Manual BCP ESP OIL

Bombeo de Cavidad Progresiva: Operaciones, Diagnóstico, Análisis de Falla y Trouble Shooting Dictado por: Ing. Nelvy Chacín

Septiembre 08 al 12 - 2003 Hotel Hampton Inn. El Tigre, Venezuela

Programa de Adiestramiento 2003

CONTENIDO 1. Introducción – Historia. 2. Aplicaciones del Bombeo por Cavidades Progresivas 3. Resultados obtenidos con el método. 4. Principio de funcionamiento de la Bomba. 5. Conceptos básicos de producción. 6. Descripción de los equipos. 6.1. Equipos de Subsuelo. 6.1.1. El Estator. 6.1.2. El Elastómero. 6.1.3. El Rotor. 6.1.4. El Niple de Paro. 6.1.5. Otros equipos de subsuelo (accesorios). 6.2.Equipos de Superficie. 6.2.1. Cabezales de Rotación. 6.2.2. Motovariadores Mecánicos. 6.2.3. Motorreductores. 6.2.4. Variadores de Frecuencia. 6.2.5. Equipos Integrados de polea y correa. 7. Características Operativas de las BCP. 8. Clasificación de las Bombas de Cavidades Progresivas. 9. Nomenclatura de las B.C.P. según los fabricantes. 10. Selección de los Equipos (diseño). 10.1. Selección de Equipos de Subsuelo. 10.2. Selección de Equipos de Superficie. 11. Instalación de Equipos. 11.1. Instalación de Equipos de Subsuelo. 11.2. Instalación de Equipos de Superficie.

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12.

Puesta en Marcha del Sistema.

13.

Diagnóstico y Optimización.

14.

Mantenimiento de los equipos.

15.

Resolución de Problemas Típicos.

16.

Diagnóstico de fallas (Post Mortem)

17.

Almacenamiento y manejo de equipos.

18.

Aplicaciones especiales.

19.

Suplidores de Equipos B.C.P.

20.

Anexos.


3


LISTA DE FIGURAS Descripción

Fig. N° 1

Sección transversal de una BCP.

2

Disposición de las cavidades en una BCP.

3

Componentes de subsuelo de una BCP.

4

Esquema de un pozo en condiciones estáticas.

5

Esquema de un pozo en condiciones fluyentes.

6

Indice de Productividad constante.

7

Indice de productividad variable.

8

IPR compuesta para yacimientos subsaturados.

9

Corte longitudinal de un estator.

10

Corte transversal de un Rotor.

11

Niples de Paro.

12

Accesorios de Subsuelo.

13

Equipo de superficie de poleas y correas.

14

Cabezal de Rotación utilizado en Occidente.

15

Evolución de los equipos de superficie.

16

Variadores de Frecuencia.

17

Equipos Integrados de polea y correas.

18

20

Cabezal VH-100HP. Detalles de los rodamientos y componentes externos. Cabezal VH-100HP. Detalles del sistema de frenado. Cabezal VH-100HP. Detalles del prensaestopas.

21

Geometría del Estator y del Rotor.

22

Calculo de la presión en la bomba.

23

Efecto de head en el escurrimiento.

24

Bomba tipo Insertable ensayadas en los pozos de la Costa Oriental de Lago de Maracaibo.

19

Pag.


4


25

Otro diseño de Bomba tipo insertable.

26

Bombas de diversas geometrías.

27 28

Geometría de los rotores y su relación con las capacidades de la bomba. Programa para selección de equipos BCP.

29

Ejemplo de diseño/selección de equipos.

30

Nomograma para selección de las cabillas

31

Nomograma para el cálculo de carga axial.

32

Curva L10 cabezales de 9000 lbs.

33

Curva L10 cabezal de 33.000 lbs.

34

Curvas real y promedio de una BCP.

35

Curvas de Hinchamiento.

36

Curvas de Dureza.

37

Espaciamiento del rotor.

38 39

Fotografías de los acoples mecánicos y del variador de frecuencia. Completación con Motovariador.

40

Completación con Moto Reductor.

41

Completación con Poleas y Correas.

42

44

Gráfico de variables de operación independientes de la completación. Gráfico de variables de operación dependientes de la completación. Esquema de una BCP con motor de fondo.

45

BCP Metálica.

46

Sección de una BCP tipo CTR.

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LISTA DE TABLAS Tabla N°

Descripción

1

Resultados obtenidos con el método BCP.

2

Características de algunos elastómeros.

3 4

Características de otros materiales usados en los Estatores BCP. Comparación Motovariador Vs. Motorreductor.

5

Equipos Integrados. Especificaciones.

6

Nomenclatura de las BCP según el fabricante.

7

Aplicabilidad de los diversos Elastómeros.

8

Torque recomendado para tuberías de Producción. Torque recomendado para las cabillas.

9 10

Identificación de fallas en Rotores.

11

Identificación de fallas en Estatores.

12

Fabricantes / Suplidores de Equipos BCP.

Pag.


6


LISTA DE ANEXOS Anexo 1.

A comparative analysis of eficiency and Horsepower Between PCP and plunger pump.

Anexo 2.

The Progressing Cavity Pump. Principle and Capabilities.

Anexo 3.

Acoustic Determination of Producing Bottomhole Pressure.

Anexo 4.

Development of Rod Guides for PCP.

Anexo 5.

Curvas Teóricas de operación de las BCP.

Anexo 6.

Nomograma para selección de cabillas.

Anexo 7.

Nomograma para el cálculo de la carga axial.

Anexo 8.

Curva de vida de rodamientos, cabezal VH-100.

Anexo 9.

Drivehead Ratings. Technical Letter.

Anexo 10. Nomogramas y factores de corrección de uso frecuente. Anexo 11. Selecting a Progressive Cavity Pumping System. Anexo 12. Nomograma para el cálculo del espaciamiento. Anexo 13. Guías para facilitar el diagnóstico de sistemas BCP. Anexo 14. PCP Downhole water injection tool. Anexo 15. Resultados de un proyecto SAGD con la aplicación del sistema BCP.


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1. Introducción - Historia. 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 progresivas instaladas para la extracción de petróleo se encuentran 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. 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. 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.


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2. Aplicaciones del Bombeo por Cavidades Progresivas El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primera opción a considerar en la explotación de pozos productores de petróleo por su relativa baja inversión inicial; bajos costos de transporte, instalación, operación y mantenimiento; bajo impacto visual, muy bajos niveles de ruido y mínimos requerimientos de espacio físico tanto en el pozo como en almacén. Las posibilidades de las bombas de ser utilizadas en pozos de crudos medianos y pesados; de bajas a medianas tasas de producción; instalaciones relativamente profundas; en la producción de crudos arenosos, parafínicos y muy viscosos; pozos verticales, inclinados, altamente desviados y horizontales y pozos con alto contenido de agua, las constituyen en una alternativa técnicamente apropiada para la evaluación del potencial de pozos o como optimización y reducción de costos. Al sustituir grandes equipos de Bombeo Mecánico, se reduce el impacto ambiental (ruidos, derrames, etc), gastos asociados a consumo energético, optimización (cambios de velocidad de operación), diagnóstico y optimización, adicionalmente, en pozos de crudos viscosos se eliminan los problemas de flotabilidad de cabillas (seno). En el Anexo N° 1, se incluye un trabajo comparativo de l método BCP con el convencional (balancín) en cuanto a eficiencia y requerimientos de potencia. De igual forma, como alternativa a pozos de gas lift, permite liberar capacidad de compresión y gas (sobre todo en pozos con altas producciones de agua) y optimizar la utilización de este último. En general, el sistema de BCP es una alternativa económica y confiable que resuelve muchos de los problemas presentados por otros métodos de levantamiento artificial y una vez optimizado el sistema, su control y seguimiento es muy sencillo.


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3. Resultados Obtenidos con el método. A continuación se muestran las estadísticas de las aplicaciones del bombeo por cavidades progresivas para Venezuela e internacionalmente. Nótese que se han alcanzado periodos de operación superiores a los 8 años, aplicaciones en pozos horizontales en las cuales la bomba se instaló en una sección a noventa grados con respecto a la vertical, gravedades API de hasta 45°, profundidades superiores a los 9000 pies y viscosidades de hasta 100.000 cps. País Variable Resultados Equipo / Observaciones Obtenidos Material Venezuela Producción 525 MBls Bombas Asociada a 150 Total serie 5” bombas instaladas Canadá Mayor 5270 b/d Bomba Pozos productores Tasa/pozo Multilóbulo de agua. California, Mayor Posición Bomba Dog Leg de hasta USA desviación Horizontal 300TP1300 15 ° / 100 pies. Texas, Crudo mas Gravedad Elastómero Temperatura USA liviano API de 45° usado: 199 140° F Canadá Mayor 70 % en Elastómero Duración contenido de Volumen usado: 194 promedio de 6 a 9 arena meses. Canadá Mayor Hasta un Elastómero Temperatura contenido de 7 % de H2S usado: 159 46 °C H2S Canadá Mayor vida 99 meses Bomba Elastómero 159 útil (mas de 8 240TP600 años) Ecuador Profundidad Mayor de Bomba de la bomba 9800 pies 180TP3000 Canadá Crudo mas Gravedad Bomba Viscosidad pesado API de 8° 660TP2000 100.000 cps. Argentina Mayor 260 °F / Elastómero Bomba Temperatura 127 °C 159 300TP1800 Texas Mayor 15% de Elastómero Bomba contenido de aromáticos 204 200TP1800 aromáticos solventes Wyoming Mayor 30% de Elastómero Bomba contenido de contenido 159 200TP1800 CO2 de CO2 TABLA N° 1. Resultados obtenidos con el método BCP


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Adicionalmente, en Venezuela se has alcanzado tasas superiores a los 2500 b/d (Cerro Negro) y profundidades de bomba mayores a los 7500 pies (campo Boscán).


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4. Principios de Funcionamiento de la Bomba. A grandes rasgos, la Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) esta 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 Cabillas 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 funcionamiento de las BCP está basado en el principio ideado por René Moineau (no debe confundirse con la bomba de Arquímedes ya que son principios totalmente diferentes), 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. Se cuenta con diversos arreglos de materiales y geometría, sin embargo la utilizada en la Industria Petrolera Nacional es la de un Rotor metálico de un lóbulo en un Estator con un material elástico (Elastómero) de dos lóbulos. La FIGURA N° 1 muestra una sección transversal de una BCP convencional (1x2 lóbulos), donde observa como el diámetro del rotor es un poco mayor que el ancho de la cavidad, produciendo la interferencia (i) que crea el sello.

ELASTOMERO

i/2

ROTOR i/2

FIGURA N° 1. Sección transversal de una BCP


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La Figura N° 2 muestra un dibujo tridimensional donde se aprecian la forma y posición de las cavidades formadas entre el Rotor y el Estator. Nótese que en un mismo plano transversal siempre pueden definirse dos cavidades, y que el área de estas dos cavidades se complementan, es decir, cuando una es máxima la otra es mínima, de modo que el área transversal total es siempre constante.

FIGURA N° 2. Disposición de las cavidades en una BCP En la sarta de cabillas se encuentran además lo Acoples de cabillas y (opcionalmente) los Centralizadores de cabillas, los cuales se utilizan para prevenir el roce excesivo entre los acoples y la tubería de producción en pozos con marcadas desviaciones (“pata de perro” o “dog legs”), con ángulos de inclinación muy grandes o en pozos horizontales. Debajo de la BCP se coloca el Niple de Paro, el cual sirve para espaciar el Rotor con respecto al Estator. Esta operación será explicada en detalle en otro apartado de este manual. Opcionalmente y si se requiere, al Niple de Paro puede conectarse un Ancla de gas, una Empacadura, un Filtro de Arena, un Ancla Anti-Torque, etc.


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En la Figura N° 3 se muestran de una manera esquemática, los componentes principales de subsuelo del sistema de bombeo por cavidades progresivas (referirse adicionalmente al Anexo N° 2, principios y capacidades del método BCP)

TUBERIA DE PRODUCCION SARTA DE CABILLAS

ROTOR ELASTOMERO

NIPLE DE PARO ANCLA ANTI-TORQUE ANCLA DE GAS

FIGURA N° 3. Componentes de subsuelo de una BCP


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5. Principios Básicos de Producción. Nivel estático, Nivel dinámico, Presión Estática, Presión Fluyente, Sumergencia, Indice 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. Favor dedicar un momento en detallar los elementos que se presentan en las siguientes figuras, las cuales muestran esquemáticamente un pozo y su completación mecánica y de producción.

THP=0

LF

CHP=0

NE

PB H = PB - NE

ARENA PRODUCTORA

BOMBA

Ps

FIGURA N° 4. Esquema de un pozo en condiciones estáticas.


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THP

LF

CHP = 0

ND

PB H = PB - ND P2

ARENA PRODUCTORA

P1

BOMBA

Pwf

FIGURA N° 5. Esquema de un pozo en condiciones fluyentes. Antes de arrancar la bomba en un pozo que no fluye (Figura N° 4), el fluido se estabiliza en un nivel tal que la presión ejercida por la columna de fluido a la profundidad del yacimiento mas 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 mas alto (mas cercano a la superficie) alcanzado por el fluido en el pozo. La presión ejercida por esta columna de fluido al nivel del yacimiento se le llama Presión Estática (Ps) Al arrancar la bomba (Figura N° 5), sube el nivel en la tubería de producción hasta la superficie y baja el nivel en el espacio anular (principios de vasos comunicantes). Al disminuir el nivel en el espacio anular, disminuye la presión de fondo, lo que genera una afluencia de fluido desde el yacimiento, el pozo comienza entonces a producir. Cuanto mas baja el nivel de fluido en el espacio anular, mas aumenta la afluencia del fluido. El nivel se estabiliza cuando la producción del


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yacimiento es igual al caudal de la bomba. En este caso la presión hidrostática mas 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). En el Anexo N° 3 se presenta un trabajo sobre la estimación de presiones fluyentes de fondo a partir de medición de niveles por medios acústicos. Un nivel dinámico (o presión fluyente) está asociado a una tasa de producción determinada; si aumenta la producción (al acelerar la bomba, por ejemplo) baja el nivel y viceversa. La distancia vertical entre la succión de la bomba (PB) y el nivel dinámico se conoce como Sumergencia de la bomba (H = PB – ND). Queda claro que para el diseño apropiado de un sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas (y cualquier otro método de levantamiento artificial e incluso si el pozo produce en forma natural), se debe conocer la capacidad del yacimiento en el área del pozo (oferta), solo el conocimiento de las presiones en el fondo del pozo (Pwf) y sus correspondientes tasas de producción (Q) permitirán construir una relación que refleje lo que el yacimiento es capaz de ofrecer en este punto de drenaje. De allí la importancia de establecer la relación entre la afluencia de los fluidos desde el yacimiento al pozo, las cuales son producto de fuerzas que a su vez tienen lugar al variar las presión en el yacimiento desde una presión promedio del yacimiento (Ps) a las presiones de fondo fluyente (Pwf). Esta relación se conoce como Indice 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 Indice de Productividad (IP) y matemáticamente se expresa de la siguiente manera. IP = Q . Ps - Pwf Donde:

IP = Indice de Productividad (B/D/Lpc) Q = Tasa de producción líquida (B/D) Ps = Presión promedio del yacimiento (Lpc)


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Pwf = Presión de Fondo Fluyente (Lpc). El diferencial de presión (PS – Pwf) se le conoce como draw-down La siguiente Figura ilustra de una manera gráfica, esta relación.

Ps

Presión

0

Pwf

0

Q Tasa

Qmax

FIGURA 6. Indice 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


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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 Indice de Productividad variable y llamó la relación entre la caída en la presión de fondo y la tasa de flujo como Inflow Performance Relationship (Indice de comportamiento de Afluencia) conocida en forma abreviada como IPR. Muskat presentó modelos teóricos mostrando que para dos fases (líquido y gas), la IPR es curva y no una línea recta, tal y como se observa en la figura siguiente.

Presión

Ps

Pwf

0

Q Tasa

Qmax

FIGURA N° 7. Indice de productividad variable.


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La curva de IPR varia 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 subsaturado 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 del la Presión de Burbujeo. La figura abajo mostrada representa la IPR para un yacimiento subsaturado.

Línea recta (IP) Ps Pb

0

(Qb,Pb)

Qb

Qmax

FIGURA N° 8. IPR compuesta para yacimientos subsaturados.


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Conocida la Presión de Burbujeo y una prueba de producción (Q) y la presión fluyente correspondiente (Pwf), se pueden calcular el IP y la Qb mediante la siguientes expresiones: IP = Q / ( Ps – Pwf) Qb = IP x (Ps – Pb) El Qmax se calcularía así: Qmax = (IP x PB) + Qb 1.8 Con estos datos se puede predecir cual será la producción dada cualquier Pwf o (nivel dinámico convertido a presión) sobre o debajo de la presión de burbujeo. Para Pwf mayor o igual a PB: Q = IP x (Ps – Pwf) Para Pwf menor a PB: Q = Qb + (Qmax – Qb) x (1 - 0.2x(Pwf/Pb) – 0.8x(Pwf/Pb)2)


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6. Descripción de los equipos. 6.1. Equipos de Subsuelo. 6.1.1. El Estator. El Estator es un cilindro de acero (o Tubo) revestido internamente con un Elastómero sintético (polímero de alto peso molecular) moldeado en forma de dos hélices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un proceso y especial . El Estator se baja al pozo con la tubería de producción (bombas tipo Tubular o de Tubería) o con la sarta de cabillas (bombas tipo Insertables). La figura N° 9 muestra un corte longitudinal de un Estator.

ELASTOMERO

ESTATOR

FIGURA N° 9. Corte longitudinal de un estator. Un Estator se obtiene por inyección de un Elastómero a alta temperatura y a alta presión entre la camisa de acero y un núcleo. Este núcleo, negativo del perfil interno del Estator, es similar a un Rotor de dos lóbulos. Antes de la inyección del Elastómero, se recubre con un adhesivo la superficie interna de la camisa de acero (tubo). Luego del vulcanizado el Elastómero, se enfría y se contrae, lo que permite extraer el núcleo. La magnitud de la contracción depende del


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tipo de Elastómero. Los Estatores fabricados con el mismo Elastómero y el mismo núcleo, son todos idénticos. 6.1.2 El Elastómero. El Elastómero constituye el elemento mas “delicado” de la Bomba de Cavidades Progresivas y de su adecuada selección depende en una gran medida el éxito o fracaso de esta aplicación. El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un Polímero de alto peso molecular con la propiedad de deformarse y recuperarse elásticamente, esta propiedad se conoce como resiliencia o memoria, y es la que hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator la cual determina la hermeticidad entre cavidades contiguas y en consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo). Los Elastómero deben presentar resistencia química para manejar los fluidos producidos y excelentes propiedades mecánicas para resistir los esfuerzos y la abrasión. Los Elastómeros mas utilizados en la aplicación BCP, poseen base Nitrílica (convencionales), Hidrogenación Catalítica (Elastómeros Hidrogenados) o Fluoelastómeros. Características deseables en los Elastómeros. Buena resistencia química a los fluidos a transportar. Buena resistencia térmica. Capacidad de recuperación elástica. Adecuadas propiedades mecánicas, especialmente resistencia a la fatiga. Propiedades mecánicas mínimas requeridas. Hinchamiento: del 3 al 7% (máximo). Dureza Shore A: 55 a 78 puntos. Resistencia Tensíl: Mayor a 55 Mpascal Elongación a la ruptura: Mayor al 500% Resistencia a la fatiga: Mayor a 55.000 ciclos Resistencia al corte: Mayor a 4 Kgrs/mm. Los cambios mas comunes en las propiedades mecánicas de los Elastómeros son: el Hinchamiento, el Endurecimiento y el Reblandecimiento.


