Bombeo de Cavidad Progresiva - LIBROS DE INGENIERA DE ...

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.
Ing. Nelvy Chacin
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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.
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LISTA DE FIGURAS
Fig. N° Descripción Pag.
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 Cabezal VH-100HP. Detalles de los rodamientos y
componentes externos.
19 Cabezal VH-100HP. Detalles del sistema de
frenado.
20 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.
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25 Otro diseño de Bomba tipo insertable.
26 Bombas de diversas geometrías.
27 Geometría de los rotores y su relación con las
capacidades de la bomba.
28 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 Fotografías de los acoples mecánicos y del
variador de frecuencia.
39 Completación con Motovariador.
40 Completación con Moto Reductor.
41 Completación con Poleas y Correas.
42 Gráfico de variables de operación independientes
de la completación.
43 Gráfico de variables de operación dependientes
de la completación.
44 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 Pag.
1 Resultados obtenidos con el método BCP.
2 Características de algunos elastómeros.
3 Características de otros materiales usados en los
Estatores BCP.
4 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.
9 Torque recomendado para las cabillas.
10 Identificación de fallas en Rotores.
11 Identificación de fallas en Estatores.
12 Fabricantes / Suplidores de Equipos BCP.
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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
Tasa/pozo
5270 b/d Bomba
Multilóbulo
Pozos productores
de agua.
California, Mayor Posición Bomba Dog Leg de hasta
USA desviación Horizontal 300TP1300 15 ° / 100 pies.
Texas, Crudo mas Gravedad Elastómero Temperatura
USA
Canadá
Canadá
liviano
Mayor
contenido de
arena
Mayor
contenido de
H2S
Canadá Mayor vida
útil
Ecuador Profundidad
de la bomba
Canadá Crudo mas
pesado
Argentina Mayor
Temperatura
Texas Mayor
contenido de
aromáticos
Wyoming
Mayor
contenido de
CO2
API de 45°
70 % en
Volumen
Hasta un
7 % de H2S
99 meses
(mas de 8
años)
Mayor de
9800 pies
Gravedad
API de 8°
260 °F /
127 °C
15% de
aromáticos
solventes
30% de
contenido
de CO2
usado: 199
Elastómero
usado: 194
Elastómero
usado: 159
Bomba
240TP600
Bomba
180TP3000
Bomba
660TP2000
Elastómero
159
Elastómero
204
Elastómero
159
140° F
Duración
promedio de 6 a 9
meses.
Temperatura
46 °C
Elastómero 159
Viscosidad
100.000 cps.
Bomba
300TP1800
Bomba
200TP1800
Bomba
200TP1800
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)
SARTA DE CABILLAS
TUBERIA DE PRODUCCION
ELASTOMERO
ROTOR
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
P2
H = PB - ND
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
0
Presión
Pwf
0 Q
Qmax
Tasa
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.
Ps
Presión
Pwf
0 Q
Qmax
Tasa
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
(Qb,Pb)
0 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:
El Qmax se calcularía así:
IP = Q / ( Ps – Pwf)
Qb = IP x (Ps – Pb)
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:
Para Pwf menor a PB:
Q = IP x (Ps – Pwf)
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 Vitón TM .
La siguiente tabla muestra el desempeño de estos materiales.
NBRA NBRM HNBR VITON
Resistencia Mecánica ++ + + -
Resistencia a la abrasión + ++ ++ -
Tolerancia al CO2 - - - +
Tolerancia al H2S - - - + -
Tolerancia a aromáticos ++ - + +++
Alta temperatura - - + ++
Escala: +++Excelente ++ Muy Bueno + Bueno
- Pobre -- 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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Programa de Adiestramiento 2003
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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Programa de Adiestramiento 2003
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
VISOR DE
NIVEL ACEITE
TORNILLO DE
AJUSTE DEL
MECANISMO
ANTI-RETORNO
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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Programa de Adiestramiento 2003
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
EJE HUECO
CABEZAL DE
EJE SOLIDO
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 de los
accionamientos de superficie discutidos en esta sección.
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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Programa de Adiestramiento 2003
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.
