y a través de la sección transversal de la cavidad.
Identificación: Se caracteriza por superficies rugosas y rayadas. En algunos casos se puede observar los granos de arena incrustados en el elastómero. Según la severidad del desgaste, se puede llegar hasta la erosión del housing.
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Recomendaciones: Diseñar, seleccionar bombas que disminuyan la velocidad del fluido en la sección transversal de la cavidad. Seleccionar bombas de mayor desplazamiento volumétrico. Utilizar un elastómero más blando.
9.2
Identificación de Fallas en Rotores.
9.2.1 Desgaste por abrasión sin afectar el material base. Es el desprendimiento de la capa de cromo, sin afectar el material base. Generalmente se presenta en la parte media del rotor.
9.2.2 Cromado saltado sin afectar el material base. El cromo se desprende en forma localizada sin llegar a afectar el material base. Este desprendimiento se produce generalmente en la parte superior del rotor, en la zona que está fuera del estator (dentro del niple espaciador). Se puede dar por el ataque del fluido al cromo.
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9.2.3 Desgaste por abrasión sin afectar el cromado total. Se presentan rayas radiales y generalmente se dan solo por la acción normal de bombeo.
9.2.4 Desgaste profundo localizado. En este caso se tiene dos tipos de desgaste, por corrosión y por abrasión. Generalmente esta falla comienza por la degradación del cromo y luego continúa la pérdida del material base del rotor.
Falla por corrosión:
51
Falla por abrasión:
9.2.5 Desgaste meta-metal. El desgasté se produce generalmente en la parte superior del rotor, en el tramo que queda fuera del estator (rozamiento con el Niple espaciador), o en la parte inferior del rotor, por rozamiento con el niple de paro.
10.RANGO DE 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.
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11.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.
12. RECOMENDACIONES Obtener las características del pozo, de estas dependerán el tipo de bomba a ser utilizada y esto involucra al tamaño y tipo de la bomba, el tipo de varilla, las propiedades físico-químico con que deben contar los elastómeros. Calcular la presión de trabajo en forma que no afecte a la interferencia del rotor y estator, si en caso que esto ocurriese significaría mayor inversión económica y el tiempo de reparo seria el que afecta a la producción diaria. Tener un especial cuidado en el diseño del sistema de cavidades progresivas en pozos direccionales y horizontales.
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