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El Hinchamiento origina una excesiva interferencia y como consecuencia, un torque excesivo en las cabillas y calentamiento (y posible destrucción) del Elastómero. Se debe destacar que un hinchamiento del 3 al 5 % puede ser manejado con rotores de menor diámetro y que algunos fabricantes inclusive garantizan algunos de sus materiales para hinchamientos mayores, no obstante se debe tener presente que estos elastómeros pudieran ser utilizados siempre y cuando las propiedades mecánicas de los mismos no se vean afectadas mas allá de los límites permisibles. El Endurecimiento afecta negativamente a la resiliencia y como consecuencia la eficiencia de la bomba. El Reblandecimiento deteriora la hermeticidad entre las cavidades y por ende la eficiencia de la bomba. Cada Fabricante posee sus propios desarrollos y por lo general utilizan nomenclaturas propias, no obstante, las bases son Nitrílos, bases Hidrogenadas o Fluoelastómeros. Esta diversidad permite manejar la mayor parte de las condiciones encontradas en los pozos de petróleo y agua. A continuación a manera de ejemplo se describen las características de algunos elastómeros distribuidos comercialmente. Elastómero 159 Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 45% de Nitrilo (es un caucho). Su distribuidor (y fabricante) lo utiliza como estándar para comparación de la solidez y resistencia química de los Elastómeros, así como también para definir los rangos de temperatura en las especificaciones de los rotores. Se utiliza corrientemente en fluidos que contienen hasta 6% de H2S y 3% de aromáticos. A 30 °C (86 °F) resiste hasta 6% de aromáticos. La temperatura de servicio alcanza 120 °C (248 °F), la resistencia a la abrasión es buena hasta 40 °C (104 °F). Tiene excelentes módulos de corte y desgarramiento. Una de sus mayores ventajas es su resistencia a la descompresión explosiva. Elastómero 194 Es un butadieno-acrilonitrilo con alto contenido de nitrilo. Este Elastómero fue desarrollado para crudos pesados con alto contenido de arena. La resistencia a la abrasión es buena (dureza Shore A = 58) y


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resulta muy reducido el desgaste de los rotores en condiciones abrasivas. El módulo de corte es excelente, el módulo de desgarramiento es bueno pero no se recomienda un ajuste (interferencia) excesivo entre el Rotor y el Estator. La temperatura máxima de servicio recomendada es de 100 °C (212 °F). Este Elastómero se ha probado como adecuado para pozos de agua y para el desagüe de los pozos de carbón-gas de metano. Elastómero 198 Un butadieno-acrilonitrilo hidrogenado (no es un caucho). Este Elastómero fue desarrollado para obtener una mayor resistencia al H2S y a mayor temperatura que la del caucho. La resistencia a la abrasión es buena. El módulo de corte es excelente. La resistencia a los aromáticos no es tan buena como la de los Elastómeros tipo caucho. La temperatura máxima de servicio recomendada es de 160 °C (320 °F), sin embargo, sigue siendo probado al respecto. Elastómero 199 Es un co-polimero butadieno-acrilonitrilo con 50% de nitrílo. Su resistencia a los aromáticos es buena, se ha utilizado con éxito en fluidos con 13% de aromáticos a 40 °C (104 °F). Su resistencia a la abrasión es baja. El módulo de corte es excelente y su resistencia a la temperatura es levemente mejor a la del 159. Elastómero 204 Es un co-polimero fuorocarbono butadieno. Este Elastómero fue desarrollado para obtener mayor resistencia a los aromáticos y a los gases ácidos (CO2 y H2S). Algunas bombas fabricadas con este Elastómero han operado por 3 años en pozos con 28% de CO2, 3% de H2S en el gas y 3% de aromáticos en el crudo. Los ensayos de campo continúan. El módulo de corte es muy bajo, el módulo de desgarramiento es bueno. Se debe utilizar una baja interferencia entre el Rotor y el Elastómero. En la siguiente tabla se resume el desempeño de los Elastómeros presentados anteriormente, se debe destacar que la nomenclatura es propia del fabricante y que la misma, la formulación (y por ende las propiedades) varían de un fabricante a otro.


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159 194 198 199 204 Abrasión B A A C B Ampollas de gas A B B A A Crudos Pesados A A B C B Crudos Medianos A B B A B Crudos Livianos C C C A A Aromáticos B C C A A CO2 B C B B A H2S B B A B A Pozos de Agua B C C C C Máx. Temp. ( °C ) 120 100 160 110 80 Máx. Temp. ( °F ) 248 212 320 230 176 Escala: A:Excelente B:Aceptable C:Insatisfactorio TABLA N° 2. Características de algunos elastómeros. Otra empresa, ofrece sus Elastómeros clasificados como “bajo contenido de acrilo-nitrilo (NBRA)”, contenido medio de acrilo-nitrilo (NBRM), nitrílos hidrogenados (HNBR) y VitónTM. La siguiente tabla muestra el desempeño de estos materiales.

Resistencia Mecánica Resistencia a la abrasión Tolerancia al CO2 Tolerancia al H2S Tolerancia a aromáticos Alta temperatura Escala: +++Excelente - Pobre

NBRA NBRM HNBR VITON ++ + + + ++ ++ + -+ ++ + +++ + ++ ++ Muy Bueno + Bueno -- Muy Pobre

TABLA N° 3. Características de otros materiales usados en los Estatores BCP. Existen nuevos desarrollos, aun en fase de prueba, para aplicaciones con alta temperatura (pozos inyectados con vapor de agua), crudos muy livianos y bajos cortes de agua, etc. .


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6.1.3. El Rotor. El rotor está fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con precisión y recubierto con una capa de material altamente resistente a la abrasión. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas tipo Tubular) las cuales le transmiten el movimiento de rotación desde la superficie (accionamiento o impulsor). Un Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego de ser mecanizado se recubre con una capa de un material duro. Generalmente se trata de un recubrimiento con un proceso electro químico de cromado. Mientras que los Estatores de un mismo modelo de bomba, fabricados con el mismo Elastómero, son todos idénticos, los rotores se mecanizan con varios diámetros y se recubren de varios espesores de cromado. Las variaciones de estos dos parámetros diámetro y espesor, son los que permiten un ajuste fino de la interferencia. La figura N° 10, se muestra una sección de Rotor.

FIGURA N° 10. Corte transversal de un Rotor.

6.1.4. El Niple de Paro. El Niple de Paro es un tubo de pequeña longitud (corto) el cual se instala bajo el Estator (bombas tubulares) y cuya funciones principales son:


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Servir de punto tope al rotor cuando se realiza el Espaciamiento del mismo. Brindar un espacio libre al rotor de manera de permitir la libre elongación de la sarta de cabillas durante la operación del sistema. Impedir que el rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo en caso de producirse rotura o desconexión de estas últimas. Servir de punto de conexión para accesorios tales como Anclas de Gas o Anti-torque, Filtros de Arena, etc. La Figura siguiente muestra los de Niples de Paro distribuidos por dos diferentes conocidas empresas.

FIGURA N° 11. Niples de Paro. 6.1.5. Otros equipos de subsuelo. Adicionalmente a los equipos mencionados, se cuenta con otros aditamentos algunos de los cuales son de uso obligatorio bajo ciertas condiciones. Entre estos equipos se encuentran: Niple de Maniobra.- Su utilización es obligatoria. El movimiento excéntrico de la cabeza del rotor junto con el acople de unión a la


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primera cabilla, describe un circulo de diámetro mayor que su propio diámetro. El diámetro que permitiría este movimiento es de D+2E, donde: “D” es el mayor de los dos diámetros, el de la cabeza del rotor o el diámetro externo del acople. “E” es la excentricidad de la bomba (dato suministrado por el fabricante o distribuidor). El niple de maniobra debe contar con un diámetro interno mayor que el resultado obtenido con la expresión D+2E. En cuanto a su longitud, la misma deberá ser la suficiente de manera de garantizar que la cabeza del rotor (en condiciones de operación) se encuentre en el interior del dicho niple. Otra ventaja de este niple intermedio o niple de maniobra es que durante las operaciones (bajada de la completación al pozo) las cuñas, mordazas, llaves de apriete, etc.; se colocaran en él, en lugar del cuerpo del estator, evitando así cualquier daño a este último. Empacadura. Es un equipo que se activa mecánica o hidráulicamente y que una vez instalada cierra u obtura completamente el espacio anular entre la tubería de producción y el revestidor. Este equipo se utiliza en completaciones donde la producción se lleve hasta la superficie por el espacio anular. No se recomienda su utilización en pozos con alto contenido de gas libre a nivel de la bomba y cuya completación considere el manejo de los fluidos por la tubería de producción . Ancla de Tubería. Es un dispositivo que fija la tubería de producción al revestidor, limitando el movimiento axial y rotativo de la sarta. A diferencia de una empacadura, no realiza un sello en el espacio anular, permitiendo el libre paso de fluidos a través del anclaje mecánico. Ancla de Torque.- Al girar la sarta de cabillas hacia la derecha (vista desde arriba) la fricción entre el rotor y el estator hace que la tubería también tienda a girar hacia la derecha, en el sentido de su desenrosque. Este efecto puede originar la desconexión de la tubería, la utilización de un ancla de torque evita este riesgo. Este equipo se conecta debajo del niple de paro, se fija al revestidor por medio de cuñas verticales. Al arrancar la bomba el torque generado hace que las cuñas se aferren al revestidor impidiendo el giro del Estator (Ver Figura N° 12)


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No siempre es obligatorio el uso de este equipo, tales son los casos de pozos someros y/o de bajo caudal girando a baja velocidad, que no tienen un torque importante. Las Anclas de Torque no obturan el espacio anular revestidor – tubería de producción. Anclas de Gas.- La eficiencia volumétrica de las BCP , al igual que la de otros tipos de bombas, es afectada de manera significativa por la presencia de gas libre en su interior. Anclas de gas es el nombre que comúnmente se emplea para referirse a los separadores estáticos gas-líquido de fondo de pozo, generalmente la separación gas – líquido ocurre fuera del ancla desviándose el gas al espacio anular entre el revestidor y la tubería de producción y el líquido es enviado a la bomba, sin embargo, las anclas de gas no son 100% eficientes por lo que una porción del mismo es arrastrado a su interior y de allí a la bomba, adicionalmente dentro del ancla del ancla, por los diferenciales de presión que allí se originan, ocurren separaciones adicionales de gas el cual también es conducido a la bomba; algunos diseños consideran el desalojo de este gas al espacio anular revestidor-eductor (ver Figura N° 12) . Aunque existen separadores dinámicos de gas, estos son generalmente aplicados a bombas electrosumergibles, aprovechando la rotación a alta velocidad de la bomba para accionar el separador centrífugo. Los separadores estáticos o anclas de gas mas populares en Venezuela son el poorman (o poorboy) y el de copas (Gilbert-cup). En ambos casos la separación se realiza por efecto de la gravedad, aprovechando la diferencia de densidades entre las dos fases (líquido y gas). Existen también separadores estáticos con elementos internos de forma helicoidal (anclas Dinamix), de modo que inducen una rotación, con el fin de crear un efecto centrífugo que contribuye con la gravedad en la separación. Sin embargo, este último tipo de separadores es muy poco usado, ya que son mucho mas difíciles de construir y hasta ahora su ventaja frente a los separadores mas sencillos no ha sido comprobada. En 1995, Podio y McCoy presentaron un nuevo diseño basado en un principio diferente a los planteados hasta entonces. Estos investigadores observaron el hecho de que en espacios anulares excéntricos el gas tiende a fluir preferencialmente por la zona mas amplia de este espacio anular. Aprovechando este fenómeno,


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diseñaron un separador excéntrico. La entrada al separador fue colocada en la región mas cercana al revestidor, la cual coincide con la zona de alta concentración de líquido. De esta manera, se consigue que la mayor separación ocurra fuera del separador y no dentro de él. En todos los casos debe tenerse en cuenta que el separador actúa como un sistema que tiene dos efectos: 1) Separa gas libre, 2) Crea una caída de presión adicional. El segundo efecto es perjudicial, pues induce una liberación adicional de gas y aumenta el volumen ocupado por la masa de gas libre. La caída de presión impuesta por el separador se debe a la fricción y al hecho de que, en algunos casos, la sola presencia del separador obliga a colocar la bomba más arriba de lo que se haría si no se colocara este equipo. Estos factores deben analizarse al momento de decidir si es recomendable el uso de un ancla de gas a la entrada de la bomba. Se han presentado métodos para estimar la eficiencia de separación y el límite para el uso de anclas de gas (Schmidth en 1986 y Campbell en 1989) sin embargo sus conclusiones no pueden ser generalizadas para el caso de crudos muy viscosos, debido a que algunos de los factores son experimentales y fueron obtenidos con fluidos de muy baja viscosidad. Existen casos especiales, como el de los crudo espumantes en la FBO, donde la separación puramente mecánica es prácticamente imposible, lo cual obliga a la búsqueda de nuevas maneras de incrementar la eficiencia volumétrica de los equipos de bombeo, ya que hasta ahora el uso de separadores convencionales ha constituido una restricción a la entrada de la bomba. Centralizadores de Cabillas.- Los centralizadores de cabillas se suelen colocar sólo en aquellos pozos con desviaciones o inclinaciones muy pronunciadas. Hasta ahora no existe un acuerdo validado respecto a los criterios para la ubicación de estos dispositivos, sin embargo el programa del C-FER ofrece una rutina para estimar la colocación mas adecuada de los mismos en la sarta de cabillas. La Figura N° 12 ilustra algunos centralizadores de cabillas. En el Anexo N° 4 se incluye un trabajo de Charles Hart (J.M. Huber Corporation) sobre centralizadores de cabillas para aplicaciones BCP Niples de Drenaje.- Generalmente se utiliza un niple de drenaje para desalojar el crudo de la tubería de producción en aquellos casos cuando no es posible sacar el rotor de la bomba, por ejemplo cuando


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falla la sarta de cabillas y no se puede “pescar” la misma. Es importante no tener crudo en la tubería al momento de sacar la sarta, ya que de otra manera se corre el riesgo de originar derrames de crudo indeseados en la superficie contaminando asi el medio ambiente. La mayoría de los niples de drenaje se activan aplicando presión interna a la tubería de producción. En el caso de crudos extrapesados, se ha subestimado, en algunos casos, la presión de descarga de la bomba, originando que el sistema de drenaje se active durante la operación, con lo cual es necesario recuperar la tubería. Es importante mencionar que cuando se cuenta con un cabezal de eje hueco, se acostumbra colocar una barra pulida mas larga que la longitud del rotor, con lo cual se puede sacar el rotor del estator con una operación muy sencilla cuando se desea circular el pozo. Niples “X”.- Con el fin de detectar agujeros o uniones defectuosas en la sarta de tubería, se acostumbra realizar una prueba de presión durante la operación de bajada de la misma. Para realizar esta prueba se puede instalar un niple de asiento X, sobre el estator de la bomba, en el cual se asienta una válvula fija con pescante, la cual es fácil de recuperar luego de la prueba. Si el pozo presenta problemas de corrosión y la tubería es re-utilizada, es recomendable asentar la válvula en el niple X e ir probando a medida que se bajan los tubulares, por ejemplo, cada 10 tubos; de esa manera es más fácil detectar y corregir la existencia de algún tubo defectuoso.


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GAS SEPARADO

ANCLA DE GAS

ANCLA DE TORQUE

ANCLA DE GAS

CENTRALIZADORES DE CABILLAS

FIGURA N° 12. Accesorios de Subsuelo.

6.2.Equipos de Superficie. Los accionamientos de superficie para los sistemas de bombeo por cavidades progresivas han evolucionado desde pequeñas unidades de velocidad fija hasta sofisticados sistemas protegidos mecánica y eléctricamente y con capacidades de supervisión y control a distancia. Las unidades de velocidad fija se caracterizan por ser necesario el cambio de poleas y correas para variar la velocidad obteniendo cambios discretos en esta variable con los inconvenientes de contar con un número limitado de combinaciones, no obtener las “revoluciones exactas” requeridas según el diseño y además requerir de inventarios de poleas, correas y demás accesorios. En este tipo de sistemas, la relación de transmisión total viene dada por la relación de transmisión de la caja reductora en sí, multiplicada por la relación de transmisión del conjunto correa poleas que acopla el motor a la caja. En este caso la velocidad se varía cambiando la polea del motor, y de este modo la relación de transmisión.


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En el pasado, muchos de estos equipos no contaban con mecanismos de freno ni de liberación de torque y sus capacidades para soportar cargas axiales y brindar los torques y potencias exigidos por el sistema eran muy limitados. Actualmente muchos suplidores ofrecen estos equipos y las capacidades y algunas prestaciones se han incrementado. Por ejemplo algunos equipos ofrecen (según catalogo) capacidades de 150 Hp, carga axial de 22.000 Kgs a 500 r.p.m., 2000 lbs-pié de torque, 6 velocidades distintas, etc. De igual manera también se encuentran disponibles comercialmente sistemas de 200 HP, 18.000 Kgrs, y hasta velocidades de 750 r.p.m. estos equipos pueden ser accionados con motores eléctricos, a gas o hidráulicamente. La ventaja de este equipo consiste en que al utilizar poleas / correas dentadas se elimina el deslizamiento y son equipos integrados. Las desventajas radican básicamente en que la operación de cambio de velocidad del sistema es más lenta y requiere un trabajo previo de preparación de la pieza (polea); también es necesario parar la marcha del equipo para realizar la operación y no se obtienen las velocidades exactas de diseño (a menos que se instalen en conjunto con un variador de frecuencia). El hecho de que la operación de cambio de velocidad requiera el cambio de piezas impidió en el pasado la automatización de este equipo. La mayor experiencia estos equipos se cuenta en el Oriente del país. En la Figura N° 13 se muestra uno de los mas sencillos sistemas de este tipo.


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BARRA PULIDA

GUARDA POLEAS

MOTOR

CABEZAL

GUARDA POLEAS

MOTOR

FIGURA N° 13. Equipo de superficie de poleas y correas. Posteriormente a estos sistemas, se evaluaron en el Occidente del país (Costa Oriental del Lago de Maracaibo) equipos en los cuales el cabezal de rotación y el accionamiento electro-mecánico constituyen sistemas independientes. Inicialmente se instalaron cabezales de rotación y motovariadores mecánicos accionados por un tablero eléctrico, para ser sustituidos en breve tiempo por un motorreductor (en lugar del motovariador) y por un variador de frecuencia (en lugar del tablero eléctrico). Estos equipos serán detallados a continuación.

6.2.1. Cabezales de Rotación. El cabezal de rotación, cumple con 4 funciones básicas: • Soporte para las cargas axiales. • Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. • Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente


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• Soportar el accionamiento electro-mecánico (para algunos modelos). Soporte para las cargas axiales. Las cargas axiales originadas por el peso de la sarta de cabillas sumergida en el fluido del eductor y la producida por el diferencial de presión que levanta la bomba es soportada a través de rodamientos cónicos ubicados en el cabezal de rotación. Dependiendo del fabricante, pueden encontrase uno o dos rodamientos actuando en paralelo y distribuyéndose las cargas. Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. El giro inverso puede causar múltiples inconvenientes tales como daños en la caja reductora del motorreductor o motovariador (ya que la misma actúa como multiplicadora cuando son la cabillas las que la hacen girar), daños en el motor eléctrico al actuar como generador y por último puede causar el desenrosque de las cabillas, ya que son estas las que deben detener el sistema motriz una vez que se ha liberado el torque de las mismas y la columna de fluido. Este fenómeno junto con los efectos dinámicos que se presentan a grandes velocidades (por ejemplo vibraciones) generan un torque que tiende a desenroscar las cabillas. Algunos cabezales ofrecen un sistema retardador del giro inverso, el cual puede ser hidráulico o mecánico (Tambor y Zapata); este mecanismo permite que la sarta gire en sentido inverso (anti-horario visto desde arriba) al detener el sistema motriz, a baja velocidad de rotación, esta característica garantiza que la sarta no girará a la hora de levantar el cabezal durante una reparación. Este sistema permite que las columnas dentro y fuera del eductor se equilibren, con lo cual el torque de arranque es menor, no obstante se requerirá más tiempo para obtener la producción del pozo en superficie una vez que se arranca el sistema. Otros fabricantes suministran equipos con sistemas anti-retorno, formados generalmente por una banda (o zapata) con un alto coeficiente de fricción la cual sujeta un disco pulido y este a su vez el eje del cabezal. La desventaja de este sistema consiste en que las cabillas queda sometida a un torque que se liberará al levantar el cabezal al momento de una reparación. Como punto a favor, con este sistema el eductor permanece lleno durante la parada del sistema motriz permitiendo llevar la producción del pozo hasta la superficie al arrancar nuevamente el sistema.


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Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente. Se evita el derrame de los fluidos de producción al medio ambiente mediante un conjunto de sellos que aíslan el eje de rotación del cabezal de producción (prensa estopas). En los casos donde el eje del cabezal es hueco, el sello se realiza sobre la barra pulida. Soportar el accionamiento electro-mecánico. Sobre el cabezal de rotación se instala o bien el motovariador o el motorreductor, según el caso. Existen el mercado cabezales de eje macizo y cabezales de eje hueco, estos últimos poseen la ventaja de permitir el levantar la sarta de cabillas sin desmontar el sistema motriz con la finalidad de re-espaciar la bomba o circular el pozo. También existen cabezales dónde el rodamiento de carga es lubricado por aceite y en otros casos lubricado con grasa; el seleccionar el tipo de lubricación depende del operador, ya que una lubricación con grasa requiere menos chequeos y protege más los equipos contra la intemperie, sin embargo la lubricación con aceite protege más el rodamiento mejorando la vida útil del mismo, no obstante estos sistemas requieren una revisión más periódica para garantizar los niveles de aceite y corregir la presencia de fugas. En el Occidente del país, prevalecen los cabezales de eje sólido con rodamientos lubricados por aceite, detállelos en la siguiente figura.


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CUBIERTA PROTECTORA

TORNILLO DE AJUSTE DEL MECANISMO ANTI-RETORNO

VISOR DE NIVEL ACEITE

CAJA DE PRENSA-ESTOPAS EJE INFERIOR DEL CABEZAL

FIGURA N° 14. Cabezal de Rotación utilizado en Occidente Estos cabezales de rotación constan principalmente de tres partes, superior, central e inferior. En zona superior se distingue la ventana la cual es la encargada de soportar el accionamiento electro-mecánico (Motovariador o Moto Reductor) y de alojar los acoples de rotación (encargados de conectar los ejes del cabezal y del accionamiento). Esta zona se protege con una cubierta metálica como la ilustrada en la foto, o del tipo malla o red. La zona central contiene los rodamientos (encargados de soportar las cargas axiales y radiales requeridas por el sistema), el mecanismo anti-retorno (tipo zapata) y el visor del nivel de aceite. La zona interior consta principalmente de la caja de prensa-estopas y el eje inferior el cual se conecta a la sarta de cabillas. En algunos cabezales, el mecanismo anti-retorno se encuentra en la zona superior bajo los acoples de rotación.