Máxima
Carga Axial
(Toneladas)
Máxima
Velocidad
(r.p.m.)
Tipo
Lubricación
Capacidad
de frenado
(lb-pie)
Potencia
Máxima
(Hp)
VH-40HP 5,6T VH-100HP 18T VH-200HP 18T RH-100 18T
5,6 11,6 y 18 18 11 y 18
750 750 750 500
Aceite y
Grasa
No
disponible en
catalogo
20 Hp Motor
Eléctrico
40 Hp Motor
Hidráulico.
Aceite Aceite Aceite
2500 3500 3500
100 Hp con
motores
eléctricos o
hidráulicos.
200 Hp con
motores
eléctricos o
hidráulicos.
Hasta 300
Hp
combustión
y eléctrico.
TABLA N° 5. Equipos Integrados. Especificaciones.
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En la Figura N° 17 se muestran estos cabezales.
VH-40HP
VH-100HP
VH-200HP 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
1. EJE HUECO
2. RODAMIENTO RADIAL
3. RODAMIENTO AXIAL
4. RODAMIENTO RADIAL
5. SELLO SUPERIOR
6. SELLO INFERIOR
7. MANGUITO SUPERIOR
8. MANGUITO INFERIOR
9. ANILLO RETENEDOR
10. PIÑON
FIGURA N° 18. 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. CUERPO
2. TAPA
3. ANILLO DE EMPUJE
4. ANILLO LINTERNA
5. ARAMIDA
6. GRAFITO
7. ARAMIDA
8. SELLO
9. 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 m 3 /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 cms 3 , 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 m 3 /dia) sería:
Q = 336 x 10 -6 m 3 x 100 rpm x 1440 = 48,4 m 3 /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
PB
ARENA
PRODUCTORA
G3
G2
P2
P1
G1
BOMBA
CHP
ND
H = PB - ND
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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Programa de Adiestramiento 2003
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 Tubulares
• Bombas Tipo Insertables
• Bombas de geometría simple
• Bombas Multilobulares.
• Bombas de para “alto caudal”
• Bombas 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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Programa de Adiestramiento 2003
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.
SOBRE DE CABILLA
TUBERIA DE
PRODUCCION
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 m 3 /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 m 3 /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
Multilobulares 840ML1500
Significado
60TP1300 60 = tasa de 60 m 3 /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”
Brasileño Tubulares 18.40-1500 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.
Insertables 18.35-400IM Igual a la anterior
excepto que esta es
una bomba tipo
insertable con zapata
de anclaje modificada
(IM)
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Fabricante Tipo de
bomba
Brasileño CTR Tubular
(1)
Norte
Americano
(USA)
Canadá (2)
CTR
Insertable
Geometría
simple
Geometría
simple
Ejemplo
Significado
8-CTR-32 8 = Presión máxima
en Mpa
CTR = Bomba de
espesor de Elastómero
constante (Constant
Thickness Rubber).
32 = tasa de 32 m 3 /d
a 100 r.p.m. y cero
head.
8-CTR-32IM Igual a la anterior
excepto que modelo es
una bomba CTR tipo
insertable con zapata
de anclaje modificada
(IM)
60N095 60 = 60x10 2 head
máximo en pies de
agua (6000 pies)
095 = tasa en b/d a
100 r.p.m. y 0 head.
40-200 40 = 40x10 2 head
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 presenten
nomenclatura diferente o estén descontinuadas.
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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Programa de Adiestramiento 2003
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´
0,425 lpc/pie
0 lpc
2645´
1000´
P2
0,370 lpc/pie
BOMBA
H = 555´
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.
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Considere 120 b/d = 19 m 3 /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.
y 0 head)
r.p.m. para 120
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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Programa de Adiestramiento 2003
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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Programa de Adiestramiento 2003
De igual manera, para el cálculo de la carga axial que deberán
soportar los rodamientos del cabezal de rotación se utilizará la
siguiente gráfica (ver Figura N° 30 y Anexo N° 7). La misma
relaciona 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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Programa de Adiestramiento 2003
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/cm 3 . 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.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
‣ 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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Caudal
450
400
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 CO 2 y el H 2 S.