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6.2.2. Motovariadores Mecánicos. En este sistema el acople entre motor y caja reductora no es directo; en este caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad” formado por correas y poleas de diámetro variable, el cual cumple con la función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la parada del equipo ni el cambio de componentes. Esta operación se realiza girando el volante que gobierna la polea motriz, al mover el volante se varía el diámetro de la polea separando los discos cónicos que la componen cambiando de esta forma la relación de transmisión. Los equipos donde se instalan los motovariadores tienen la posibilidad de ser ajustados en un rango de velocidades desde 50 R.P.M. hasta 400 R.P.M. Hay algunas desventajas de este sistema, entre ellas se pueden destacar las siguientes: • La velocidad no se puede ajustar con el equipo apagado, ya que es en movimiento que la correa se ajusta al cambio de diámetro de la polea motriz, esto impide que al realizar una parada el equipo se pueda arrancar a velocidad mínima para evitar daños a los componentes del sistema. Una solución la ofrecen los acoples que se instalan entre la salida de sistema motriz y el eje del cabezal de rotación de manera que estos puedan ser desacoplados para así variar la relación de transmisión (velocidad) con el sistema girando en vacío. • En sistemas de considerable potencia la asimetría del equipo tienden a flectar el cabezal, por lo cual es necesario fijar el equipo al piso con algún tipo de soporte, esta excentricidad también produce vibraciones que en algunos casos puede limitar la velocidad del equipo. • La eficiencia del sistema se reduce al agregar un componente mecánico al conjunto. 6.2.3. Motorreductores. Generalmente en la práctica el rango de operación de las BCP es de 40 a 350 R.P.M. Al girar los motores eléctricos a una velocidad nominal y fija de aproximadamente 1800 R.P.M. (motores de 4 polos), es necesario contar con una caja reductora de una relación de transmisión adecuada para llevar la velocidad angular del motor a


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velocidades mas cercanas a la requerida por la bomba, además de ser el elemento que suministrará el torque exigido por el sistema. En cuanto al cambio de velocidad de operación de la bomba (R.P.M.), la optimización de la producción y la declinación en la vida productiva de un pozo, hacen que se requiera de ajustes de esta variable; por lo tanto, y al ofrecer el motorreductor una velocidad constante, es necesario contar con un sistema que permita variar las R.P.M. de la bomba, para realizar esta tarea se utilizan los variadores de frecuencia. Para realizar una correcta selección del motorreductor, es necesario determinar con la mayor precisión posible el torque requerido en superficie a la máxima velocidad de rotación esperada. Este torque depende del tipo de bomba, el diferencial de presión de la misma y el roce de las cabillas con el fluido en el eductor. Una vez conocido el torque, se selecciona la caja reductora cuya relación de transmisión permita obtener la máxima velocidad de rotación de diseño. Seguidamente se verifica que el torque máximo de la caja reductora sea mayor a requerido (en 10-20%, o un factor de servicio mayor a 1,2). Una cálculo erróneo del torque máximo puede traer como consecuencia daños irreparables para el equipo al trabajar con torques mayores a los de diseño, por otra parte es importante mencionar que en los sistemas de bombeo por cavidades progresivas, a mayor velocidad de bombeo mayor es el torque requerido (si se mantiene la misma bomba y se logra una mayor tasa de producción), ya que el diferencial de presión a vencer por la bomba es mayor; mientras que el torque que resiste la caja reductora es constante. A continuación se presenta a modelo comparativo aplicaciones con motovariadores (izquierda) y motorreductor (derecha). Estos diseños prevalecen en los pozos instalados con BCP en el occidente del país.


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MOTOVARIADORES MOTO REDUCTOR EJE SOLIDO

CABEZAL DE EJE SOLIDO

EJE HUECO

CABEZAL DE EJE HUECO

CABEZAL DE EJE SOLIDO

FIGURA N° 15. Evolución de los equipos de superficie. 6.2.4. Variadores de Frecuencia. Estos equipos son utilizados en conjunto con los motorreductores y con los equipos de polea-correa en los cuales la velocidad es constante (a menos que se cambie la caja reductora o la relación de poleas) para brindar la flexibilidad del cambio de velocidad en muy breve tiempo y sin recurrir a modificaciones mecánicas en los equipos. El Variador de frecuencia rectifica la corriente alterna requerida por el motor y la modula electrónicamente produciendo una señal de salida con frecuencia y voltaje diferente. Al variar la frecuencia, varia la velocidad de rotación ya que ambas son proporcionales, finalmente al varia la velocidad de operación, varia la producción. La gran ventaja de estos equipos esta representada por las funciones que brinda entre ellas se destacan: • Ajuste de velocidad: Este equipos permite variar la velocidad en un rango más amplio que los demás sistemas y en un tiempo relativamente muy corto.


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• Ajuste de arranque y parada: Permiten el ajuste de las rampas de arranque y parada reduciendo los picos de corriente y controlando el torque en el sistema. • Ajuste de torque: Se puede ajustar el torque de arranque para permitir arranque seguros, así mismo pueden mantener el torque a bajas velocidades. • Entradas / Salidas analógicas y digitales: Estos equipos poseen puertos para señales analógicas y/o digitales de manera de captar alguna variable medida en el pozo o en el cabezal y sobre las cuales se tomar decisiones y acciones a nivel del programa interno del variador de frecuencia o generar una señal de salida. • Facilita la optimización: La mayoría de las acciones de campo (supervisión y control) se pueden ejecutar de manera remota. • Se reduce la cantidad de equipos montados sobre el cabezal del pozo. Por otra parte, también existen algunas desventajas entre las que se pueden mencionar: • Fragilidad de el equipos: Estos equipos continúan mejorándose para las exigentes aplicaciones en campo (intemperie, altas temperaturas, humedad, polvo, corrosión, etc), por lo tanto algunas de las fallas presentadas por los mismos pueden estar asociadas a estos factores ambientales. • Poca experiencia por parte de los operadores en este tipo de tecnología (esto puede superarse con el adiestramiento adecuado). • Generación de armónicos que se realimentan en la línea de suministro del fluido eléctrico y que pueden causar daños en los generadores y en las líneas de transmisión. En los últimos años PDVSA ha trabajado en conjunto con los fabricantes / distribuidores de estos equipos de manera de mejorar la confiabilidad de los mismos. Muchos de estos variadores fueron adaptados de otras aplicaciones al sistema de bombeo por cavidades progresivas, sin embargo, algunos de ellos fueron diseñados desde el comienzo para este trabajo. Por lo general, casi todos (quizás todos) los equipos tienen en común las siguientes protecciones eléctricas:


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Sobrecarga (sobrecorriente), subcarga, sobrevoltaje y bajo voltaje. Cortocircuito entre fase y fase, fase a neutro, las fases y tierra, en las salidas del variador y de las fuentes internas y en las salidas/entradas analógicas y digitales. Fallo o pérdida de fase, falla interna. Sobretemperatura del motor y/o del variador. Sobretorque por rotor del motor bloqueado o atascamiento de los equipos de subsuelo. Límites programables de velocidad (mínimo y máximo), limites de torque y rearmes automáticos. Poseen pantallas de cristal líquido (LCD) con iluminación nocturna con panel (o consola) desmontable. En estas pantallas se pueden leer las siguientes variables de operación: Frecuencia de salida (Hz), velocidad de la bomba en R.P.M o SPM (para aplicaciones de bombeo mecánico), referencia de velocidad en RPM o SPM. corriente de salida (Amp), tensión en el bus de corriente continua en Voltios, potencia activa en HP o Kw, torque en Nw-mts o lbs-pie, tensión a la entrada y a la salida del variador (Voltios). Registro y presentación de las últimas fallas; (indicando en algunos equipos) fecha y hora de ocurrencia de las mismas, tiempo de servicio desde la puesta en operación del variador, temperatura del variador y del motor y energía total consumida (Kw acumulados). Debido a su incapacidad para manejar agentes externos agresivos (como los comentados anteriormente), los variadores de frecuencia se instalan en gabinetes resistentes y robustos de uso intemperie (Nema 3R) con lámina calibre 12 M.S.G. (2,5 mm), protegidos con pintura epóxica. Por lo general, el gabinete posee doble puerta donde la externa esta dotada de cierre en tres puntos (mínimo); goma de neopreno en todo el perímetro, bisagras firmemente soldadas y no visibles, manilla robusta de uso exterior con previsión para candado y protección antivandálica, candado del tipo anticizalla, sistemas de ventilación natural y en algunos casos forzada, algunos están dotados de sistemas de calefacción, etc. En síntesis, como equipo electrónico el variador de frecuencia debe de protegerse de manera de garantizar su integridad. Algunos variadores poseen cerramiento IP55 pero esto eleva significativamente el costo. A continuación se presentan fotografías de algunos variadores de frecuencia utilizados para sistemas BCP.


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FIGURA N° 16. Variadores de Frecuencia. A continuación se presenta la comparación técnica accionamientos de superficie discutidos en esta sección.

de

los

Sistema “A” basados en el uso de un motovariador y un tablero eléctrico (MVM + TE) y el Sistema “B” integrado por un motorreductor con un variador de frecuencia (MR + VF). Sistema “A” MVM + TE

• Mayores costos de

mantenimiento. • Inventario de poleas y correas • Requiere arrancador (alta incidencia de hurtos de componentes). • Mayores puntos de falla. • Para comunicación remota, requiere de un sistema (hardware) adicional. • Arranques y paradas bruscas. • Las variables de operación y control deben ser medidas con

Sistema “B” MR + VF

• Menores costos (operación y

mantenimiento. • Mayor vida útil del motor eléctrico • No se requiere de arrancador • Incluye facilidades de comunicación. • Permite arranques y paradas suaves. • Las variables de operación y control son mostradas en pantalla. • Incluye registro de fallas.


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instrumentos adicionales. • Difícil diagnostico de fallas (no incluye histórico de fallas). • La rampa de aceleración (o de desaceleración) son manuales y no hay control de las mismas en caso de falla eléctrica • Ofrece para un mismo equipo rangos mas amplios para el ajuste de la velocidad

• Optimiza el consumo de energía

(reducción de un 30% o mas). • Disminución de niveles de ruido. • No puede operar a baja frecuencia (requeriría ventilación Forzada o cambiar relación de la caja reductora) •Los equipos mantienen alineación vertical eliminando vibraciones y “pandeo” del cabezal.

TABLA N° 4. Comparación Motovariador Vs. Motorreductor. 6.2.5. Equipos integrados de polea y correa. Estos equipos son utilizados principalmente en el Oriente del país el fabricante ofrece principalmente cuatro modelos, de equipos de impulsión de poleas y correas para los pozos instalados con BCP, estos son accionados por motores eléctricos, a gas, o por sistemas hidráulicos. Estos cabezales tienen capacidades desde 5,6 hasta 18 Toneladas de carga axial y desde 40 hasta 300 Hp de potencia. La Tabla siguiente resume las características principales de estos equipos. VH-40HP 5,6T VH-100HP 18T VH-200HP 18T RH-100 18T

Máxima Carga Axial (Toneladas) Máxima Velocidad (r.p.m.) Tipo Lubricación Capacidad de frenado (lb-pie) Potencia Máxima (Hp)

5,6

11,6 y 18

18

11 y 18

750

750

750

500

Aceite y Aceite Aceite Aceite Grasa No disponible en 2500 3500 3500 catalogo Hasta 300 200 Hp con 20 Hp Motor 100 Hp con Hp motores motores Eléctrico combustión eléctricos o 40 Hp Motor eléctricos o y eléctrico. hidráulicos. hidráulicos. Hidráulico. TABLA N° 5. Equipos Integrados. Especificaciones.


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En la Figura N° 17 se muestran estos cabezales.

VH-40HP

VH-200HP

VH-100HP

RH-100HP

FIGURA N° 17. Equipos Integrados de polea y correas. En Venezuela los mas utilizados son los cabezales VH-100HP, cuyas características principales son las siguientes: El sistema reductor de velocidad es un conjunto de poleas y correas, el eje impulsor es de tipo hueco para permitir el paso de una barra pulida de 1-1/4” o 1-1/2” (ver Figura N° 18). El soporte del motor se atornilla a la brida del pozo de manera de transmitir el peso de a la misma, se elimina el esfuerzo de tensión en la “T” de producción y se evita el riesgo de que se desenrosque el cabezal. El eje impulsor hueco está soportado por tres rodamientos de rodillos esféricos de gran capacidad (un rodamiento axial de empuje y dos rodamientos radiales). Todos son de autoalineados y lubricados con aceite (ver Figura N° 18).


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EJE HEXAGONAL GRAPA EJE HUECO

BARRA PULIDA PRENSA ESTOPAS CONEXIÓN API

FIGURA N° 18.

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

EJE HUECO RODAMIENTO RADIAL RODAMIENTO AXIAL RODAMIENTO RADIAL SELLO SUPERIOR SELLO INFERIOR MANGUITO SUPERIOR MANGUITO INFERIOR ANILLO RETENEDOR PIÑON

Cabezal VH-100HP detalles de los rodamientos y componentes externos.

Rodamientos del cabezal. Los dos rodamientos inferiores, el axial y el radial, están ubicados en el cárter del cabezal en un baño de aceite lubricante. La vida útil (L10) de los rodamientos es el tiempo esperado para que exista un 10% de probabilidad de falla del rodamiento. Por lo tanto, se trata de una noción estadística. La vida útil se expresa en horas con la fórmula siguiente: L10 = C x 1000000 P 60 n Donde: C = Carga axial máxima del rodamiento, indicado por el fabricante. P = Carga axial del rodamiento para el trabajo considerado. n = velocidad de rotación para este trabajo. Freno de retroceso. En la zona inferior del cárter, y externa a él, se encuentra montada una bomba hidráulica accionada por el eje de impulsión a través de engranajes. Cuando el cabezal está operativo esta bomba provee el aceite necesario para la lubricación del rodamiento radial superior. En una situación de giro inverso (debido a


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un corte de energía eléctrica, por ejemplo) la misma provee la presión requerida para accionar el freno de retroceso. La rotación inversa está controlada por esta bomba y por un freno de disco (ver Figura N° 19). El freno de retroceso es un disco integral, automático y de manejo hidráulico. Está montado en el eje impulsor y tiene la capacidad para manejar conjuntos de alta potencias con bombas de gran tamaño. La amplia superficie del disco asegura una dispersión adecuada del calor, aún en el caso de frenado prolongado. El freno funciona automáticamente tan pronto se inicia la contrarotación. La velocidad de contra-rotación se ajusta por medio de un botón en el circuito hidráulico.

DISCO Y ZAPATAS DE FRENADO

SISTEMA HIDRAULICO

FIGURA N° 19. Cabezal VH-100HP. Detalles del sistema de frenado. Prensa-estopas. Finalmente, el cabezal cuenta con una caja de prensaestopas cuya función es la de aislar el cabezal de los fluidos del pozo, en él gira la barra pulida. Contiene un juego de siete empaquetaduras mecánicas (cabulina) preformadas hechas de aramida, teflón o gráfito. Esta combinación resistente a los fluidos abrasivos, optimiza la vida del sello. Un anillo de ajuste sobre las empaquetaduras ciñe estas a la barra pulida y por lo tanto se utiliza para reducir las fugas por el prensa-estopas. Las posibles fugas son drenadas por una manguera


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hasta un envase. Detalle por favor la estructura del prensa-estopas en la Figura N° 20.

1. 2. 3. 4. 5.

CUERPO TAPA ANILLO DE EMPUJE ANILLO LINTERNA ARAMIDA

6. 7. 8. 9.

GRAFITO ARAMIDA SELLO ORIFICIO DE ENGRASE

FIGURA N° 20. Cabezal VH-100HP. Detalles del prensaestopas. Entre las ventajas de este sistema se pueden mencionar las siguientes • El mecanismo antirotación libera el torque de una manera controlada lo cual es mas seguro que mantener los equipos de subsuelo sometidos a este esfuerzo. • Al ser de eje hueco, se puede sacar el rotor de la bomba para circular / limpiar el pozo o corregir el espaciamiento si se requiere. • Con un variador de frecuencia se obtienen las ventajas asociadas a este equipo abarcando un amplio rango de velocidades sin exponer en motor a operar a baja velocidad (no se requiere ventilación forzada). En su contra tiene como desventaja la necesidad de disponer de un inventario de poleas, correas y accesorios.


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7. Características operativas de las BCP. Las características principales de las bombas de cavidades progresivas son su caudal (desplazamiento volumétrico) y su altura de descarga (head). Caudal o desplazamiento. Es el volumen de fluido que la bomba puede desplazar en determinado lapso de tiempo. Para estos equipos se expresa generalmente en unidades de barriles de fluido por día o metros cúbicos por día a determinadas condiciones de velocidad (r.p.m.) y head. La mayoría de los fabricantes refieren las capacidades de sus bombas en b/d (o m3/d) a 500 r.p.m. y 0 head; algunos otros, refieren la capacidad de sus equipos a 100 r.p.m. y 0 head. En forma unitaria, el desplazamiento es el volumen generado por la bomba a cero altura por una revolución completa del rotor. Uno de los criterios es que por una vuelta de rotor el fluido avanza una distancia igual al paso de la bomba o lo que es lo mismo, la longitud de una cavidad (la definición del paso de la bomba, varia de un fabricante a otro). El eje del estator y del Rotor, no son concéntricos; las distancia perpendicular entre ambos ejes paralelos (una vez que el rotor se encuentre dentro del estator) se conoce como excentricidad de la bomba. La Figura N° 21 muestra este concepto. Considerando que el área del fluido en una sección de la bomba es igual a 4DE (4 veces el diámetro por la excentricidad), el volumen de una cavidad sería 4DEP (el área de la sección por el paso de la bomba). Ejemplo, para una bomba de 3,5 cms de diámetro, 0,8 cms de excentricidad y un paso de 30 cms, el volumen por una revolución sería 4(3,5)(0.8)(30) = 336 cms3, es decir, 2.113 x 10-6 bls.


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La Figura N° 21. Geometría del Estator y del Rotor. A cero altura (0 head) el desplazamiento es directamente proporcional a la velocidad, por tanto, para una velocidad de 100 rpm el desplazamiento (en m3/dia) sería: Q = 336 x 10-6 m3 x 100 rpm x 1440 = 48,4 m3/dia. (nota: la constante 1440 corresponde a un factor de conversión de unidades).


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Altura de descarga (head). La altura de descarga o head de la bomba, es la capacidad de la misma para vencer la presión hidrostática y transportar los fluidos hasta las instalaciones de superficie. El head se puede expresar de dos maneras; como presión propiamente dicha (lpc, bars, etc) o como altura de fluido (mts, pies, etc.). El head es función directa del número de etapas de la bomba. Una etapa se puede considerar como la longitud mínima que debe tener una bomba para generar la acción de bombeo; la longitud de una etapa es igual a la longitud de una cavidad. Cada etapa genera una presión diferencial en sus extremos, entre una cavidad y la siguiente de modo que la presión diferencial se incrementa de una etapa a la siguiente dentro de la bomba; por esta razón, la presión (o altura) de descarga es proporcional al número de etapa. La presión de descarga de una etapa varia de 70 a 100 lpc, según los modelos de bombas y fabricantes, por ejemplo una bomba modelo 18.40-1500, está diseñada para 1800 lpc de presión de descarga (la cifra al comienzo del modelo, esto es “18”, significa que la bomba es de 18 etapas. Para el cálculo de la presión diferencial en la bomba, se debe conocer la presión de entrada y salida de la misma, ambas deben ser calculas a las condiciones de producción máxima esperada del pozo (no confundir con Qmax. para Ps = 0) la diferencia entre la presión de descarga y la presión de entrada a la bomba y la tasa de fluidos esperada son las variables a utilizar para la preselección de la misma.


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THP

LF

G1

CHP

ND

G2

PB G3

H = PB - ND P2

BOMBA ARENA PRODUCTORA

P1

FIGURA N° 22. Calculo de la presión en la bomba. Así, DeltaP = P2 – P1 (por favor, referirse a la figura que acompaña estas líneas). Donde: P1 P1 CHP G1xND G2xH

P2 P2 THP G3xPB DP_Fr

= = = =

Presión de admisión de la bomba. CHP + G1xND + G2xH Presión en el anular revestidor – eductor. Presión ejercida por la columna gaseosa en el anular G1 es el gradiente del gas y ND es el nivel dinámico. = Es la presión ejercida por el fluido en el anular, G2 es el Gradiente del fluido y H es la altura alcanzada por el Mismo (H = Profundidad de Bomba – Nivel dinámico).

= = = = =

Presión de descarga de la bomba. THP + G3xPB + DP_Fr Presión de cabezal del pozo. Presión ejercida por los fluidos en el eductor. Diferencial de presión en el eductor por efecto de la viscosidad de los fluidos, la rugosidad interna del eductor y los acoples de la sarta de cabillas.


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Si en lugar de presión los cálculos se realizan en unidades de altura (metros o pies) se hablaría entonces de head. Es importante destacar la diferencia entre altura de la bomba y profundidad de asentamiento de la misma, una bomba con altura de 4000 pies instalada en un pozo de crudo muy viscoso, con presión de cabezal de 1500 lpc y profundidad de bomba de 2000 pies, es decir un 50% de la altura de la bomba, podría estar operando a mas del 100% de la capacidad de la misma. Factores que afectan el desempeño de la bomba. Los factores que tienen mas efecto sobre la eficiencia volumétrica o desempeño de la bomba son la velocidad de operación y la altura (head) requerida. Por otra parte, una característica que intrínsecamente está asociada a la eficiencia de la bomba en cuanto a su desplazamiento y a su capacidad para transportar los fluidos hasta la superficie es el grado de ajuste o “apriete” entre el elastómero y el rotor, esto se conoce como interferencia. La interferencia en una bomba de cavidades progresivas se define como la diferencia entre el diámetro del rotor y el diámetro menor de la cavidad del estator, esta garantiza que exista el sello entre las cavidades que permite la acción de bombeo. Cuando la bomba es sometida a una diferencia de presión entre su succión y su descarga, el fluido trata de romper este sello para regresar a las cavidades anteriores, lo cual se conoce como escurrimiento (o resbalamiento). Si la interferencia es muy pequeña el sello se rompe fácilmente, lo cual produce un escurrimiento excesivo y una baja eficiencia volumétrica. El escurrimiento a su vez es función de la interferencia de la bomba a condiciones de operación, del diferencial de presión en la bomba y de la viscosidad del fluido La Figura N° 23 muestra la relación entre head y resbalamiento para tres bombas de igual capacidad volumétrica pero de diferentes alturas. Nótese (para una misma bomba) que a medida que se incrementa el head, el resbalamiento es mayor. También se puede


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concluir de este gráfico, que entre mayor altura tenga la bomba, el escurrimiento es menor.

FIGURA N° 23. Efecto de head en el escurrimiento. Finalmente cabe destacar que una baja interferencia originaría un alto escurrimiento, pero una interferencia de operación excesiva producirá un torque de fricción muy alto que podría conducir eventualmente a la destrucción del estator (elastómero). A su vez existen factores que inciden directamente sobre la interferencia, entre los cuales destacan la temperatura de operación, las características de los fluidos del pozo y la presión interna en la bomba. Temperatura de Operación.- La temperatura origina una expansión térmica del elastómero y una expansión menos notable en el rotor metálico, lo cual incide directamente en la interferencia, y por ende, en la eficiencia de la bomba. Fluidos del pozo.- Incluso en el caso de hacer una adecuada selección del elastómero, considerando su compatibilidad (o incompatibilidad) con los fluidos del pozo, esto no significa que no se produzca Hinchamiento del elastómero por ataque químico, este hinchamiento incrementa la interferencia de la bomba la cual pudiera llegar a ser excesiva (interferencia menores al 3% son aceptables).


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Aunque no es posible corregir el hinchamiento del elastómero una vez que el mismo tenga lugar, se cuenta con la flexibilidad de utilizar un rotores de diámetro transversal mas reducido (subdimensionados o undersize) y de esta manera reducir la interferencia. Otra característica de los fluidos que se relaciona con la interferencia (aunque no la afecta directamente), es la viscosidad. La viscosidad está asociada realmente con el escurrimiento, ambas son inversamente proporcionales. Para fluidos muy viscosos se pueden utilizar menores interferencias. Presión interna en la bomba..- La presión en la bomba tiende a comprimir el elastómero deformando las cavidades aumentando el tamaño de la mismas, disminuyendo así la interferencia. Este efecto se conoce en la literatura como “Compression Set”.


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8. Clasificación de las Bombas de Cavidades Progresivas. Existen diversos criterios con base a los cuales se pueden clasificar las bombas de cavidades progresivas. Una primera clasificación las divide en bombas industriales (son bombas horizontales) las cuales abarcan un gran rango de aplicaciones, como por ejemplo son utilizadas en el agro, en procesamiento de alimentos, en plantas de tratamiento de agua, etc. La descripción de estas bombas se encuentran fuera del alcance de este trabajo. Bombas para aplicaciones petroleras desde extracción de hidrocarburos hasta recuperación de lodos de perforación y transferencia de fluidos ácidos. En este documento se han presentado las bombas de cavidades progresivas destinadas a la extracción de petróleo y gas, en este contexto, se pueden clasificar las bombas como: • • • • • •

Bombas Bombas Bombas Bombas Bombas Bombas

Tubulares Tipo Insertables de geometría simple Multilobulares. de para “alto caudal” de “gran altura”.

Bombas Tubulares. Este tipo de bombas el estator y el rotor son elementos totalmente independientes el uno del otro. El estator se baja en el pozo conectado a la tubería de producción, debajo de el se conecta el niple de paro, anclas de torque, anclas de gas, etc; y sobre el se instala el niple de maniobra, niples “X”, y finalmente la tubería de producción. En cuanto al rotor, este se conecta y se baja al pozo con la sarta de cabillas. En general esta bomba ofrece mayor capacidad volumétrica, no obstante, para el reemplazo del estator se debe recuperar toda la completación de producción. Bombas tipo Insertable. Poco utilizadas en Venezuela, su uso se prevaleció en los pozos de Occidente (Costa Oriental del Lago de Maracaibo). En este tipo de bombas, a pesar de que el estator y el rotor son elementos independientes, ambos son ensamblados de manera de ofrecer un conjunto único el cual se baja en el pozo con la


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sarta de cabillas hasta conectarse en una zapata o niple de asentamiento instalada previamente en la tubería de producción. Esta bomba tiene el inconveniente de ofrecer bajas tasas de producción (ya que su diámetro está limitado al diámetro interno de la tubería de producción) pero ofrece la versatilidad de que para su remplazo no es necesario recuperar la tubería de producción con el consiguiente ahorro en tiempo, costos y producción diferida. Nominalmente se encuentran bombas tipo insertables con capacidades de hasta 480 B/d (a 500 r.p.m. y cero head) y para 2800 psi (bombas 9.35-500IM y 28.20-55IM). Al igual que en la bombas tubulares, las capacidades, geometrías, diseños, etc., dependen del fabricante.

TUBERIA DE PRODUCCION SOBRE DE CABILLA

SELLO SUPERIOR

ESTATOR

ROTOR

CAMISA BOMBA

EMPACADURAS DE FRICCION

MECANISMO ANTIGIRO

NIPLE DE ASENTAMIENTO

FIGURA N° 24. Bomba tipo Insertable ensayadas en los pozos de la Costa Oriental de Lago de Maracaibo.


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FIGURA 25. Otro diseño de Bomba tipo insertable. Bombas de geometría simple. Son aquellas en las cuales el número de lóbulos del rotor es de uno, mientras que el estator es de dos lóbulos (relación 1x2). Son las presentadas en este trabajo Bombas Multilobulares. A diferencia del las bombas de geometría simple, las multilobulares ofrecen rotores de 2 o mas lóbulos en Estatores de 3 o mas (relación 2x3, 3x4, etc.). Estas bombas ofrecen mayores caudales que sus similares de geometría simple. Teóricamente estas bombas ofrecen menor torque que las bombas de geometría simple, adicionalmente, considerando el mismo diámetro, las bombas multilobulares ofrecen mayores desplazamientos volumétricos lo cual sería una oportunidad para obtener bombas insertables de mayor tasa. Diversos fabricantes como Kudu, Weatherford, Robbins Myers, Netzsch, ofrecen bombas tipo multilobulares, no obstante para el momento de elaborar este documento, no se cuenta en Venezuela con experiencias exitosas de esta tecnología. A continuación (Figura N° 26) se presentan esquemáticamente diversas geometrías y una sección transversal de una bomba multilobular con relación 5x6.


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RELACION

3x4

2x3

1x2

RELACION 5x6

FIGURA N° 26. Bombas de diversas geometrías. Las bombas serie “ML” son bombas multilobulos; por ejemplo el modelo 840ML1500 (4” de diámetro) ofrece 840 m3/dia (5300 b/d) @ 500 r.p.m. y 0 head (cero altura o presión que vencer). Bombas de Alto Caudal . Cada fabricante ofrece bombas de alto desplazamiento o alto caudal, el desplazamiento viene dado principalmente por el diámetro de la bomba y la geometría de las cavidades. Hay disponibles comercialmente bombas de 5” modelo 1000TP1700; estas son bombas tipo tubular (“TP”) de 1000 m3/dia (6300 b/d) @ 500 r.p.m. y 0 head; bombas 22.40-2500 con desplazamientos de hasta 2500 b/d a 500 r.p.m. y 0 head y de 3200 b/d en los modelos CTR, los cuales se detallaran mas adelante en este manual (bomba modelo 10.CTR-127). Se debe recordar que al hablar de desplazamiento se debe considerar el volumen que ocupa el gas en la bomba, así, los 3200 b/d de la última bomba comentada, contemplan petróleo, agua y gas. Bombas de gran altura (head). Como se mencionó en el punto N° 7, la altura de la bomba es su capacidad para transportar los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie, lo que se traduce en profundidades de asentamiento de bombas o en diferenciales de presión a vencer.


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En Venezuela se han instalado equipos a mas de 7500 pies en el campo Boscán y hay reportes de hasta 9800 pies en el Ecuador. Nominalmente y según catalogo, se encuentran bombas con capacidades de levantamiento de 12000 pies, 5200 lpc (bomba 120N95). Suponiendo una BCP de determinadas dimensiones (diámetro y longitud) el fabricante puede diseñar las cavidades de manera de ofrecer el mayor volumen posible, para lo cual, la bomba tendrá relativo poco número de cavidades pero serán de relativo gran tamaño -ya que cada una de las cuales debe transportar la mayor cantidad de fluido posible-; esta característica obliga a sacrificar disponibilidad en head (altura de levantamiento) ya que como se mencionó en el apartado n° 7 de este documento, el número de cavidades determina la presión a soportar por la bomba. Tomando nuevamente la bomba supuesta en el punto anterior, si el fabricante desea maximizar el head de la bomba, debe diseñarla de manera de contener el mayor número de cavidades posible, para lo cual tendría que reducirse el tamaño volumétrico de las mismas mermando así su capacidad de desplazamiento. Estos es característico de estas bombas, si se requiere mayor tasa se debe sacrificar capacidad de levantamiento y viceversa. La figura 26, mostrada a continuación, asume bombas de la misma serie (mismo diámetro del rotor, misma excentricidad y misma longitud del estator), pero con capacidades diferentes en cuanto a desplazamiento volumétrico y head. Detalle las geometrías de los rotores. La foto de la figura 27 ilustra los conceptos expuestos anteriormente, rotores con valles mas suaves y largos pertenecen a bombas de mayor volumen; rotores con valles y crestas mas cercanas representan mayor número de etapas por unidad de longitud y por ende, mayor altura de descarga o head.


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MAYOR HEAD MAYOR TASA

FIGURA N° 27. Geometría de los rotores y su relación con las capacidades de la bomba.


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9. Nomenclatura de las B.C.P. según los fabricantes. En general los fabricantes han desarrollado nomenclaturas que reflejan la capacidad hidráulica de las bombas, presentando por ejemplo el caudal teórico (desplazamiento volumétrico) para 500 (ó 100) R.P.M. y la altura hidráulica (o Head) máximo de operación. A continuación se presenta la nomenclatura de las bombas de cavidades progresivas de subsuelo para distintos fabricantes. Fabricante Francés

Tipo de bomba Geometría simple

Ejemplo 60TP1300

Multilobulares 840ML1500

Brasileño

Tubulares

18.40-1500

Insertables

18.35-400IM

Significado 60 = tasa de 60 m3/d a 500 r.p.m. y 0 head. TP = Tubing Pump (bomba tipo tubular) 1300 = altura máxima (Head) en metros de agua. Igual a la anterior, la diferencia está en el tipo de geometría. ML significa “Multi Lobular” 18 = bomba de 18 etapas o 1800 lpc de diferencial máximo de presión. 35 = diámetro del rotor en milímetros. 1500 = tasa máxima expresada en barriles, a 500 r.p.m. y 0 head. Igual a la anterior excepto que esta es una bomba tipo insertable con zapata de anclaje modificada (IM)


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Fabricante Brasileño

Tipo de Ejemplo bomba CTR Tubular 8-CTR-32 (1)

Significado

8 = Presión máxima en Mpa CTR = Bomba de espesor de Elastómero constante (Constant Thickness Rubber). 32 = tasa de 32 m3/d a 100 r.p.m. y cero head. CTR 8-CTR-32IM Igual a la anterior Insertable excepto que modelo es una bomba CTR tipo insertable con zapata de anclaje modificada (IM) Norte Geometría 60N095 60 = 60x102 head Americano simple máximo en pies de (USA) agua (6000 pies) 095 = tasa en b/d a 100 r.p.m. y 0 head. Canadá (2) Geometría 40-200 40 = 40x102 head simple máximo en pies de agua (4000 pies) 200 = tasa en b/d a 100 r.p.m. y 0 head. TABLA N° 6. Nomenclatura de las BCP según el fabricante. Notas: (1) Las bombas CTR serán discutidas mas adelante. (2) Es posible que estas bombas actualmente nomenclatura diferente o estén descontinuadas.

presenten

Nótese que cada fabricante utiliza su propia nomenclatura, debido a esto, se formó un grupo internacional formado principalmente por fabricantes de BCP quienes trabajaron en la elaboración de las normas ISO WD 15136 que, entre otras cosas, trataron de homologar las especificaciones para las BCP de subsuelo. Algunos fabricantes incluye en sus catálogos la nomenclatura homologada.


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10. Selección de los Equipos (diseño). Antes de comenzar a diseñar un método de producción, es de suma importancia contar con todos los datos necesarios para ello y los mismos deben de ser del todo confiables a fin de garantizar el diseño adecuado, en este punto hay que destacar que no existe una solución (o diseño único) y que la misma depende de diversos factores técnico económicos incluyendo las políticas de explotación del yacimiento. Existe una diversidad de ecuaciones, tablas, nomogramas, etc, para el diseño o selección de los equipos; no obstante, muchos de estos recursos fueron elaborados bajo determinadas suposiciones, las cuales no siempre reflejan la realidad del campo. En algunas oportunidades se cuenta con factores de ajuste para corregir los resultados obtenidos de las gráficas, no obstante, los mismos arrojan resultados aproximados y en algunas oportunidades dichos factores no se han desarrollado. Ejemplo de lo anteriormente expuesto lo representan las curvas de capacidad de las bombas, las cuales fueron diseñadas para fluidos de muy baja viscosidad (agua), consideran fluidos monofásicos (desprecian el gas a manejar por la bomba), los nomogramas para el cálculo de la carga axial en los cabezales no consideran el efecto de los diámetros de las cabillas en la presión ejercida sobre el rotor de la bomba y por ende en la carga axial a soportar por el cabezal, igualmente no se considera geometría del pozo para predecir los puntos de contacto de las cabillas con la tubería de producción etc. Un diseño manual puede ser desarrollado como una aproximación y solo debe ser realizado de esta manera luego de tener un conocimiento completo de todos los factores o variables que intervienen en la dinámica del sistema pozo-completación y contar con estadísticas del desempeño de los equipos correctamente diseñados e instalados en el campo; aún así, bajo determinadas condiciones tales como: alta relación gas liquido, crudos muy viscosos, pozos de alto caudal, profundidades considerables de asentamiento de bomba, pozos desviados u horizontales, etc., repercuten en comportamientos complejos desde el punto de vista hidráulico y mecánico, además imposibilitan realizar diversas sensibilidades en tiempos razonables, sobre todo considerando el gran dinamismo de las operaciones petroleras.


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Para solventar lo anteriormente expuesto, se han desarrollado numerosos programas comerciales de computo (software), los cuales incluyen sofisticados y complejos algoritmos de calculo para predecir comportamientos multifásicos, mecánicos e hidráulicos en el pozo. La figura 28 muestra el formulario de datos del pozo (yacimiento, completación, facilidades de superficie, etc) requeridos por uno de estos programas.

FIGURA N° 28. Programa para selección de equipos BCP. En los siguientes puntos se expondrá un conjunto de observaciones a tener en mente a la hora de realizar el diseño de un sistema de bombeo por cavidades progresivas para finalmente presentar un ejemplo, no sin antes insistir en la necesidad de utilizar los programas disponibles con la finalidad de obtener resultados precisos. Para la utilización de estos programas se hace necesario conocer los datos del yacimiento, características de los fluidos, datos mecánicos del pozo y datos de superficie.


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Para la adecuada selección de los componentes de subsuelo se hace necesario tener presente las presentes recomendaciones: Selección y profundidad de la bomba. Para la selección de la bomba se hace necesario conocer el comportamiento de afluencia del pozo, para lo cual es necesario contar con las presiones estáticas y fluyentes (o niveles estáticos y dinámicos), la respuesta de producción en concordancia con la(s) presión(es) fluyente(s), la presión de burbujeo, etc. Una vez construida la IPR del pozo se debe considerar que la tasa máxima para Ps = 0 es una medida de la capacidad del pozo, sin embargo en la práctica la mayor tasa que podría obtenerse depende de la profundidad de asentamiento de la bomba y la sumergencia. También es posible tomar la profundidad de asentamiento de la bomba (PB) como datum, referir las presiones a esta magnitud y construir “la IPR a profundidad de la bomba”. Es necesario calcular la tasa de gas libre (en barriles diarios) y la tasa de agua, ambos a la profundidad de la bomba (PB). El caudal total a manejar por la bomba será la suma de las tres tasas, petróleo, agua y gas. Con las ecuaciones presentada en el punto 7. de este documento, se puede estimar el diferencial de presión en la bomba o el head. Conociendo estas variables y utilizando las curvas tipo de las bombas (suministradas por los fabricantes), se puede determinar la velocidad de operación y los requerimientos de potencia en el eje de impulsión. Posteriormente se determina la necesidad de utilizar anclas de gas, los grados y diámetros de las cabillas y de la tubería de producción y finalmente los equipos de superficie, el cabezal de rotación y el accionamiento electro-mecánico.


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A manera de ejemplo, considere el siguiente ejercicio: Datos: Profundidad máxima de Bomba: Nivel estático: Nivel dinámico: Producción petróleo para 2645 pies: Producción agua para 2645 pies: Gradiente estático en el anular: Gradiente dinámico en el anular: Gradiente de los fluidos en el eductor: Presión en cabezal tubería prod.: Presión en cabezal revestidor: Diferencial de presión en el eductor: Velocidad máxima:

3200 pies 1000 pies 2645 pies 80 b/d 20 b/d 0,373 lpc/pie 0,370 lpc/pie. 0,425 lpc/pie 100 lpc 0 lpc 240 lpc 250 r.p.m.

Consideraciones: - Desprecie el volumen de gas en el anular. - Considere viscosidad muy baja (1 cps) - Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas) - Utilice ecuaciones para IP constante. - Considere un factor de seguridad para el head de 20%

Calcular: - Tasa de producción (considere una sumergencia de 200 pies). - Presión / head en la bomba. - Seleccionar bomba. - Velocidad de operación - Diámetro de cabillas - Potencia en el eje - Torque - Carga axial en el cabezal - Vida útil de los rodamientos - Seleccionar modelo de cabezal


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Sustituyendo los valores en la figura n° 5 (punto 5), se obtiene la Figura N° 29. 100 lpc

LF

DeltaP eductor = 240 lpc/pie. 3200´

0 lpc

2645´ 1000´

0,425 lpc/pie lpc/pie

P2

0,370 lpc/pie lpc/pie

H = 555´

BOMBA ARENA PRODUCTORA

P1

FIGURA N° 29. Ejemplo de diseño/selección de equipos Calculo de la tasa de producción. Utilizando la ecuación de IP constante, obtendremos (en la bomba): IP = Q / (Ps – Pwf) Ps = 0,373 lpc/pie x (3200 – 1000) pies = 821 lpc Pwf = 0,370 lpc/pie x (3200 – 2645) pies = 205 lpc IP = 100 b/d / (821 – 205) lpc = 0,162 b/d /lpc Qmáx = IP x Ps = 0,162 b/d /lpc x 821 lpc = 133 b/d Considerando una sumergencia de 200 pies en la bomba el nivel dinámico a estas condiciones de operación seria de 3000 pies (3200´-200´) y la Presión fluyente sería = 0.3700 lpc/pie x (3200 – 3000) pies = 74 lpc (es muy baja, pero se debe recordar que es un ejemplo). Finalmente la tasa para un nivel dinámico de 3000 pies es de: Q = IP x (Ps – Pwf) = 0,162 b/d /lpc x (821 –74) lpc = 121 b/d. Ing. Nelvy Chacin ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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Considere 120 b/d = 19 m3/d. Calculo de la presión en la bomba. DeltaP = P2 – P1 P1 = CHP + G1xND + G2xH = 0 + 0 + 0,370x(3200-3000) = 74 lpc P2 = THP + G3xPB + DP_Fr = 100 + 0,425x3200 + 240 = 1700 lpc DeltaP = 1700 – 74 lpc = 1626 lpc x Fs = 1951 lpc Head = 1626 lpc / 0,433 lpc/pie = 3755 pies x Fs = 4506 pies. Se trabajará con 1950 lpc ó 4500 pies (1372 mts). Para este ejemplo se utilizará las curvas incluidas en el Anexo N° 5. Con un head de 1370 mts se pueden revisar las bombas de la serie TP2000; estas son: 30TP2000; 80TP2000; 60TP2000; 120TP2000; 180TP2000 y 430 TP2000. Considerando cada una de ellas (Ver curvas en el Anexo N° 5), se obtienen los siguientes resultados. Bomba

Diámetro (pulg.) B/D (100 r.p.m. r.p.m. para 120 y 0 head) b/d y 1950 lpc

30TP2000

2-3/8

34

400

80TP2000

2-3/8

100

145

60TP2000

2-7/8

83

175

120TP2000

3-1/2

151

110

180TP2000

4

226

75

430TP2000

5

542

50

Se aprecia que todas las bombas, excepto la 30TP2000, cumplen con el criterio de velocidad de operación menor a 250 r.p.m. (criterio de diseño). Las bombas 60, 80 y 120 TP2000 trabajarían a velocidades razonables y sus diámetros son de 2-3/8”, 2-7/8” y 3-1/2”. Los modelos 180 y 430TP2000 no se justifican (grandes diámetros, equipos mas costosos, etc.)