‣ 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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Programa de Adiestramiento 2003
‣ 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
Variación
Hinchamiento 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.
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7
6
% HINCHAMIENTO
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
70,00
DUREZA (Shore A)
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 H 2 S.
• 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 H 2 S.
• 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 H 2 S.
• 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 H 2 S.
• 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 H 2 S.
• 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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Programa de Adiestramiento 2003
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)
2-3/8” J-55
C-75
C-75
N-80
N-80
2-7/8” J-55
C-75
C-75
N-80
N-80
3-1/2” J-55
C-75
C-75
N-80
N-80
4” J-55
C-75
4,70
4,70
5,95
4,70
5,95
6,50
6,50
8,70
6,50
8,70
9,30
9,30
12,95
9,30
12,70
11,0
11,0
TORQUE
OPTIMO
(Lbs/Pie)
1290
1700
2120
1800
2240
1650
2170
2850
2300
3020
2280
3010
4040
3200
4290
2560
3390
TORQUE
MAXIMO
(Lbs/Pie)
1610
2130
2650
2250
2800
2060
2710
3560
2880
3780
2850
3760
5050
4000
5360
3200
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
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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 3/4” 7/8” 1”
GRADO API C D K C D K C D K
PROF.BOMBA TORQUE (Lbs-Pie) TORQUE (Lbs-Pie) TORQUE (Lbs-Pie)
(Pies)
1000 330 430 310 530 690 500 800 1030 750
2000 300 400 285 495 650 465 750 980 705
3000 275 375 255 460 620 425 710 940 660
4000 250 350 255 420 580 385 650 890 605
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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Programa de Adiestramiento 2003
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 instalar los cabezales de
rotación, es necesarios observar todas las normas de seguridad, ya
que la operación es delicada debido la manipulación de cargas
elevadas y altas presiones en el cabezal del pozo.
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Programa de Adiestramiento 2003
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
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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 rotación. Para estos equipos el
procedimiento es el siguiente:
A. Conectar el lado hebra de la unión de golpe a las rosca inferior del
cabezal y el lado macho a la “Te” de producción.
B. Levantar la barra pulida 5 pies y colocar grapa.
C. Levantar el cabezal de modo que se mantenga vertical y bajarlo
hacia la cabeza del pozo haciendo pasar la barra pulida a través
del prensaestopas y del eje impulsor hueco. La barra pulida
sobresale ahora del eje hueco.
D. Fijar la grapa al extremos superior del eje hexagonal, conectar el
mismo a la barra pulida y enroscar un ponny rod (cabilla corta) de
2 pies a su extremo superior.
E. Levantar levemente la sarta y retirar la grapa colocada en la barra
pulida en el paso “B”.
F. Conectar el cabezal a la “Te” de producción por medio de la unión
de golpe.
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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.
ARRANCADOR
CONVENCIONAL
MOTOR ELECTRICO
MOTOVARIADOR
MECANICO
CAJA REDUCTORA
ARO ESPACIADOR
ACOPLE
CABLE ELECTRICO
ASAS
ARRANCADOR
CONVENCIONAL
PRENSA ESTOPAS
BRIDA API 6B
LINEA DE FLUJO
VALVULA DE 2”
CRUCETA DE PRODUCCION
VALVULA DE 2”
(TOMA DE SONOLOG)
FIGURA N° 39. Completación con Motovariador.
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• SUPERVISION
• CONTROL
MOTOR ELECTRICO
MOTO REDUCTOR
VARIADOR DE
FRECUENCIA
CAJA REDUCTORA
ARO ESPACIADOR
ACOPLE
CABLE ELECTRICO
ASAS
VARIADOR DE
FRECUENCIA
CABEZAL DE ROTACION
PRENSA ESTOPAS
THP/BHP
AUTOMATIZACION
BRIDA API 6B
LINEA DE FLUJO
VALVULA DE 2”
CRUCETA DE PRODUCCION
VALVULA DE 2”
(TOMA DE SONOLOG)
FIGURA N° 40. Completación con Moto Reductor.