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Revisando las especificaciones de las tres bombas pre-seleccionadas se obtienen requerimientos de potencias en el eje del impulsor de: 60TP2000; 5,0 Kw = 6,7 Hp 80TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp 120TP2000; 5,5 Kw = 7,3 Hp Nótese que los requerimientos de potencia en el eje del impulsor son similares, por tanto, la velocidad y la potencia no constituyen restricciones para descartar ninguno de los modelos. Un criterio de selección importante lo constituye el diámetro del forro o revestidor donde se colocará la bomba. Suponiendo que las tres puedan mecánicamente ser instaladas en el pozo, se seleccionará la bomba 80TP2000 para disponer de cierta capacidad de reserva en caso de que el pozo responda con mayor producción. La bomba 80TP2000 puede instalarse en el pozo con tubería de 2-3/8” o 2-7/8”. Asumiremos tubería de 2-7/8”. Torque requerido por el sistema y diámetro de la sarta de cabillas. El torque del sistema está compuesto de dos elementos: El Torque hidráulico, el cual es la fuerza necesaria para levantar el fluido y es función del desplazamiento de la bomba y de la altura hidráulica. Y el Torque debido a la fricción de la sarta de cabillas girando en el fluido, este es función de la velocidad de rotación, el diámetro y longitud de la sarta de cabillas (profundidad de la bomba), el área del espacio anular entre las cabillas y la tubería de producción. En el caso de fluidos de baja viscosidad el Torque por fricción es despreciable y por lo tanto el torque total es igual al torque hidráulico y el mismo es independiente de la velocidad de rotación. Ejemplo de baja viscosidad son los pozos que producen con altos cortes de agua o de gravedades API elevadas (crudos livianos). En estos casos, se puede utilizar el gráfico de la siguiente pagina; con base a este se obtiene que diámetro mínimo de cabillas a utilizar en


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nuestro ejemplo es de 3/4 pulg. Observe que este gráfico solo aplica para cabillas grado “D” y para fluidos de baja viscosidad, es decir que el diferencial de presión en la tubería de producción sea despreciable (se debe recordar que en este ejemplo, este diferencial es de 240 lpc.). Aquí se presenta uno de los problemas mencionados inicialmente sobre la aplicabilidad de los nomogramas, adicionalmente, si las cabillas son re-utilizadas, se tendría que recurrir a factores de seguridad pocas veces implícito en los nomogramas. Finalmente, se debe comentar que si la viscosidad es elevada el torque por fricción deja de ser despreciable y en casos extremos puede llegar a constituir un componente importante, inclusive crítico, del torque. En estos casos, las formulas para calcular el esfuerzo en las cabillas son muy complejas y no es posible resolver el problema gráficamente, teniéndose que recurrir a programas de computación. Con el propósito de continuar nuestro ejemplo, considerando el head calculado de 1372 mts. y una bomba modelo 80TP2000, según en nomograma en referencia (Figura N° 30 , Anexo N° 6) se podrían utilizar cabillas de 3 / 4”. Ya que la tubería es de 2-7/8” se podría elegir una sarta de cabillas (usada) de 7/8” grado “D” o ahusada de 3/ 4” y 7/8”. Supondremos sarta completa de 7/8”.

FIGURA 30. Nomograma para selección de las cabillas.


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De igual soportar siguiente relaciona

manera, para el cálculo de la carga axial que deberán los rodamientos del cabezal de rotación se utilizará la gráfica (ver Figura N° 30 y Anexo N° 7). La misma las siguientes variables:

Profundidad de la bomba Diámetro de las cabillas Altura total (o head) Serie (diámetro) de la bomba.

FIGURA N° 31. Nomograma para el cálculo de carga axial. La carga axial es la suma de dos componentes: El peso aparente de la sarta de cabillas en el fluido, el cual es función de: La longitud de la sarta (profundidad de la bomba) El diámetro (o el peso lineal) de las cabillas. El peso ejercido en el rotor por la altura hidráulica, el cual es función de: La altura hidráulica. La serie de la bomba (en área neta entre las cabillas y el rotor).


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La altura hidráulica ejerce su presión en el rotor de la BCP, como lo hace en el pistón de la bomba mecánica. El peso aparente de la sarta de cabillas varía levemente según el peso especifico del fluido. Sin embargo estas variaciones de peso son despreciables en comparación con la carga axial total. Por lo tanto y con el fin de simplificar, este peso se puede calcular tomando el peso especifico del fluido igual a 1 gr/cm3. Esto es lo que se ha considerado para diseñar la gráfica anterior. Esta gráfica consta de tres partes o zonas: La zona izquierda permite determinar el peso propio de la sarta (Fr). La zona derecha se utiliza para determinar el empuje ejercido por la altura hidráulica en el rotor (Fh). La zona central en la cual se suman los dos componentes. Con los datos del ejemplo: Profundidad de bomba = 3200 pies. Diámetro de cabillas = 7/8 “ Fr = 3500 daN Altura = 4500 pies Bomba serie 2-3/8” Fh = 1000 daN Carga axial = 4500 daN =10115 lbs. = 4,6 Tn Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se puede calcular el tiempo de vida. La selección final debe considerar el factor económico ya que elegir un cabezal con rodamientos para servicio pesado para operar a baja velocidad y baja carga podría durar mucho tiempo, pero estaría subutilizado. Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1-9-7/8”, con 4,6 Tn de carga axial y girando a 145 r.p.m., se obtiene una duración mayor a las 100 Mhoras (mas de 11 años). Ver Figura N° 32


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FIGURA 32. Curva L10 cabezales de 9000 lbs Suponiendo ahora un cabezal modelo VH-100 con rodamientos de empuje estándar, se obtendría una duración de 600 Mhoras o sea casi 70 años (Ver Figura N° 33 y Anexo N° 8)

FIGURA 33. Curva L10 cabezal de 33.000 lbs.


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Finalmente el diseño es el siguiente: Bomba modelo 80TP2000 instalada a 3200 pies. Tubería de 2-7/8” con cabillas de 7/8”. Velocidad de operación 145 r.p.m. Cabezal de rotación de 9000 lbs La potencia del motor dependerá del equipo de superficie a utilizar, estos es, motovariador, moto reductor o equipos de poleas y correas. La potencia en el eje es de 7,3 Hp El torque del sistema 264 lbs-pie. En cuanto al cálculo de la carga axial y la selección del cabezal de rotación se incluye en este trabajo (Ver Anexo N° 9, Drivehead Ratings. Technical Letter), una interesante nota técnica para su consideración. Se debe mencionar que este es un ejemplo sencillo de calculo, con la finalidad de mostrar la metodología en general ya que, tal y como se ha expuesto anteriormente, para casos complejos, es necesario recurrir a modelos y algoritmos que tratan de representar el comportamiento real en el pozo de una manera más exacta. En el Anexo N° 10 se incluyen nomogramas adicionales para facilitar las aproximaciones manuales, entre los cuales se encuentran nomogramas para correcciones de viscosidad en función de la temperatura, para calcular la presión en el punto de burbujeo, etc; adicionalmente se anexan factores de conversión de uso frecuente. Por último, se presentan una serie de consideraciones a tener presente durante el diseño de un sistema BCP. Disponer del registro (o perfil) del pozo es importante para determinar los gradientes de presión y la capacidad de levantamiento de la bomba. Esta información también afecta otras decisiones, tales como la posición de asentamiento de la bomba, y la colocación de centralizadores de cabilla. Conocer la completación mecánica del pozo es muy importante para determinar la colocación de la bomba o del ancla de gas, sobre todo en aquellos pozos con forro ranurado y empaque con grava.


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La historia de producción de arena del pozo es un elemento de decisión importante al momento de determinar la profundidad de colocación de la bomba. Por ejemplo, en un pozo completado en una zona con historia de alta producción de arena, es conveniente colocar la bomba a menor profundidad (sobre el tope de las arenas productoras) y probablemente colocar una cola o tubo de barro mas largo. En general, entre más baja se coloque la bomba más alto es el caudal que se podrá alcanzar, pues es posible lograr menores presiones de fondo fluyente, y probablemente una mejor eficiencia volumétrica. Sin embargo al bajar la bomba se puede incrementar la arena manejada por el sistema, la cual aumentará el nivel de abrasión, perjudicando así la vida útil de los equipos de subsuelo. En caso de no contar con una medición de la presión de cabezal, es necesario conocer la geometría de la línea de flujo para estimar los cambios de presión entre la estación y el cabezal por elevación y la pérdidas por fricción. Las curvas de catálogo son representaciones del comportamiento promedio de las bombas utilizando generalmente agua (viscosidad de 1 CP) y un rotor estándar, es recomendable ensayar en un banco de pruebas la bomba, una vez adquirida esta, con el rotor seleccionado y construir la curva real comparándola con la del catálogo; esto es importante tanto antes de instalar la bomba en el pozo, como parte del protocolo de pruebas una vez recuperada la misma para determinar su posible reutilización. En la siguiente figura se ilustra el desempeño teórico (curva roja) y real (curva vende) de una bomba 3TP1300.


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450 400

Caudal

350 300 250 200 150 100 50 0 0

100

200

300

400

500

Velocidad FIGURA 34. Curvas real y promedio de una BCP. Para la selección del diámetro de la tubería de producción es necesario considerar en primer lugar el esquema de producción (por el eductor o por el anular). En el caso de producción por el espacio anular se puede usar una tubería más pequeña, pero debe asegurarse que exista espacio suficiente en el tubo inmediatamente por encima de la bomba para absorber el movimiento excéntrico del rotor, especialmente a nivel del acople. Cabe destacar la importancia de corroborar que todos los elementos a bajar por el interior de la tubería de producción, tengan un diámetro externo que lo permita y un espacio adicional para considerar la utilización de pescantes. En algunos casos el diámetro de la hélice del rotor (D+2E) es mayor que el cuello o conector de este con la sarta de cabillas, así que se debe tener presente esta medida a la hora de seleccionar los niples, botellas, tuberías y cualquier elemento que se coloque sobre la bomba. Por ejemplo, la en la bomba 15TP1200 prevalece el diámetro del conector ya que es de 1.25” y D+2E es de 1.39; mientras que en la bomba 430TP2000, prevalece D+2E con 2.91” vs 2.26” del conector. Al momento de diseñar la sarta de cabillas es posible emplear sartas ahusadas, pero en general la componente mayor del esfuerzo soportado por la cabilla se debe al torque producido en la


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bomba, por lo tanto la mejora que se observa en el tramo superior, al reducir el peso de la sarta, no compensa la reducción de resistencia asociada a la reducción de diámetro del tramo inferior. En crudos de alta viscosidad, el área de flujo entre los acoples de cabilla y la tubería de producción puede ser crítica. Nótese que si se sobredimensiona el diámetro de las cabillas, también se reduce el espacio anular entre los acoples y la tubería, lo cual produce un aumento de la presión de descarga de la bomba y por lo tanto un aumento del torque hidráulico. En casos donde las pérdidas por fricción sean relevantes es aconsejable el uso de acoples reducidos (slim hole couplings) o cabillas continuas. La eficiencia volumétrica de las BCP, al igual que la de otros tipos de bombas, es afectada de manera significativa por la presencia de gas libre. Es por ello que en los casos donde se espera tener fracciones de gas significativas a la entrada de la bomba, se recomienda invertir esfuerzos en la separación de gas. Las propiedades físico químicas del crudo y el gas son de gran importancia para determinar la concentración de aquellos componentes que atacan los elastómeros en el líquido son los aromáticos y asfaltenos y en el gas el CO2 y el H2S. En el caso particular de crudos pesados y extrapesados, muchas veces se presenta el fenómeno de la espumosidad del crudo, mediante la cual el gas se encuentra disperso en forma de pequeñas burbujas dentro del crudo, confiriéndole al fluido una movilidad muy por encima de lo esperado para las altas viscosidades de este crudo y una densidad bastante menor a la del líquido. Lo contrario ocurre con la formación de emulsiones, en cuyo caso las caídas de presión suelen estar muy por encima de las correspondientes a la viscosidad del crudo. Para realizar una correcta selección del moto-reductor, es necesario contar con el torque requerido en superficie a la máxima velocidad de bombeo esperada. Este torque depende del tipo de bomba, el diferencial de presión en la misma y del roce de las cabillas con el fluido en el eductor. Una vez conocido el torque, se selecciona la caja reductora cuya relación de transmisión permita obtener la máxima velocidad de rotación esperada para la sarta. Seguidamente se verifica que el torque máximo de la caja reductora sea mayor a requerido en un 10 ó 20%.


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No existe una solución única para un diseño BCP, la idea es elegir la mas adecuada dependiendo de las políticas o criterios que se manejen tales como mayor producción, rentabilidad, estandarización, soporte del suplidor de los equipos (asesoría post venta), etc. La selección del elastómero y del rotor es de suma importancia ya que de ellos dependerá la magnitud de la interferencia y por ende la eficiencia de la bomba. La tabla siguiente muestra las características generales de los Elastómeros utilizados en las BCP, no obstante para ser mas asertivo en la selección, es necesario realizar pruebas de compatibilidad de los materiales con los fluidos del pozo recreando en lo posible el ambiente (presión, temperatura, presencia de gas, etc) en el cual se encontrará operando el material elastomérico. Las muestras vírgenes de Elastómeros (probetas) una vez envejecidas, deben ser sometidas al conjunto de ensayos mecánicos para determinar como se afectan sus propiedades mecánicas al entrar en contacto con los fluidos del pozo. Un elastómero no debería presentar variaciones en sus propiedades mecánicas, mayores a las siguientes: Propiedad Hinchamiento

Variación 3-7 % [3% utilizar un rotor estándar; 3-7% rotor subdimensionado; > 8% descartar ese elastómero]. Elongación +/- 20% [envejecida – virgen]. Resistencia Tensil +/- 20% [envejecida – virgen]. Dureza Shore A +/- 10 ptos. [envejecida – virgen]. Resistencia a la fatiga > 55 Mciclos. [envejecida] En una buena práctica elaborar gráficos o curvas que muestren las propiedades mecánicas en función del tiempo de envejecimiento, las Figuras N° 35 y 36 muestran las variaciones en cuanto a hinchamiento y dureza para diversos tipos de elastómeros.


80


7

% HINCHAMIENTO

6

5

4

3

2

1

0 0

15 DÍAS TRANSCURRIDOS

199

204

159

194

198

FIGURA N° 35. Curvas de Hinchamiento.


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90,00 80,00

DUREZA (Shore A)

70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 0

15 DÍAS TRANSCURRIDOS

199

204

159

194

198

FIGURA N° 36. Curvas de Dureza. Esto resumen a muy grandes rasgos la metodología a emplear para la pre-selección de un elastómero, la misma es aproximada ya que lo ideal sería contar con ensayos en los cuales el material esté expuesto a todos los agentes (químicos y físicos) simultáneamente. Por otra parte, los ensayos en el laboratorio no dejan de ser importante ya que un material que se hinche, se torne frágil, rígido o blando, se ampolle o se degrade durante los ensayos, debe ser descartados ya que en el pozo las condiciones son mucho mas severas, así, los ensayos de laboratorio pueden ser de mayor utilidad en el descarte que en la selección de un elastómero.


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MATERIAL NITRILO (Bajo contenido de Acrilonitrilo).

NITRILO ESTÁNDAR (Medio-alto contenido de Acrilonitrilo).

NITRILO (Alto contenido de Acrilonitrilo).

CARACTERISTICAS RESALTANTES Buenas propiedades mecánicas ( muy elástico). Máxima resistencia a la temperatura: 200 °F. Muy buena resistencia a la abrasión. Buena resistencia al ampollamiento por gas. Moderada resistencia a los aromáticos. Moderada resistencia a los crudos agrios. Moderada/pobre resistencia al H2S. Moderada/pobre resistencia al agua caliente. Recomendado para crudos pesados. Muy buena resistencia mecánica. Máxima resistencia a la temperatura: 200 °F. Buena resistencia a la abrasión. Moderada resistencia al ampollamiento por gas. Moderada resistencia a crudos agrios. Moderada resistencia al H2S. Moderada/pobre resistencia al agua caliente. Crudo pesado/mediano. Moderada resistencia mecánica. Máxima resistencia a la temperatura: 225 °F. Moderada resistencia a la abrasión. Buena resistencia al ampollamiento por gas. Buena resistencia a los aromáticos. Moderada resistencia al crudo agrio. Muy pobre resistencia al H2S. Pobre resistencia al agua caliente. Crudo liviano.


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NITRILO HIDROGENADO

Muy buena resistencia mecánica. Máxima resistencia a la temperatura: 350 °F. Buena resistencia a la abrasión. Buena resistencia al ampollamiento por gas. Moderada/pobre resistencia a los aromáticos. Moderada/pobre resistencia a los crudos agrios. Buena resistencia al H2S. Moderada resistencia al agua caliente. FLUOROELASTOMERO Pobre resistencia mecánica. Máxima resistencia a la temperatura: 350 °F. Pobre resistencia a la abrasión. Baja resistencia al gas disuelto. Excelente resistencia a los aromáticos. Moderada/pobre resistencia al H2S. Elastómero muy costoso. Recomendado para altas temperaturas. TABLA N° 7. Aplicabilidad de los diversos Elastómeros. En cuanto a la selección del rotor algunos fabricantes ofrecen 2,3 y hasta mas de 10 o mas diámetros diferentes para un mismo modelo de bomba. Esto tiene como finalidad el seleccionar aquel que ofrezca la interferencia mas adecuada. Otros fabricantes ofrecen tres rotores para cada una de sus bombas, el rotor estándar, el sub-dimensionado (“undersize”) y el sobredimensionado (“oversize”). La selección dependerá de la temperatura y la viscosidad de los fluidos. La selección del tipo de rotor a utilizar comprende una estimación con el menor grado de incertidumbre posible del hinchamiento del elastómero. Algunos fabricantes ofrecen gráficas sencillas donde en función de la viscosidad (o de la gravedad API) y de la temperatura, seleccionan tipo de rotor; otros utilizan cálculos mas complejos tomando en cuenta las características de los fluidos a manejar por la bomba (gravedad API, Viscosisas, presencia de aromáticos, etc) asi como las condiciones de presión y temperatura a las cuales estará expuesta la


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bomba, por lo general estos procedimientos de selección del diámetro del rotor son confidenciales y los fabricantes solicitan todos los datos necesarios para la adecuada selección del mismo. Para finalizar este capitulo se sugiere leer y discutir el documento adjunto a este trabajo incluido en el Anexo N° 11, “Selecting a Progressive Cavity Pumping System”.


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11. Instalación de Equipos. 11.1 Instalación de Equipos de Subsuelo. Conexión del niple de paro. Tal y como se comentó en párrafos anteriores, la función del niple de paro (“stop pin”), es servir como referencia o tope para el espaciamiento del rotor, además impide que a la hora de desconectarse o partirse una cabilla, estas y el rotor lleguen al fondo del pozo, facilitando las labores de pesca. Algunos estatores para bombas de cavidades progresivas incorporan el niple de paro, en estos casos el procedimiento siguiente se omite; sin embargo, los estatores y niples e paro de algunos fabricantes constituyen equipos independientes, en este caso el operador determina de manera arbitraria cual será el extremo inferior del estator y allí conecta el niple de paro. Este niple se conecta directamente al estator y bajo él se pueden roscar equipos adicionales, tales como: ancla de gas, anclas de tubería, filtros de arena, etc. Hay niples de paro que constituyen una pieza integral, mientras otros constan de dos partes, un niple corto de tubería y una combinación (o “botella”) la cual se caracteriza por incluir una placa perforada o un pasador transversal donde llegará el extremo inferior del rotor en las maniobras de Espaciamiento (ver Figura N° 11). Conexión del niple de maniobra al estator. Es necesario colocar un niple de tubería de unos 4, 6 u 8 pies de largo sobre el estator para permitir el manejo del mismo en superficie. Es recomendable instalar un niple de diámetro mayor al del estator, ya que esto impedirá que el cuello de conexión del rotor roce con la pared interna del tubo debido al movimiento excéntrico de aquel. El niple de maniobra deberá apretarse fuertemente, inicialmente se puede apretar en el suelo con llaves manuales y una vez en la planchada se terminará de apretar con llave hidráulica. Se deberá medir la distancia existente desde el pasador del niple de paro hasta el niple de maniobra (ambos inclusive). Esta medida más la longitud de la tubería de producción se establecerá como la profundidad de la bomba y con este valor se pueden estimar el número de cabillas que será necesario bajar al pozo.


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Bajada de la tubería de producción. Toda la tubería de producción deberá bajarse al pozo apretando las juntas fuertemente, incluyendo las juntas que se encuentran paradas en parejas. En la TABLA 8, se muestran los torques óptimos recomendados para diferentes tubulares. En este método de producción, el apretar adecuadamente la tubería se producción y la sarta de cabillas es muy importante, ya que el movimiento giratorio del rotor genera una reacción en el estator que tiende a desconectar la tubería.