1. PRENSAESTOPAS
2. CARTER DE RODAMIENTOS
3. FILTRO DE ACEITE
4. 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
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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 100-
150 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 200-
300 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
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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
1200
1000
800
600
400
100
90
80
70
60
50
40
30
200
0
Sumergencia
Mínima 200´
100 150 200 250 300 350
Sumergencia Head Gas a Prof. Bomba
20
10
0
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.
400
12
350
300
250
10
8
200
6
150
100
50
e
4
2
0
0
100 150 200 250 300 350
Velocidad Torque 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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Programa de Adiestramiento 2003
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.
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Programa de Adiestramiento 2003
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.
Ing. Nelvy Chacin
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108

Programa de Adiestramiento 2003
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 Variable COMPORTAMIENTO
R.P.M. Velocidad operación
(eje cabezal)
R.P.M. = 0
R.P.M. = Valor
Prod Producción Prod. = – (disminución)
Prod. = 0
Prod. = + (incremento)
PT
Presión de cabezal en
la tubería de
producción
PT = - (disminución)
PT = 0
PT = + (incremento)
Sum Sumergencia. Sum = - (disminución)
Sum = 0
Sum = + (incremento)
Pot Potencia. Pot = - (disminución)
Pot = 0
Pot = + (incremento)
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
Equipos de superficie
CONDICION POSIBLES CAUSAS SOLUCION
Motor apagado • Falla de energía
eléctrica.
• Verificar suministro
de energía eléctrica.
Variables:
RPM = 0
• Inversión en las
fases
• Verificar sincronismo
de fases.
Prod = 0
PT = 0
• Protección térmica
disparada
• Reponer térmicos y
medir consumo. El
Sum = +
Pot = 0
• Motor quemado
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.
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
• Acople o correas de
transmisión
dañados.
• Polea suelta.
• Caja reductora
dañada
• 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.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
Eje de salida de la
caja reductora gira,
el eje del cabezal
no gira.
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
• Acople entre cabezal
y caja reductora
partido o suelto (1).
• Cabezal atascado
(2).
• 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
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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 POSIBLES CAUSAS SOLUCION
Consumo de
corriente igual al de
vacío.
Variables:
RPM = ok
Prod = 0
PT = 0
Sum = +
Pot = vacío
• 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.
• 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
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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 POSIBLES CAUSAS SOLUCION
Correa deslizando. • Ajuste inadecuado
de la correa.
• Ajustar las correas
adecuadamente.
Variables:
RPM < operación
• Atascamiento en el
equipo de superficie.
• Chequear equipos
de superficie
Prod = -
PT = -
• Atascamiento en los
equipos de
(lubricación, partes
móviles, etc.)
Sum = +
Pot > operación
subsuelo.
• Referirse a la tabla
de equipos de
subsuelo.
Equipos funcionan
bien pozo levanta
poca presión.
Variables:
RPM ok
Prod = -
PT = -
Sum = +
Pot > vacio
• 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.
• 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.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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 POSIBLES CAUSAS SOLUCION
• 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.
Sarta gira con
torque normal.
Variables:
RPM = ok
Prod = -
PT = -
Sum = +
Pot > vacio
• 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.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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
Solución
• Pozo no optimizado • Revisar condiciones de
operación del sistema y
optimizar según el
procedimiento planteado en
este manual.
• Rotor mal espaciado (dentro o
fuera del estator)
• Corregir espaciamiento del
rotor.
• Fuga en la tubería de
producción
• Detectar y corregir fuga con
máquina de subsuelo.
• Admisión de la arena
bloqueada.
• Limpiar tubería de producción
y recompletar pozo.
• Alta relación gas/líquido en la
bomba.
• Instalar un ancla de gas de
mayor eficiencia, reducir
velocidad de operación. Si
persiste problema considerar
otro método de producción.
• Equipo de subsuelo (bomba)
mal diseñado.
• Re-diseñar equipos y recompletar
el pozo.
• Desechos entre el rotor y el • Limpiar (y posiblemente
estator.
• Elastómero hinchado y/o
dañado.
substituir) la bomba.
• Utilizar otro elastómero o
cambio de método de
producción.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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.
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).
• Bomba atascada. • Reemplazar bomba y analizar
• Rotor mal espaciado (sobre el
pin del niple de paro)
la causa del atascamiento.