DIÁMETRO

GRADO

PESO (Lls/Pie)

TORQUE TORQUE OPTIMO MAXIMO (Lbs/Pie) (Lbs/Pie) 1610 1290 4,70 2-3/8” J-55 2130 1700 4,70 C-75 2650 2120 5,95 C-75 2250 1800 4,70 N-80 2800 2240 5,95 N-80 2060 1650 6,50 2-7/8” J-55 2710 2170 6,50 C-75 3560 2850 8,70 C-75 2880 2300 6,50 N-80 3780 3020 8,70 N-80 2850 2280 9,30 3-1/2” J-55 3760 3010 9,30 C-75 5050 4040 12,95 C-75 4000 3200 9,30 N-80 5360 4290 12,70 N-80 4” J-55 11,0 2560 3200 C-75 11,0 3390 4240 4-1/2” J-55 12,75 2860 3180 TABLA 8.- Torque recomendado para tuberías de Producción. Se debe recordar adicionalmente que en pozos instalados con bombas de alto caudal o alto head, y en aplicaciones donde se considere la generación de torques importantes, la utilización de las anclas de torque comentadas en los primeros capítulos de este documento. Conexión del rotor a la sarta de cabillas. Se deberá roscar un niple de cabilla (ponny rod), completamente recto, de 2 o 4 pies al rotor apretándolo fuertemente. Este cumple con una doble función, por un lado permite colocar el elevador de cabillas para bajar el rotor al Ing. Nelvy Chacin ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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pozo, por otra parte facilita izar el rotor sobre el pozo para comenzar a bajarlo. Si se coloca una cabilla completa, al izar el conjunto se puede someter el rotor a flexión excesiva y se puede doblar de forma permanente. Algunos fabricantes sugieren engrasar el rotor antes de bajarlo, de manera de facilitar su inserción en el estator. Bajada de la sarta de Cabillas. Las cabillas deben bajarse al pozo fuertemente apretadas. En la Tabla N° 9, se muestran los torques recomendados para las cabillas en función del diámetro y grado de las mismas y de la profundidad de la bomba.

DIAMETRO GRADO API PROF.BOMBA (Pies) 1000 2000 3000 4000

3/4” C D K TORQUE (Lbs-Pie)

7/8” C D K TORQUE (Lbs-Pie)

1” C D K TORQUE (Lbs-Pie)

330 300 275 250

530 495 460 420

800 750 710 650

430 400 375 350

310 285 255 255

690 650 620 580

500 465 425 385

1030 980 940 890

750 705 660 605

TABLA N° 9. Torque recomendado para las cabillas. Espaciamiento del rotor. La longitud del rotor es ligeramente superior a la longitud del estator, esto tiene la finalidad de proporcionar un factor de seguridad para garantizar que se aproveche toda la longitud del estator para formar todas las cavidades de la bomba ya que por cada cavidad que se deje de formar se actuará en detrimento de la eficiencia de la bomba en cuanto a la altura o Head. El espaciamiento del rotor es la distancia necesaria entre el pasador del niple de paro y el extremo inferior del rotor, para garantizar la formación de todas las etapas posibles y evitar el contacto del rotor con el niple de paro en condiciones de operación. Para calcular esta separación (S) se debe considerar la elongación que ha de experimentar la sarta de cabillas en condiciones dinámicas, esta elongación se debe al esfuerzo axial que actúa sobre la sarta generado por la carga debida al diferencial de presión que levanta la bomba; además se suma la elongación térmica, producto de la temperatura a lo largo del pozo. Este estiramiento depende también del diámetro de las cabillas y el modelo de la bomba. Un cálculo preciso de este estiramiento es prácticamente imposible de realizar y la estimación de una forma manual es muy engorrosa. Sin embargo


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existen reglas prácticas, nomogramas y tablas que suministran los fabricantes de bombas para estimar este valor. Adicionalmente se cuenta con programas comerciales disponibles en la actualidad, que permiten calcular es espaciamiento de una manera rápida y sencilla, siempre y cuando los datos que se ingresen sean correctos; no obstante se debe comentar, que muchos de estos programas no consideran algunos factores tales como: el roce de las cabillas con el eductor y el pandeo de la sarta, que son difíciles de cuantificar. Asumiendo los siguientes datos y la gráfica mostrada en el Anexo N° 12 se obtendría un espaciamiento (S) de 1,7 pies. Head de 1200 mts Diámetro de Cabillas de 7/8” Bomba modelo 120TP2000 Con la magnitud del head, en el eje vertical de la gráfica, se corta horizontalmente la recta correspondiente a las cabillas de 7/8” y se obtiene en el eje horizontal 21,3 cms, esto es, 8 pulgadas de estiramiento. Por catalogo, el niple de paro de esta bomba mide 1 pie (12 pulgadas), así que durante la instalación, el extremo inferior del rotor debe quedar a 20 pulgadas (8” + 12”) del pasador del niple de paro. Operacionalmente, el procedimiento para espaciar el rotor es el siguiente (Ver Figura N° 37): A. Bajar la sarta de cabillas cuidadosamente apretando cada conexión (Fig. 37A). B. Antes de bajar al pozo la última de las cabillas, se debe tomar nota del peso de la sarta (el peso mostrado en el indicador es el peso de las cabillas mas el bloque viajero). C. Al comenzar a entrar el rotor en el estator se podrá observar una fluctuación en el indicador de peso, en algunos casos, sobre todo en crudos poco viscosos, la sarta de cabillas gira lentamente en sentido horario.


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D. Se continúa bajando las cabillas hasta que el elevador quede libre (figuras 37B y 37C). En este punto, el indicador de peso deberá señalar únicamente el peso del bloque viajero. La sarta de cabillas se encuentra flexionada, recostada a la tubería de producción.

. FIGURA N° 37. Espaciamiento del rotor.


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Realizar una marca sobre el cuerpo de la cabilla superior al ras de la brida o de la “Te” de producción, este se conoce como punto muerto (marca “A”). E. Comenzar a subir el encabillado muy lentamente, hasta que el indicador de peso señale nuevamente el peso de la sarta mas el bloque (registrado en el punto B.) En este momento la sarta de cabillas se encuentra en tensión y el rotor apenas se ha separado del pasador del niple de paro (Figura 37D), realizar marca “B”. F. El procedimiento anterior se repite tantas veces sea necesario, hasta que la posición de las marcas coincidan. A partir de la marca “B” levantar las cabillas la distancia “S” calculada anteriormente (Ver Figuras 37C y 37E donde S = a + b). En este punto el rotor está correctamente espaciado para las condiciones de operación previstas en el diseño. G. Recuperar la(s) primera(s) cabillas(s) del pozo y medir desde la marca “B” hasta donde se desconectó la sarta. Esta medida se llamará “X”. A partir de este punto las operaciones dependerán del tipo de equipo de superficie o cabezal de rotación a instalar (eje sólido o hueco), pero básicamente se trata de ensamblar con sobres de cabillas centralizadores (si los mismos son requeridos) y la barra pulida (o el eje sólido del cabezal) un conjunto cuya longitud sea igual a “X”, de manera de garantizar el espaciamiento del rotor. En el siguiente punto se expondrá la instalación de los equipos de superficie, estas operaciones dependerán obviamente de los equipos considerados. En este trabajo se considerarán sistema cabezales de rotación con motorreductor (de ejes sólidos) y los equipos de polea y correa (eje hueco). 11.2 Instalación Equipos de Superficie 11.2.1 Instalación del cabezal de rotación y motorreductor. Instalación del cabezal de rotación. Para rotación, es necesarios observar todas las que la operación es delicada debido la elevadas y altas presiones en el cabezal del

instalar los cabezales de normas de seguridad, ya manipulación de cargas pozo.


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Según la marca y modelo de cabezal, este procedimiento tendrá algunas variaciones debido a la forma en que deben levantar y conectar a la sarta de cabillas. De manera general para cabezales de eje sólido (como los utilizados en los pozos de la Costa Oriental del lago de Maracaibo) el procedimiento que se debe seguir es: A. Levantar el eje del cabezal por los anillos de sujeción con guayas. B. El eje del cabezal se conecta directamente al encabillado, para ajustar las cabillas al eje del cabezal, se deben utilizar llaves manuales y extensiones (policías). C. Se levanta el cabezal de rotación, y se retira el elevador de cabillas. D. Se fija el cabezal de rotación a la brida sobre la “Te” de producción, apretando los pernos fuertemente. E. Se ajusta el mecanismo antiretorno, para proceder a llenar la tubería de producción y realizar la prueba de presión. F. Si es cabezal es lubricado por aceite, se debe retirar el tapón ciego y colocar en su lugar el tapón de venteo, el cual permite que los gases sean liberados y los sellos se mantengan en buen estado. G. Ajustar el/los tornillos del prensaestopas para poder realizar la prueba de presión, dando el mismo ajuste a cada uno de ellos. Una vez terminada la prueba de presión se deben liberar un poco para permitir la lubricación del eje con los líquidos provenientes del pozo. Un prensa-estopas muy ajustado originará un desgaste prematuro de las empaquetaduras y quizás del eje de rotación. Si por el contrario queda poco ajustado, puede ser causa de derrames de crudo. Una vez instalado el cabezal de rotación, se puede realizar la prueba de presión. Para lo cual se llena el eductor con agua y se presuriza a 300 lpc (Con bomba de Trailer) por 15 minutos como mínimo. Si la presión se mantiene, se continúa con la instalación del equipo motriz, si la presión decrece, se verifica o descarta la existencia de fugas a nivel de equipos de superficie (Válvulas de paso, Válvulas check, etc. Si la caída de presión persiste, se retira el cabezal de rotación y se verifica le espaciamiento del rotor, se reinstala el cabezal de rotación y se vuelve a probar. Si persiste la caída de presión, se debe sacar la completación. Es importante destacar que en algunos casos la pérdida de presión puede ser un comportamiento esperado ya que según las características de los fluidos del Ing. Nelvy Chacin ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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yacimiento, de la temperatura, del tipo de elastómero y el tipo de rotor utilizado pudo considerarse en el diseño un ajuste holgado entre el elastómero y el rotor de manera de que una vez que el polímero reaccione química y térmicamente se hinche proporcionando el sello adecuado, en estos casos, estando la bomba inmersa en el fluido de completación (generalmente agua fresca) no se garantiza el sello en las primeras horas (a veces días) de operación. Instalación del motovariador o motorreductor. La instalación de estos equipos se realiza una vez que la prueba de presión ha culminado. Los pasos a seguir para la correcta instalación de los mismos es la siguiente: A. Se desahoga la presión contenida en la tubería de producción. B. Se coloca el medio acople, correspondiente al eje de salida de la caja reductora (Macho). Ver foto de los acoples en la Figura N° 38. C. Se coloca el aro espaciador sobre el cabezal de rotación (si este lo requiere), es necesario verificar que los orificios del aro espaciador coincidan con los orificios de la ventana del cabezal. D. Se levanta el moto reductor (o motovariador) utilizando guayas, dispuestas de tal forma que pueda mantenerse el eje de salida perpendicular a la horizontal. E. Instalar los pernos o espárragos que unen el cabezal al sistema motriz. El motor eléctrico, en el caso de los motovariadores, se debe quedar perpendicular a las líneas de superficie y del lado opuesto al sitio donde se ubica la máquina de servicios a pozos. F. Al conectar eléctricamente el motor se debe chequear el sentido de rotación el cual debe ser el de las agujas del reloj (Visto desde arriba). Se toma nota del variador de frecuencia de los parámetros de operación en vacío, frecuencia, velocidad, corriente, voltaje etc. (esto se detallará en el punto n° 12, Puesta en marcha del sistema. Ver Figura N° 38). Una vez registradas las variables de operación en vacío se apaga el equipo. G. Seguidamente se ajusta el acople mecánico, penetrando sus dientes en toda la extensión. La separación que queda entre acoples debe ser solo de 3 milímetros. Los tornillos prisioneros deben quedar bien ajustados tanto en la mitad superior como en la inferior. H. Se arranca el sistema y se prueba nuevamente la hermeticidad para lo cual el sistema deberá ser capaz de presurizar las líneas de


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producción. La presión se debe desahogar al terminar la prueba. Es muy importante en esta fase de prueba considerar que los elastómeros tienen la característica de hincharse mas rápida o lentamente y esto depende del tipo de elastómero, del diámetro del rotor y en gran medida de las características de los fluidos producidos por el yacimiento y de la temperatura, por esta razón, si la integridad de la tubería fue demostrada mediante pruebas de presión durante la bajada de la misma y al momento de realizar la prueba se observa que la bomba no mantiene la presión, se debe dejar el equipo operativo y dar tiempo a que se produzca el ajuste adecuado entre el elastómero y el rotor (algunos fabricantes ofrecen una gama de rotores con los cuales se puede obtener el sello adecuado en caso extremo de que no se obtenga el ajuste con los equipos instalados). Otro punto de gran importancia durante esta fase es la presión con la cual se realizará la prueba ya que una presión excesiva dañará irreversiblemente la bomba, algunos operadores tradicionalmente realizan la prueba de presión con 500 lpc, no obstante en algunos casos esta presión podría ser excesiva. La presión con la cual se efectuaría la prueba debe ser calculada de manera de no vencer la capacidad de los equipos. I. Finalmente se coloca el tapón de venteo a la caja reductora y el pozo se deja bombeando alineado a la estación con las válvulas de anular abiertas (al aire o a la línea de producción, dependiendo del caso) . J. Incrementar la velocidad con el sistema en marcha hasta alcanzar la indicada en el programa de instalación la cual por lo general es inferior a la velocidad de diseño (esto con la finalidad de esperar la estabilización del sistema). Deberá tomar nota de las variables de operación bajo estas condiciones (en el punto n° 12, se detallará esta operación).


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FIGURA N° 38. Fotografías de los acoples mecánicos y del variador de frecuencia. 11.2.2 Instalación de equipos de polea y correas. Instalación del cabezal de procedimiento es el siguiente:

rotación.

Para

estos

equipos

el

A. Conectar el lado hebra de la unión de golpe a las rosca inferior del cabezal y el lado macho a la “Te” de producción. B. Levantar la barra pulida 5 pies y colocar grapa. C. Levantar el cabezal de modo que se mantenga vertical y bajarlo hacia la cabeza del pozo haciendo pasar la barra pulida a través del prensaestopas y del eje impulsor hueco. La barra pulida sobresale ahora del eje hueco. D. Fijar la grapa al extremos superior del eje hexagonal, conectar el mismo a la barra pulida y enroscar un ponny rod (cabilla corta) de 2 pies a su extremo superior. E. Levantar levemente la sarta y retirar la grapa colocada en la barra pulida en el paso “B”. F. Conectar el cabezal a la “Te” de producción por medio de la unión de golpe.


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G. Bajar la sarta introduciendo el eje hexagonal en el eje impulsor hueco hasta que se asiente la grapa en el eje impulsor. El rotor está correctamente espaciado y el cabezal está listo para conectar el sistema motriz. Instalación del sistema motriz. A. Armar el soporte del motor en la brida del pozo y atornillarlo al cabezal. B. Colocar la plancha de fijación del motor y fijar este en la misma. C. Conectar el cable de alimentación eléctrica del motor de modo que la rotación sea a la derecha. D. Colocar las poleas. E. Ajuste la altura del motor de manera de que ambas poleas se encuentren al mismo nivel. F. Instalar las correas y ajustarlas mediante los tornillos del gato en la placa de fijación del motor con el fin de darles la tensión requerida. G. Colocar el guardacorreas. La Figuras 39, 40 y 41 ilustran las completaciones de superficie para los casos de cabezal de rotación con motovariador, con motorreductor y equipos de poleas y correas.

MOTOVARIADOR MECANICO

ARRANCADOR CONVENCIONAL MOTOR ELECTRICO

CAJA REDUCTORA ARO ESPACIADOR ACOPLE CABLE ELECTRICO

ASAS

ARRANCADOR CONVENCIONAL

PRENSA ESTOPAS

BRIDA API 6B

VALVULA DE 2”

LINEA DE FLUJO CRUCETA DE PRODUCCION

VALVULA DE 2” (TOMA DE SONOLOG)

FIGURA N° 39. Completación con Motovariador.


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MOTOR ELECTRICO

MOTO REDUCTOR

• SUPERVISION • CONTROL

CAJA REDUCTORA

VARIADOR DE FRECUENCIA

ARO ESPACIADOR

ACOPLE

CABLE ELECTRICO

ASAS

CABEZAL DE ROTACION VARIADOR DE FRECUENCIA

PRENSA ESTOPAS

BRIDA API 6B THP/BHP AUTOMATIZACION

VALVULA DE 2”

LINEA DE FLUJO CRUCETA DE PRODUCCION

VALVULA DE 2” (TOMA DE SONOLOG)

FIGURA N° 40. Completación con Moto Reductor.

1. 2. 3. 4.

PRENSAESTOPAS CARTER DE RODAMIENTOS FILTRO DE ACEITE DISCO DE FRENADO

5. MOTOR 6. POLEAS Y CORREAS 7. SWITCH DE PRESION

FIGURA N° 41. Completación con poleas y correas.


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12. Puesta en marcha del sistema Una vez instalados los equipos de superficie es necesario verificar que los frenos, retardadores o preventores de giro inverso estén debidamente ajustados. Si se quiere detener la marcha del equipo es recomendable reducir la velocidad a la mínima permitida por el sistema instalado (según sea un motovariador o sistemas con variadores de frecuencia), de esta forma la parada será suave y en los equipos con motovariadores o sistemas de polea y correa de velocidad fija, se garantiza que el arranque posterior se realizará a la mínima velocidad. Cuando se va arrancar el sistema, es necesario verificar que no existan válvulas cerradas a lo largo de la línea de producción del pozo y así mismo las válvulas en los múltiples de las estaciones. Una práctica aconsejable cuando se producen crudos muy viscosos, consiste en llenar la línea de producción con agua después de una parada prolongada del sistema o durante un intervención del pozo, con la finalidad de evitar obstrucciones al enfriarse el petróleo lo que traería como consecuencia un aumento del torque (y por ende, un incremento de corriente) en el arranque del sistema. Si se trata de paradas eventuales debido a alguna falla, se puede inyectar diluente en la línea de producción unos minutos antes de realizar el arranque. El caso más grave es cuando existen fallas breves de energía eléctrica, donde el arranque se realiza a plena velocidad (En caso de accionamientos sin sistemas de arranque suave o sin variadores de frecuencia) y a máxima carga, ya que las líneas se encuentran llenas y el nivel de fluido bajo en el pozo, por lo tanto el sistema demandará la potencia necesaria para vencer la columna de fluido y la inercia del fluido que se encuentra en el eductor y la línea de flujo. Los arrancadores suaves y variadores de frecuencia permiten programar una rampa de arranque para el motor eléctrico, con lo cual se reduce el pico de torque y corriente en la puesta en marcha del sistema y de esta forma se protegen tanto los componentes eléctricos como mecánicos. Durante la puesta en marcha del sistema es necesario medir y registrar las variables de operación y control, estas forman parte de la información necesaria para realizar a posteriori un adecuado diagnóstico y optimización del conjunto.


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Hoy en día, considerando que los equipos de velocidad fija y los motovariadores han quedado atrás y con la utilización “masiva” de los variadores de frecuencia en este método de producción, facilitan las mediciones de estas variables. Para las mediciones “en vacío” es necesario desacoplar la carga del sistema motriz, en los sistemas de cabezal de eje fijo y motorreductor esto se logra separando los acoples mecánicos, mientras que en los equipos de polea y correas, es necesario realizar las lecturas antes de instalar las correas a la polea conducida. La variables a medir son las siguientes: Velocidad de Rotación (r.p.m.) Frecuencia (Hz) Velocidad del motor (r.p.m.) Intensidad de la corriente (Amp) Tensión en la red (Volt.) Tensión de salida (Volt.) Torque (lb-pie) Potencia (Kw o Hp) Temperatura en el Variador de Frecuencia (°C o °F). Presión en el cabezal del pozo (lpc) Variables analógicas o digitales de sensores instalados en el pozo (subsuelo o superficie), tales como presión o temperatura. Adicionalmente, es recomendable tomar nota de las capacidades de los equipos instalados, tales como torque, relación de reducción de la caja, potencia, corriente, tensión, etc. Toda esta información puede registrarse en formatos y los mismos se anexaran en el expediente del pozo en conjunto con las curvas de la bomba instalada, curvas de vida útil de los rodamientos del cabezal, etc. Una vez registrados todos estos parámetros, y verificando que las condiciones en las líneas y en la estación de flujo así lo permitan, se procederá con el arranque; para lo cual, será necesario acoplar el accionamiento a la carga (conectar los acoples, colocar las correas alas poleas, etc.) y arrancar el sistema a baja velocidad.


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Es de suma importancia que el arranque sea a baja velocidad de rotación y esperar que el conjunto pozo – sistema de bombeo se estabilice antes de proceder con la optimización. Dependiendo de los fluidos producidos, de la temperatura de fondo y del tipo de elastómero, el hinchamiento será mas rápido o mas lento. Durante la fase de hinchamiento es posible que la eficiencia volumétrica de la bomba sea baja (a veces muy baja) por lo cual, las medidas de torque, potencia, presiones de superficie y la producción propiamente dicha del pozo serán relativamente bajas. Durante estos primeros días, se sugiere visitar el pozo y tomar las lecturas de las variables de operación a diario, de manera de observar el comportamiento del sistema y su relación con el hinchamiento del elastómero. Una vez que se determine que el sistema “yacimiento - pozo – equipos de producción” estén estabilizados, se procederá con el proceso de optimización. Durante esta fase se debe esperar incrementos en la producción, disminución en la sumergencia de la bomba, incrementos en la presión del cabezal (presión en la tubería de producción) en el torque y en la potencia requerida.


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13. Diagnostico y Optimización. Tal como se ha comentado en puntos anteriores, al inicio el equipo debe operar a baja velocidad (sobre todo si el pozo se instala por vez primera con BCP) de manera de esperar el tiempo necesario para que las condiciones de producción se estabilicen, principalmente, la presión de cabezal, el nivel dinámico de fluido, el ajuste elastómerorotor, etc. Durante este período es necesario realizar un seguimiento muy estricto de las variables de operación, ya que es en esta etapa donde estadísticamente se presentan una significativa proporción de las fallas. Es en este momento cuando el elastómero de la bomba comienza a tener contacto con los fluidos del pozo y ocurre el hinchamiento del mismo por interacción química con estos fluidos y por aumento de la temperatura del medio circundante a la bomba. Así mismo, ocurre la elongación de las cabillas por esfuerzo y por temperatura y es aquí donde realmente se verifica que el espaciamiento fue exitoso. Una vez estabilizado el sistema, se procede a realizar mediciones de las variables más importantes Tasa de producción. Nivel de fluido (para calcular la sumergencia de la bomba). Relación Gas/Petroleo. Porcentaje de agua y sedimentos Presión de cabezal. Todas las variables mencionadas en el punto 12. De este documento, estas son, velocidad de rotación, frecuencia, torque, potencia, etc. Esta información se coteja con los cálculos teóricos ajustando el simulador de manera de reproducir las condiciones del campo (pozo), una vez establecida la correspondencia entre el software y los resultados, es posible “predecir” nuevas condiciones de operación a una nueva velocidad (la optimización también se puede realizar sin necesidad de utilizar un programa de cálculo, pero posiblemente lleve mas tiempo). No es aconsejable ajustar en un solo paso la velocidad necesaria para obtener la sumergencia mínima de la bomba, ya que en muchos casos el comportamiento de afluencia de los pozos no es bien conocido y se corre el riesgo de dañar el sistema si se aumenta la velocidad hasta un valor que provoque el achique del pozo y por ende Ing. Nelvy Chacin ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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en bombeo en vacío. Por lo tanto es recomendable realizar la optimización en por lo menos dos pasos de modo que se tenga mayor información para estimar la curva de afluencia del pozo y con ello poder establecer los parámetros de funcionamiento para la tasa máxima. Un sistema bien diseñado permitirá alcanzar una sumergencia de 200-300 pies y por ende la tasa máxima del pozo, sin embargo, en algunos casos la tasa máxima viene determinada por las características del yacimiento y la ubicación del pozo en el mismo (posibilidades de conificación de agua y/o gas, producción de arena, etc.) Cabe destacar que la sumergencia de 200-300 pies es un valor relativo y depende en gran medida de los fluidos en el anular revestidor-eductor. Es posible (sobre todo en crudos espumosos) que una sumergencia de 500 pies en un pozo signifiquen unas 100150 lpc a la entrada de la bomba, pero también podrían significar 200 lpc, dependería del gradiente de los fluidos en el anular revestidoreductor. Lo ideal sería contar con un sensor de presión instalado en la entrada de la bomba, no obstante si el pozo es muy bajo productor, podría no justificarse esta inversión adicional. A continuación se presenta un procedimiento manual para la optimización de un pozo instalado con BCP: A. Conociendo la curva de afluencia del pozo, se establece el nuevo caudal y por ende, el nuevo nivel de fluido que se desea alcanzar, este caudal debe ser igual o menor que el establecido por el departamento de yacimientos como caudal máximo. El nivel de fluido debe proveer una sumergencia mínima a la bomba de 200300 pies (considerando las observaciones acotadas anteriormente). B. Con este caudal se calculan las pérdidas por fricción en el eductor y en la línea de producción (se recomienda, si es posible medir esta última variable). Así mismo, se calcula la presión en la succión de la bomba, considerando el nivel de fluido y la presión de revestidor. C. Se procede a estimar el diferencial de presión en la bomba sumando las perdidas de presión totales con la presión de cabezal al resultado se le resta la presión de succión (DeltaP en la bomba Ing. Nelvy Chacin ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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= Presión Descarga – Presión Succión) tal y como se expuso en el punto correspondiente a Diseño del Sistema en este documento; se verifica si el diferencial de presión calculado es igual o menor que la capacidad de la bomba, no es aconsejable someterla al máximo HEAD o diferencial de presión, pues disminuiría considerablemente la eficiencia y la vida útil del equipo, para ello es buena práctica no superar el 80% del máximo diferencial de presión (según catalogo). Si el diferencial de presión calculado es mayor que el 80% del máximo diferencial de presión de la bomba, se supone un caudal menor y se inicia el proceso (si el diseño fue acertado esta condición no debería presentarse). D. Conociendo el caudal y el diferencial de presión, utilizando la curva característica de la bomba instalada se lee en la misma la nueva velocidad de operación. E. Si la velocidad leída es mayor que 300 R.P.M. (lo cual no debería ocurrir ya que en la fase de diseño se utilizaron los factores de servicio correspondientes), se debe suponer una velocidad inferior y leer en la curva característica el caudal a producir a esta velocidad e iniciar el proceso (punto “A”), de lo contrario, seguir adelante. F. Se calcula la potencia hidráulica y con ella el torque; también se calcula la tensión en la primera cabilla (la conectada al eje del cabezal rotatorio o a la barra pulida, según sea el caso), tomando en cuenta la fuerza neta que se genera entre la succión y descarga de la bomba por efecto de las presiones correspondientes. G. Con el torque y la tensión de la primera cabilla se procede a calcular el esfuerzo combinado, el cual se compara con la tensión de fluencia, si este valor es mayor que un 80% de la tensión de fluencia, se supone un caudal menor y se iniciar el proceso, en los casos de pozos desviados u horizontales el cálculo de la tensión es muy complicado y para ello se aconseja el uso de programas especializados. H. Por último, se procede a verificar si los equipos de superficie están capacitados para manejar las nuevas condiciones. La tensión de la primera cabilla se compara con la capacidad del cabezal de rotación, El torque con el torque disponible en la salida de la caja reductora y la potencia requerida no debe exceder el 80% de la


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potencia instalada. Si todas las condiciones resultan favorables se realiza el ajuste de velocidad. Una vez estabilizado el pozo bajo la nueva condiciones de operación se procede con la adquisición nuevamente de las variables de control y se repite el ciclo. Si se ha alcanzado la tasa máxima por condiciones del pozo o yacimiento, el pozo está optimizado. Sin embargo en algunos casos puede ocurrir que las limitaciones las imponga el sistema de levantamiento, es entonces cuando será necesario estudiar la posibilidad de cambiar algún equipo o partes de él de manera que no limiten la producción del pozo. La optimización debe entenderse como las condiciones de operación en la cuales se puede obtener la mayor relación beneficio/costo acordes con las políticas de explotación del yacimiento y sin llegar a exigir mas del 80% de las capacidades nominales de los equipos instalados (80-90% algunas veces, dependiendo de la confiabilidad del fabricante). Una ayuda para el proceso de optimización (manual o utilizando un programa de cálculo) la constituyen las gráficas de comportamiento o tendencia, de las variables de operación/control del sistema. A manera de ejemplo detállense las siguientes Figuras en donde se observa la relación entre la tasa de producción la sumergencia, la potencia, etc. La gráfica de la Figura N° 42 ilustra la relación entre la tasa de producción, la sumergencia, el head y la cantidad de gas en la vecindad del punto de asentamiento de la bomba. Esta gráfica no depende de los equipos (bomba) instalados en el pozo. Considerando para este ejemplo una sumergencia mínima de 200 pies sobre el punto de colocación de la bomba, se lee en la gráfica que para esta condición se correspondería una producción de 275 b/d y una cantidad de gas mayor al 75%, considerando la separación natural e instalando un ancla de gas eficiente (un ancla tipo copas si es mecánicamente posible) puede lograrse la producción con menos de un 30% de gas libre en la bomba.


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1400

100 90

1200

80 1000

70 60

800

50 600

40 30

400

20 200

0

10

Sumergencia Mínima 200´ 100

150

0 200

Sum ergencia

250 Head

300

350

Gas a Prof. Bom ba

FIGURA N° 42. Gráfico de variables de operación independientes de la completación. La Figura N° 43 ilustra la relación entre tasa, velocidad de operación, torque y potencia; estos comportamientos dependen de los equipos instalados; es importante superponer las capacidades nominales de los equipos instalados para observar rápidamente cual sería el o los equipos que limitarían la optimización. 12

400 350

10

300 8

250

6

200 e

150

4

100 2

50

0

0 100

150

200 Velocidad

250 Torque

300

350

Potencia

FIGURA N° 43. Gráfico de variables de operación dependientes de la completación.


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Dependiendo del nivel de automatización muchas de las variables de control se podrían estar disponibles de manera remota; sin embargo, las variables más importantes son difíciles de obtener de esta forma, tales como: nivel de fluido, tasa de producción de fluidos y gas, corte de agua y sedimentos, etc. La frecuencia de monitoreo debe ser alta recién optimizado el pozo, pudiendo disminuir si el comportamiento del sistema es estable, así las inspecciones se pueden realizar en paralelo a las pruebas de producción del pozo, y de esta forma contar con la información corresponde a una misma condición de operación. Como la presión del yacimiento decrece con la producción (a mediano o largo plazo) la sumergencia de la bomba también decrecerá y será necesario bajar la velocidad de bombeo para mantener una sumergencia mínima; a diferencia del proceso de optimización, en este caso no es necesario verificar las limitaciones de los equipos de producción ya que, la condición más crítica es la del pozo optimizado.


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14. Mantenimiento de los equipos. Una de las características del sistema de bombeo por cavidades progresivas es la de requerir muy poco mantenimiento. Los quipos de subsuelo (estator y rotor), obviamente no requieren ningún tipo de mantenimiento, después de un tiempo de operación y cuando su eficiencia no sea satisfactoria, se debe proceder a reemplazarlos. No obstante, la bomba recuperada podría ser re-utilizada, total o parcialmente, con base a lo siguiente: Realizar inspección visual y las mediciones pertinentes de los elementos de la bomba (rotor y estator) y se recomienda altamente probarlos en taller en un banco de pruebas. El rotor podría se utilizado (con o sin un nuevo cromado) con otro estator. El estator se podría re-utilizar con otro rotor (quizás de diferente diámetro). Al perder la bomba eficiencia, la curva de catalogo deja de ser correspondiente y se debe utilizar la curva de taller, bajo estas condiciones, la bomba (con el mismo o con otro rotor) se puede utilizar en otro pozo, quizás de menores requerimientos de caudal, de head, o de ambos. En cuanto a los sistema de superficie, el único mantenimiento que se debe brindar tiene que ver con la grasa o aceite de lubricación de los rodamientos del cabezal y la caja reductora y los ajustes / reemplazo del prensaestopas y las empaquetaduras del mismo. Los cabezales (y algunos motores) con base de grasa, deben ser lubricados periódicamente según los procedimientos de cada fabricante sobre todo considerando que no se cuenta con la flexibilidad de un indicador de nivel. Para los sistemas con rodamientos bañados en aceite, se debe cumplir en general con lo siguiente: Reemplazar el aceite el primer mes de operación. Continuar los reemplazos cada tres o seis meses (o el periodo recomendado por el fabricante) Entre reemplazos, el nivel debe ser medido por el operador y completado en caso de ser necesario. Ing. Nelvy Chacin ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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Es importante asegurarse que se esté utilizando la grasa o el aceite con las propiedades necesarias según en ambiente donde estará instalado el equipo. De igual forma, a pesar de que el primer cambio de aceite es después de un mes de operación, se debe verificar que las propiedades del lubricante con el cual el fabricante despachó los equipos se adapten a nuestro ambiente ya que pudieran ser muy diferentes a las requeridas en nuestro país, y en este caso, el reemplazo debería ser al arrancar el equipo o en un tiempo menor de un mes. Una alternativa, es exigir al fabricante que despache los equipos con los lubricantes adecuados a nuestro ambiente y condiciones de operación. En cuanto a los prensaestopas, en la misma visita en la cual se verifica el lubricante, se debe inspeccionar el prensaestopas, si hay fugas y esta resulta excesiva, se aprietan los empaques ajustando mas la tapa, si aun con esta medida la fuga persiste, será necesario reemplazar los empaques. Al igual que con los lubricantes, se deben utilizar los materiales (o similares) a los indicados por el fabricante del equipo.


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15. Resolución de Problemas Típicos. En la mayoría de los casos, los sistemas de bombeo por cavidades progresivas, son sencillos de instalar y mantener. Si se realiza una correcta selección e instalación y se hace un seguimiento frecuente, las posibilidades de fallas se reducen notablemente, y si este caso se presenta el diagnóstico será sencillo al conocer las condiciones de operación del equipo y las variables de producción del pozo. Partiendo de la suposición de que se conocen las condiciones previas a la falla (registro de variable de control), se presentan los siguientes casos: A. Pozo sin producción. Se presentan tablas de orientación para la identificación de fallas y sugerencias para solución de las mismas clasificadas por el equipo donde tiene origen el problema, descartando inicialmente los sistemas de superficie ya que al presentar problemas en el subsuelo, es probable que se requiera la intervención de la máquina de servicio a pozos. Se asume que el pozo no esta automatizado y las protecciones eléctricas y mecánicas son la mínimas recomendadas. Además se considera que al pozo se ha hecho un correcto seguimiento desde su puesta en marcha. Antes de utilizar las tablas de fallas, se acordará la siguiente guía de las variables de control las cuales se relacionan íntimamente con el comportamiento del pozo y el sistema BCP. Leyenda R.P.M. Prod PT

Variable Velocidad operación (eje cabezal) Producción

Sum

Presión de cabezal en la tubería de producción Sumergencia.

Pot

Potencia.

COMPORTAMIENTO R.P.M. = 0 R.P.M. = Valor Prod. = – (disminución) Prod. = 0 Prod. = + (incremento) PT = - (disminución) PT = 0 PT = + (incremento) Sum = - (disminución) Sum = 0 Sum = + (incremento) Pot = - (disminución) Pot = 0 Pot = + (incremento)


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Equipos de superficie CONDICION Motor apagado Variables: RPM = 0 Prod = 0 PT = 0 Sum = + Pot = 0

Motor en marcha, no hay rotación en el eje de salida de la caja reductora. Variables: RPM = 0 Prod = 0 PT = 0 Sum = + Pot < vacío

POSIBLES CAUSAS Falla de energía eléctrica. Inversión en las fases Protección térmica disparada Motor quemado

Acople o correas de transmisión dañados. Polea suelta. Caja reductora dañada

SOLUCION Verificar suministro de energía eléctrica. Verificar sincronismo de fases. Reponer térmicos y medir consumo. El alto consumo de corriente es producto de una anomalía en el funcionamiento del sistema. Desmontar el motor y chequear manualmente si el cabezal se puede rotar; si es así montar un motor nuevo y chequear consumo de corriente, de lo contrario revisar los demás sistemas. Cambiar correas o acople y chequear consumo de corriente. Verificar diseño del sistema. Cambiar polea y chaveta. Verificar ajuste entre eje poleas, chaveteros, etc. Cambiar caja reductora, verificar selección del equipo, estudiar origen de la falla.


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Eje de salida de la caja reductora gira, el eje del cabezal no gira.

Acople entre cabezal y caja reductora partido o suelto (1). Cabezal atascado (2).

Variables: RPM = 0 Prod = 0 PT = 0 Sum = + Pot = vacío (1) Pot = + (2) Todo el equipo de superficie funciona, pozo no levanta presión. Variables: RPM = ok Prod = 0 PT = 0 Sum = + Pot > vacío El equipo arranca pero las correas deslizan. Variables: RPM = 0 ó baja Prod = 0 PT = 0 Sum = + Pot >> vacío

Válvula check de conexión entre anular y eductor dañada o invertida. Daños a nivel de completación.

Atascamiento en caja reductora, cabezal o completación. Ajuste no apropiado de las correas. Válvula cerrada en la línea de producción. Atascamiento de la sarta de cabillas.

Verificar selección del acople, chequear ajustes entre acople y ejes, cambiar acople, chequear consumo eléctrico. Desmontar el cabezal y cambiar rodamientos, realizar mantenimiento preventivo general, verificar selección del cabezal. Chequear integridad e instalación de la válvula check, para verificar si existe recirculación. Referirse a la tabla de diagnóstico de los equipos de subsuelo. Desconectar cabezal y caja reductora para chequear por separado. Reparar equipo deteriorado. Aplicar el ajuste correcto. Monitorear presión al arrancar el pozo, chequear posición de válvulas. Referirse a la tabla de diagnóstico de los equipos de subsuelo


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Brida del cabezal rotatorio desenroscada.

Ajuste inadecuado, del equipo en la instalación. Excesivo torque durante la operación. Atascamiento de la sarta de cabillas.

Montar el equipo nuevamente ajustando con extensiones y fijar mediante cadena, Chequear consumo de corriente. Montar el equipos nuevamente, fijar con cadenas y chequear consumo de corriente. Referirse a la tabla de diagnóstico de los equipos de subsuelo.

Una vez chequeado el funcionamiento del equipo de superficie y no encontrándose la causa de la falla en ninguno de sus componentes, se procede a chequear el equipo de subsuelo. Equipos de subsuelo. CONDICION Consumo de corriente igual al de vacío. Variables: RPM = ok Prod = 0 PT = 0 Sum = + Pot = vacío

POSIBLES CAUSAS Cuello de cabilla desenroscado o quemado. Cabilla partida Tubo desconectado o roto cerca de la bomba o niple de drenaje accionado. Estator (elastómero) completamente destruido. Succión de la bomba obstruida.

SOLUCION Aplicar torque adecuado a las cabillas. Verificar diseño de la sarta de cabillas, descartar sobrehinchamiento del estator (las fallas por sobretorque en las cabillas son síntomas de otros problemas tales como hinchamiento del estator, rotor atascado por arena, volumen elevado de gas en la bomba o


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Atascamiento de la sarta de cabillas. Variables: RPM = 0 Prod = 0 PT = 0 Sum = + Pot >> vacío

Elastómero del estator excesivamente hinchado. Sólidos sedimentados en la descarga de la bomba.

ésta operando en vacío, etc.) Verificar hermeticidad en la tubería de producción, recuperar eductor, verificar estado del niple de drenaje y del estator, reemplazar tubo o reinstalar aplicando torque adecuado (considerar la instalación de ancla de tubería), recalcular presión de calibración del equipo de drenaje. Verificar selección del elastómero. Verificar hermeticidad de la tubería de producción, circular el pozo para limpiar obstrucción, recompletar con tubo ranurado y tubo de barro para evitar futuras obstrucciones. Verificar la condición y chequear compatibilidad del elastómero con en crudo. Chequear si el ajuste es el apropiado para el fluidos y la temperatura de trabajo. Realizar


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análisis de falla antes de proceder a la instalación de un nuevo equipo. Sacar rotor del estator y circular el pozo. Chequear estado del sistema de control de arena. B. Pozo con baja producción Esta condición se refiere al caso en que se registra una caída en la tasa de producción, en un pozo que ya estaba optimizado. Equipos de superficie CONDICION Correa deslizando. Variables: RPM < operación Prod = PT = Sum = + Pot > operación Equipos funcionan bien pozo levanta poca presión. Variables: RPM ok Prod = PT = Sum = + Pot > vacio

POSIBLES CAUSAS Ajuste inadecuado de la correa. Atascamiento en el equipo de superficie. Atascamiento en los equipos de subsuelo. Filtración en la válvula check de conexión entre revestidor y línea de producción. Fuga en la línea de producción. Revestidor cerrado (en este caso la Sum disminuye). Falla el equipo de subsuelo o problemas con el pozo.

SOLUCION Ajustar las correas adecuadamente. Chequear equipos de superficie (lubricación, partes móviles, etc.) Referirse a la tabla de equipos de subsuelo. Verificar integridad de la válvula check. Reemplazar si es necesario. Detectar la fuga y corregirla. Verificar posición de las válvulas de revestidor. Observar tabla de diagnóstico de equipos de subsuelo.


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Equipos funcionan correctamente y existe excesiva presión de Cabezal. Variables: RPM = ok Prod = PT = >> operación Sum = + Pot > operación

Poco suministro de diluente. Obstrucción de la línea de producción o en el múltiple de la estación.

Ajustar suministro de diluente. Chequear línea de producción y condiciones del múltiple de la estación. Corregir la falla.

Equipos de subsuelo Una vez chequeado el funcionamiento del equipo de superficie y no encontrándose la causa de la falla en ninguno de sus componentes, se procede a chequear el equipo de subsuelo. CONDICION Sarta gira con torque normal. Variables: RPM = ok Prod = PT = Sum = + Pot > vacio

POSIBLES CAUSAS Alta relación gas petróleo en el fluido de producción. Poca sumergencia de la bomba. Espaciamiento defectuoso o pérdida de espaciamiento en la bomba. Obstrucción en la succión de la bomba. Fuga en el eductor. Estator desgastado.

SOLUCION Verificar nivel de fluido, disminuir velocidad de bombeo. Verificar nivel de fluido, bajar velocidad de bombeo. Corregir espaciamiento. Sacar rotor del estator y circular el pozo. Revisar hermeticidad del eductor, y reemplazar tubería en mal estado. Verificar hermeticidad del eductor. Cambiar estator.