• Calcular/corregir
espaciamiento del rotor.
El Anexo N° 13 contiene guías adicionales para facilitar el diagnóstico
del sistema BCP.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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 Identificación Causa Corrección
ABRASION
DESGASTE BASE
METALICA
ATAQUE ACIDO
CROMO QUEBRADO
Desgaste en la
superficie
cromada del
rotor.
Desgaste
extremo del
cromado hasta la
base metálica.
Superficie
grisácea, la base
metálica puede
tener hoyos.
La capa de cromo
se quiebra, la
base metálica no
presenta daño.
Desgaste
normal por
girar a alta
velocidad o
manejo de
fluidos
abrasivos.
Fluido
altamente
abrasivo, roce
con la tubería,
bombeo de
arena o rocas.
El ácido ataca
al cromo, el
daño depende
de la
velocidad, la
presión y la
temperatura.
Alta
temperatura
por fricción
(elevado
ajuste, presión
o velocidad.
TABLA N° 10. Identificación de Fallas en Rotores.
Utilizar bomba
de mayor
capacidad.
Cromar el
rotor para
reutilizarlo.
Al bajar la
eficiencia
cambiar el
rotor antes de
que la falla sea
extrema
Circular el
pozo y
desalojar
cualquier ácido
antes de
instalar la
bomba.
No afecta el
desempeño de
la bomba.
Debe
considerarse el
rediseño.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
Falla en los elastómeros.
Apariencia Identificación Causa Corrección
ABRASION
ATAQUE QUIMICO
PRESION EXCESIVA
ARRASTRE POR
ALTA PRESION
Superficies
desgastadas y
arañadas en los
valles.
Elastómero mas
suave de los
normal y con
ampollas.
Superficie dura y
brillante con
ulceraciones y
goma
desprendida
Rasgaduras en
sentido contrario
al flujo
Desgaste
normal. La
falla se acelera
por operar a
alta velocidad
o manejar
sólidos
Ataque por
aromáticos o
por crudos
livianos
suavizando la
goma.
Altas presiones
hidrostática
(fricción o
taponamiento)
Partículas
sólidas,
deforman y
perforan la
goma, los
fluidos la
arrastran.
Reducir la
velocidad.
Utilizar
bombas de
mayor
desplazamient
o.
Utilizar otros
elastómeros.
Revisar diseño
de la bomba,
eliminar
taponamientos
Considerar la
utilización de
filtros o
sobrediseño.
INFLUENCIA
MECANICA
ALTA
TEMPERATURA
El elastómero se
rasga o muestra
pequeños hoyos.
Superficie con
muchas grietas o
quebradiza.
Bombeo de
rocas u otras
partículas
extrañas.
Operación en
vacío (sin
fluido o mucho
gas) o en
ambientes de
alta
temperatura.
TABLA N° 11. Identificación de fallas en Elastómeros.
Uso de filtros a
la entrada de
la bomba o
sobrediseño.
Controlar el
nivel de fluido.
Utilizar otros
elastómeros.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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 etiquetas o pintura,
especificando modelo, marcas y origen.
• 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
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Programa de Adiestramiento 2003
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.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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 estos desarrollos son los siguientes.
• Bombas tipo Insertables.
• Bombas Multilobulares.
• Bombas con motor eléctrico de fondo.
• Bombas Metálicas.
• Bombas 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.
Ing. Nelvy Chacin
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Programa de Adiestramiento 2003
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.
Ing. Nelvy Chacin
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124

Programa de Adiestramiento 2003
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).
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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 350-
400 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 Motorreductores Variadores
WEATHERFORD WEATHERFORD ABB ABB
KUDU (PCM) KUDU (PCM) US MOTORS TELEMECANIQUE
NETZSCH NETZSCH FLENDER NORTHLANDER
MOYNO MOYNO DANFONSS
BMW BMW TOSHIBA
TARBY TARBY TB WOODS
GRIFFIN GRIFFIN MAGNETEK
BORNEMANN BORNEMANN SCHNEIDER
AMERICAN
TABLA N° 12. Fabricantes / 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
Kudu Industries Inc.
Web Site
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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