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Muchas de las condiciones presentadas se pueden evitar o predecir con un correcto procedimiento de diseño, arranque y seguimiento del sistema; lo que permitiría obtener mayor vida útil de equipo. Existen numerosas tablas y diagramas de flujo para ayudar a realizar un diagnóstico rápido, no obstante, la experiencia necesaria para determinar el origen de la falla se adquirirá rápidamente por lo sencillo del método. A continuación se incluyen otras tablas cuya finalidad es servir de guía para ubicar la falla y tomar las acciones correctivas. Si el equipo es del tipo cabezal de rotación de eje sólido y accionamiento es un motovariador o motorreductor utilizar la siguiente guía. Pozo operativo con baja producción. Causa del problema Pozo no optimizado

Rotor mal espaciado (dentro o fuera del estator) Fuga en la tubería de producción Admisión de la arena bloqueada. Alta relación gas/líquido en la bomba.

Equipo de subsuelo (bomba) mal diseñado. Desechos entre el rotor y el estator. Elastómero hinchado y/o dañado.

Solución Revisar condiciones de operación del sistema y optimizar según el procedimiento planteado en este manual. Corregir espaciamiento del rotor. Detectar y corregir fuga con máquina de subsuelo. Limpiar tubería de producción y recompletar pozo. Instalar un ancla de gas de mayor eficiencia, reducir velocidad de operación. Si persiste problema considerar otro método de producción. Re-diseñar equipos y recompletar el pozo. Limpiar (y posiblemente substituir) la bomba. Utilizar otro elastómero o cambio de método de producción.


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Pozo operativo sin producción (eje de cabezal gira). Causa del problema Acople motorreductor / cabezal partido. Cabillas partidas o sueltas Rotor partido Rotor fuera del estator Tubería o estator desconectados. Elastómero / Rotor gastados excesivamente. Fuga en la tubería.

Solución Sustituir acople y dejar operativo el sistema. Se requiere intervención de máquina de servicio o grúa de capacidad importante (con bomba para controlar el pozo) para corregir el problema. Reemplazar cabillas partidas apretar sarta con el torque recomendado. Reemplazar rotor y analizar causa de la falla Espaciar el rotor según se expuso en este manual. Reemplazo de equipo(s). Corregir fuga.

Pozo operativo sin producción (eje de cabezal no gira). Causa del problema Correa de motovariador mecánico suelta o rota. Poleas del motovariador dañadas. Motor sin corriente, dañado o instalado en forma incorrecta. Rodamientos de la caja reductora dañados. Rodamientos del cabezal de rotación dañados. Bomba atascada. Rotor mal espaciado (sobre el pin del niple de paro)

Solución Reemplazo y ajuste de correas. Substituir poleas del motovariador. Verificar sentido de giro, probar motor y reemplazarlo si es el caso. Substituir caja o rodamientos. Reemplazar cabezal de rotación (se requiere máquina de servicio a pozos). Reemplazar bomba y analizar la causa del atascamiento. Calcular/corregir espaciamiento del rotor.

El Anexo N° 13 contiene guías adicionales para facilitar el diagnóstico del sistema BCP.


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16. Diagnóstico de fallas (Post Mortem). En algunas ocasiones, es posible que la bomba falle dejando el pozo sin o con menor producción. Una buena práctica es la de invertir en el esfuerzo de identificar el tipo de falla de manera de tomar los correctivos en lugar de limitarse a simplemente reemplazar la bomba. A veces identificar la causa de la falla no es sencillo, no obstante, una vez recuperados los equipos (rotor y estator) una adecuada inspección, aún en sitio, puede ayudar en gran medida a dilucidar que ocurrió y a tomar los correctivos pertinentes. Fallas en los rotores. Apariencia

ABRASION

DESGASTE BASE METALICA

Identificación Desgaste en la superficie cromada del rotor.

Causa Desgaste normal por girar a alta velocidad o manejo de fluidos abrasivos.

Fluido altamente Desgaste abrasivo, roce extremo del cromado hasta la con la tubería, bombeo de base metálica. arena o rocas.

Corrección Utilizar bomba de mayor capacidad. Cromar el rotor para reutilizarlo. Al bajar la eficiencia cambiar el rotor antes de que la falla sea extrema

El ácido ataca Circular el pozo y al cromo, el Superficie daño depende desalojar grisácea, la base cualquier ácido de la metálica puede antes de velocidad, la tener hoyos. ATAQUE ACIDO instalar la presión y la bomba. temperatura. No afecta el Alta desempeño de La capa de cromo temperatura la bomba. por fricción se quiebra, la Debe base metálica no (elevado ajuste, presión considerarse el presenta daño. CROMO QUEBRADO rediseño. o velocidad. TABLA N° 10. Identificación de Fallas en Rotores.


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Falla en los elastómeros. Apariencia

ABRASION

ATAQUE QUIMICO

Identificación Superficies desgastadas y arañadas en los valles.

Elastómero mas suave de los normal y con ampollas.

Causa

Corrección

Desgaste normal. La falla se acelera por operar a alta velocidad o manejar sólidos Ataque por aromáticos o por crudos livianos suavizando la goma.

Reducir la velocidad. Utilizar bombas de mayor desplazamient o.

Superficie dura y Altas presiones brillante con hidrostática ulceraciones y (fricción o goma taponamiento) PRESION EXCESIVA desprendida Partículas sólidas, deforman y Rasgaduras en sentido contrario perforan la goma, los al flujo ARRASTRE POR fluidos la ALTA PRESION arrastran.

INFLUENCIA MECANICA

El elastómero se rasga o muestra pequeños hoyos.

Bombeo de rocas u otras partículas extrañas.

Utilizar otros elastómeros.

Revisar diseño de la bomba, eliminar taponamientos

Considerar la utilización de filtros o sobrediseño.

Uso de filtros a la entrada de la bomba o sobrediseño.

Operación en vacío (sin Controlar el fluido o mucho Superficie con nivel de fluido. muchas grietas o gas) o en Utilizar otros ambientes de quebradiza. elastómeros. ALTA alta TEMPERATURA temperatura. TABLA N° 11. Identificación de fallas en Elastómeros.


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17. Almacenamiento y manejo de equipos. Equipos nuevos Cuidados para preservar rotores nuevos. Almacenar los rotores en forma horizontal evitando cualquier flexión, que pueda deformar permanentemente el cuerpo o los extremos del mismo. Se deben almacenar en la funda protectora con los guardaroscas de fabrica, así mismo el lugar de almacenamiento debe ser fresco y a la sombra. Al trasladar los rotores a los pozos, se deberán llevar en forma horizontal evitando que sobresalgan del vehículo de transporte. No golpear la superficie cromada durante la manipulación y el traslado. Cuidados para preservar estatores nuevos. Los estatores deben ser almacenados a la sombra, en un lugar fresco y ventilado. Se deben almacenar en posición horizontal, evitando cualquier esfuerzo transversal posible que pueda flexarlo y deformarlo permanentemente. Sus extremos se deben mantener cubiertos con el guardaroscas original. Se debe utilizar el equipo apropiado para su transporte, de tal forma que no sobresalgan los extremos. Evitar el contacto de los estatores con solventes o sustancias que puedan atacar químicamente el elastómero. Utilizar el sistema F.I.F.O. ( First In First Out) en el almacén de bombas, y de esta forma evitar tiempos muy prolongados de permanencia de estos equipos en almacén, ya que el elastómero de envejece aún a temperatura ambiente.


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Equipos usados Los equipos usados se deben manejar con los mismos cuidados que un equipos nuevo y adicionalmente se recomiendan las siguientes practicas. Recuperación y cuidados de rotores usados. Una vez recuperado del pozo, el rotor debe ser lavado con gasoil u otro solvente sin rayarlo. La rosca se debe cepillar y proteger con un guardarosca. Una vez limpios y secos se deben proteger con tela o lona en toda su extensión, colocando etiquetas que indiquen medida, modelo, marca y origen. Solo aquellos rotores que no presenten dobleces y como recubrimiento este en buen estado, podrán almacenarse para ser reutilizados. En caso contrario se evaluará la reparación de los mismos. Recuperación y cuidados de estatores usados. Al sacarlo del pozo debe ser lavado en la parte exterior con solvente, evitando que evitando que el mismo tenga contacto con el elastómero. Las roscas de deben ser cuidadosamente lavadas y cepilladas; una vez limpios, se procede a cubrir los extremos con guardaroscas o con tela obscura. Se debe identificar el estator, con especificando modelo, marcas y origen.

etiquetas

o

pintura,

Los estatores que no presentan señales de daño alguno en el elastómero se llevarán a banco de prueba para verificar su estado. Reutilización de equipos. El componente que con mayor frecuencia sufre daños en las BCP, es el estator y específicamente en el elastómero, por ello la Ing. Nelvy Chacin ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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estandarización de equipos permite una mayor reutilización de componentes que se deterioran con menos frecuencia (Rotor y niple de paro), teniendo como beneficio directo, una disminución en los costos de operación. Una simple inspección para el rotor y un mantenimiento preventivo para los equipos de superficie son suficientes para su reutilización. No obstante la única forma de verificar que el estator se encuentra en condiciones de ser reutilizado aún cuando no presente daños aparentes, es someterlo a una prueba en un banco apropiado para este sistema. Algunos proveedores de estos equipos poseen bancos de prueba en el país, y una prueba en banco es relativamente muy económica ante una posible entrada de máquina al pozo para reemplazar un estator reutilizado si falla.


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18. Aplicaciones Especiales. La aplicación de la tecnología del bombeo por cavidades progresivas es relativamente reciente si se compara con los métodos de producción convencionales (bombas mecánicas) y solo la evaluación continua de las mismas en escenarios con diversidad de exigencias permitirá madurarla técnica y tecnológicamente. En cuanto a las limitaciones del método, es capítulos anteriores se ha mencionado la imposibilidad de los elastómeros para bombear fluidos con altos volúmenes de gas libre, ambientes de alta temperatura, crudos aromáticos, profundidades importantes donde la resistencia de las cabillas constituyan una limitación, cambios de bomba sin recuperar la completación, manejo de altos caudales, etc. En aras de extender el alcance del método BCP, se han ideado diversos desarrollos, muchos de las cuales se han evaluado en Venezuela sin obtener, no obstante, resultados exitosos. Algunos de Bombas Bombas Bombas Bombas Bombas

estos desarrollos son los siguientes. tipo Insertables. Multilobulares. con motor eléctrico de fondo. Metálicas. con Elastómeros de espesor constante.

Las bombas tipo Insertables y de geometría multilobular fueron presentadas en capítulos anteriores, por cuanto solo se comentará de ellas lo siguiente. Bombas Tipo Insertable. Buscan reducir el tiempo empleado en los cambios de bombas y por ende, disminuir costos y contar con la producción en el menor tiempo posible. Al dañarse la B.C.P. (generalmente se daña el estator, mas específicamente, el elastómero) es necesario recuperar toda la completación de producción; para el reemplazo de una bomba tipo insertable basta con recuperar la sarta de cabillas. En Venezuela (en los pozos de la C.O.L.) se evaluó está tecnología detectando problemas con el sistema de anclaje de la bomba (tanto en el diseño como en los sellos); estas bombas están consideradas para pozos bajo productores ya que su capacidad está limitada por el diámetro interno de la tubería de producción.


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Bombas Miltilóbulos. Ofrecen en teoría mayor capacidad volumétrica que las bombas de geometría simple; con base a esto, podría incrementarse la capacidad de las bombas tipo insertables. Las bombas multilobulares, según los fabricantes, exigen menos torque que las de geometría simple, sobre este punto se debe aclarar que al ser aquellas de mayor capacidad, para obtener una determinada tasa, su velocidad de operación sería menor y por ende el torque. Sin embargo, a altas velocidades se han encontrado en campo altas exigencias de torque y vibración. En Venezuela no se han obtenido resultados favorables con esta tecnología. Bombas con motor eléctrico de fondo. Conocida también como “Electro BCP”, “ BCP eléctrica sumergible”, etc. Estos equipos están concebidos principalmente para: Pozos muy profundos o altamente desviados donde mecánicamente la sarta de cabillas imponga limitaciones. En pozos de crudos excesivamente viscosos, se disminuye la presión asociadas a la fricción de los fluidos con los acoples de las cabillas, los centralizadores y las cabillas propiamente dichas, reduciendo de esta manera, el head requerido por el sistema. En pozos con excesiva cantidad de arena o sólidos donde la abrasión constituya un problema para los componentes mecánicos de las bombas electrosumergibles (BES). En pozos con sistemas BES donde ocurran problemas de cavitación por los volúmenes de gas manejados. Comparativamente con el sistema BES, el consumo de corriente es sensiblemente menor. Las BCP con motor de fondo no son nuevas, en realidad, las primeras aplicaciones del bombeo por cavidades progresivas fueron concebidas para operar con motores eléctricos de fondo. En sus comienzos la tecnología marchó lentamente ya que las inversiones en cuanto a motores y cableado eléctrico, protectores, transformadores y controladores de superficie disminuían significativamente la rentabilidad del proyecto, además las alternativa de utilizar cabillas para accionar la bomba (lo cual es mas sencillo y económico) impuso un freno en a las BCP con motor de fondo.


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A mediados de los años noventa, con el desarrollo de BCP de mayor capacidad volumétrica, problemas con las sartas de cabillas y de algunos cabezales de rotación, hicieron que se considerara nuevamente las BCP con motor de fondo. En Venezuela se realizaron algunas instalaciones, no obstante, los resultados fueron de éxito relativo ya que se detectaron problemas de fatiga en las cajas reductoras, esto como consecuencia de no contar con aceites que proporcionen optimo desempeño desde el punto de vista dieléctrico y como lubricante. Adicionalmente, el lubricante en la caja reductora terminaba contaminándose ya que el protector se instala antes de la caja reductora con la finalidad de obtener el mejor rendimiento de los sellos (ya que a baja velocidad, la eficiencia de los sellos disminuye significativamente). Por otra parte, al necesitar este sistema del equipamiento mecánico – eléctrico tanto de subsuelo como de superficie, se hace mucho mas costoso que un sistema BCP convencional lo que restringe su uso a pozos de buen potencial y cuando realmente los métodos de bombeo por cavidades progresivas y electrosumergibles se enfrenten a limitaciones insalvables. Los componentes de la BCP con motor eléctrico de fondo son los siguientes: Un motor eléctrico sumergible. Puede ser estándar o bipolar, y gira a 3500 r.p.m. bajo 60Hz o a 2900 r.p.m. bajo 50 Hz. Los motores pueden concebirse con 4 o 6 polos, de manera de dividir la velocidad nominal de un motor bipolar por 2 por 3. Pero al contrario, un aumento del número de polos, conduce a aumentar la longitud del rotor/estator del motor para conservar la misma potencia: Por 2 para 4 polos, por 3 para 6 polos. Un reductor de velocidad de engranajes. Para permitir reducir la velocidad del motor a una velocidad aceptable para la BCP. Un protector. Para evitar toda entrada de fluido en la parte motriz e igualar la presión interna del motor con la del pozo, incluye un tope para absorber la carga en la bomba. Un conjunto comprendiendo los orificios de admisión y una barra flexible (o biela y articulaciones) para absorber la excentricidad del rotor de la bomba. Una Bomba de Cavidades Progresivas. La BCP propiamente dicha considerando todas las variables necesarias para su adecuada diseño/selección (desplazamiento, head, tipo de elastómero, etc). Ing. Nelvy Chacin ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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Un cable de potencia de tres conductores. Cable armado y aislado para resistir las duras condiciones ambientales del pozo. Esta cable puede ser plano o redondo. La sección de los conductores es función de la intensidad de la corriente eléctrica. Una variador de frecuencia. Colocado en superficie con la finalidad de variar la velocidad de rotación del motor, proporcionalmente a la frecuencia. Accesorios. Cabezal del pozo, conectores para el cableado de superficie, cajas de venteo, gabinetes para el variador de frecuencia, etc. Detalle en la Figura N° 44, un esquema de la BCP con motor eléctrico de fondo.

FIGURA N° 44. Esquema de una BCP con motor de fondo.


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Bombas Metálicas. La incapacidad de los elastómeros para manejar fluidos con altos volúmenes de gas (el material podría quemarse si la bomba opera en vacío o ampollarse si el elastómero es muy permeable), altos contenidos de aromáticos y elevadas temperaturas imponen un restricciones al método, las cuales serían subsanadas si se utilizara un material insensible a estos efectos. Se han considerado diversas aleaciones mecánicas, cerámicas, fluoelastómeros, etc. En Venezuela se evaluaron desde los comienzos de los años noventa diversos materiales elastómericos en pozos sometidos a inyección alternada de vapor, sin ningún éxito ya que los mismos no resisten tan elevadas temperaturas. En Venezuela se instaló a finales de 1998 una bomba de cavidades progresivas totalmente metálicas (sin elastómero) en un pozo sometido a recuperación térmica, para aquel entonces fue la primera aplicación a nivel mundial, sin embargo, la eficiencia de la bomba fue muy baja y no hubo éxito al tratar de compensarla incrementando la velocidad de rotación. Una de los puntos de atención es la interferencia que permite sellar herméticamente las cavidades logrando la acción de bombeo. En la bomba metálica evaluada el escurrimiento (función de la interferencia) debe ser compensado con viscosidad y velocidad, no obstante en un pozo térmico solo se cuenta con la opción de incrementar la velocidad ya que la viscosidad es muy baja. En los resultados de campo, se obtuvo una tasa promedio de 150 b/d a 350400 r.p.m. por seis meses, finalmente la desconexión de la sarta de cabillas puso fin a la evaluación. Una aplicación de estas bombas podría ser en pozos de crudos viscosos y alto contenido de gas libre. La Figura N° 41 muestra uno de los extremos del estator metálico.


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INTERIOR METALICO

FIGURA N° 45. BCP Metálica. Bombas con Elastómeros de espesor constante. Las bombas con estator metálico tienen la propiedad de no presentar hinchamiento ante la presencia de crudos (aromáticos) livianos ya que carecen de elastómeros; no obstante, los crudos livianos son poco viscosos por lo cual el escurrimiento (el cual es función de la interferencia de la bomba) solo puede ser controlado con velocidad, lo cual no es suficiente. Por otra parte, el hinchamiento del elastómero (suponiendo que este no sea de una magnitud que afecte las propiedades mecánicas del material) podría ser compensado con rotores de menor diámetro (subdimensionados), sin embargo, ensayos de laboratorio demostraron que el hinchamiento es proporcional al espesor del elastómero y en las BCP este no es constante por lo cual, el hinchamiento tampoco lo es. La bombas con elastómero de espesor constante, conocidas como bombas CTR (“Constant Thickness Rubber”) son bombas con cavidades metálicas con la diferencia que estas se recubren de una delgada, y constante, capa de elastómero, garantizando de esta manera la interferencia necesaria entre el estator y el rotor para sellar las cavidades y generar la acción de bombeo, por otra parte, al ser la capa del material constante, el hinchamiento también lo sería


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por lo cual la utilización de rotores subdimensionados sería optima garantizándose la misma interferencia a los largo de todas las cavidades; finalmente ya que un considerable volumen del elastómero es sustituido por metal se pueden utilizar materiales costosos como fluoelastómeros (Viton). La Figura N° 42 muestra la carcasa, los lóbulos metálicos y el recubrimiento de estos con un fluoelastómero. Estos equipos fueron evaluados en pozos Venezolanos sometidos a recuperación térmica, se utilizó el Vitón por sus por su mayor resistencia a temperaturas elevadas, de igual manera se ensayaron en pozos productores de crudo liviano. Ambas evaluaciones fueron no exitosas ya que en la primera el material se desgarró y presentando alto grado de rigidización, en el segundo caso se hinchó el material al grado de no lograr operar los equipos.

CARCASA METALICA

LOBULOS METALICOS

ELASTOMERO

FIGURA N° 42. Sección de una BCP tipo CTR. Por último, en los Anexos N° 14 y 15 se incluyen, un reporte sobre la aplicación de una herramienta que permite la separación e inyección de agua en el fondo del pozo, utilizando para ello, una B.C.P. y los resultados de la aplicación de una BCP en un proyecto de SGAD (“Steam Assisted Gravitational Drainage”).


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19. Suplidores de Equipos B.C.P. A continuación se presenta la Tabla N° 10 la cual resume los fabricantes de equipos BCP, tanto para los componentes de subsuelo como los de superficie. Bombas Cabezales WEATHERFORD WEATHERFORD KUDU (PCM) KUDU (PCM) NETZSCH NETZSCH MOYNO MOYNO BMW BMW TARBY TARBY GRIFFIN GRIFFIN BORNEMANN BORNEMANN AMERICAN TABLA N° 12. Fabricantes

Motorreductores Variadores ABB ABB US MOTORS TELEMECANIQUE FLENDER NORTHLANDER DANFONSS TOSHIBA TB WOODS MAGNETEK SCHNEIDER / Suplidores de Equipos BCP.

Es posible que alguno de estos equipos ya no esté disponible o sean fabricados por otra empresa. Adicionalmente, muchos de estos fabricantes / suplidores tienen disponibles “Web Sites” en Internet, las cuales pueden ser consultadas, entre ellas se mencionan: Fabricante / Distribuidor

Web Site

Kudu Industries Inc.

www.kudupump.com

PCM

www.pcmpompes.com

Case Services

www.caseservices.com

Weatherford

www.weatherford.com.br

Moyno

www.moyno.com


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Manual BCP ESP OIL

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