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I

UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA

ESCUELA DE TECNOLOGA DE PETRLEOS

Tesis previa la obtencin del ttulo de Tecnologa en Petrleos

LA APLICACIN DEL BOMBEO MECNICO EN EL POZO GUANTA 9

Autor:

Juan Carlos Chanaluisa Quishpe

Director de Tesis:

Ing. Marco Corrales Palma

QUITO - ECUADOR

2008

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II

DECLARATORIA

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor:

________________________________ Juan Carlos Chanaluisa Quishpe

AUTOR

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III

CERTIFICACIN

Que la presente tesis de grado fue desarrollada en su totalidad por el seorJuan Carlos

Chanaluisa Quishpe

_________________________

Ing. Marco Corrales Palma

DIRECTOR DE TESIS

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IV

CARTA DE LA EMPRESA

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VI

DEDICATORIA

Esta tesis est dedicada de manera muy especial a mis padres a quienes debo todo lo que

soy y por ensearme desde pequeo a luchar para alcanzar mis metas. Mi triunfo es el

de ustedes, sin el apoyo de ustedes no hubiese podido hacer realidad este sueo.

A mis amigos y amigas que de una u otra manera siempre estuvieron en aquellos

momentos difciles.

Tambin se la dedico a mis familiares quienes estuvieron para darme ese empujoncito

que siempre hace falta.

A todas aquellas personas que tuve la suerte de conocer durante esta etapa de mi vida, y

supieron aportar con su granito de arena.

Juan Carlos Chanaluisa Quishpe

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VII

CONTENIDO

PORTADA__________________________________________________________________ I

DECLARATORIA ___________________________________________________________II

CERTIFICACIN___________________________________________________________ III

CARTA DE LA EMPRESA ___________________________________________________ IV

AGRADECIMIENTO _________________________________________________________V

DEDICATORIA ____________________________________________________________ VI

CONTENIDO _____________________________________________________________ VII

NDICE GENERAL ________________________________________________________VIII

NDICE DE FIGURAS _____________________________________________________ XIV

NDICE DE ECUACIONES _________________________________________________ XIV

NDICE DE TABLAS_______________________________________________________ XV

NDICE DE ANEXOS _____________________________________________________ XVI

RESUMEN ______________________________________________________________XVII

SUMMARY_____________________________________________________________ XVIII

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VIII

NDICE GENERAL

CAPTULO 1 ______________________________________________________________ 2

1. INTRODUCCIN__________________________________________________________ 2

1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIN_____________________________________ 2

1.1.1 OBJETIVO GENERAL _______________________________________________ 2

1.1.2 OBJETIVOS ESPECFICOS___________________________________________ 3

1.2 JUSTIFICACIN _______________________________________________________ 3

1.3 IDEA A DEFENDER ____________________________________________________ 4

1.4 VARIABLES___________________________________________________________ 4

1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE __________________________________________ 4

1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE __________________________________________ 4

1.5 MARCO DE REFERENCIA_______________________________________________ 4

1.5.1 MARCO TERICO__________________________________________________ 4

1.6 MARCO CONCEPTUAL_________________________________________________ 5

CAPTULO II _____________________________________________________________ 10

2. LEVANTAMIENTO MECNICO____________________________________________ 10

2.1 INTRODUCCIN______________________________________________________ 10

2.2 BOMBAS DE PROFUNDIDAD __________________________________________ 11

2.2.1 PARTES COMPONENTES __________________________________________ 11

2.3 FUNCIONAMIENTO___________________________________________________ 13

2.4 TIPOS DE BOMBAS ___________________________________________________ 14

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IX

2.5 DESIGNACIN DE LAS BOMBAS EN LA OPERACIN_____________________ 15

2.6 BOMBAS INSERTABLES_______________________________________________ 17

2.7 CRITERIO DE SELECCIN DE BOMBAS INSERTABLES ___________________ 20

2.7.1 DEPOSICIN DE ARENA___________________________________________ 20

2.7.1.1 DESGASTE DE VLVULAS _____________________________________ 20

2.7.1.2 ACUMULACIN DE ARENA ENTRE BARRIL Y TUBING ATASCANDO

LA BOMBA _________________________________________________________ 21

2.7.1.3 DESGASTE DEL PISTN Y EL BARRIL ___________________________ 21

2.7.2 POZOS CON GAS__________________________________________________ 24

2.8 SEPARADORES DE GAS _______________________________________________ 25

2.9 PETRLEO VISCOSO__________________________________________________ 27

2.10 INCRUSTACIONES___________________________________________________ 28

2.11 BOMBAS DE TUBING ________________________________________________ 28

2.12 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA _________________________ 29

2.12.1 TRANSPORTE ___________________________________________________ 29

2.12.2 EN EL POZO _____________________________________________________ 30

2.12.3 REPARACIN Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD __________ 31

2.13 COLUMNA DE BOMBEO______________________________________________ 31

2.13.1 VARILLAS Y TROZOS ____________________________________________ 32

2.13.2 CUPLAS Y REDUCCIONES ________________________________________ 32

2.13.2.1 TIPOS _______________________________________________________ 32

2.13.2.2 CLASE ______________________________________________________ 33

2.13.3 VSTAGO PULIDO_______________________________________________ 34

2.13.3.1 DIMENSIONES GENERALES ___________________________________ 34

2.13.3.2 MATERIAL __________________________________________________ 34

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X

2.13.4 CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS _ 34

2.13.4.1 VARILLAS___________________________________________________ 34

2.13.5 CUPLAS ________________________________________________________ 35

2.14 FALLAS COMUNES EN LA CONEXIN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS _ 37

2.14.1 CONEXIN DE LAS VARILLAS ____________________________________ 37

2.14.2 OPERACIN DE CONEXIN DE LAS VARILLAS _____________________ 37

2.14.3 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS__________________ 39

2.14.4 ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS ________________________________ 40

2.15 CAUSAS DE FALLAS_________________________________________________ 42

2.16 VARILLA DE 7/8 CON PIN DE 1 ______________________________________ 45

2.17 TUBERA DE PRODUCCIN (TUBING) _________________________________ 45

2.17.1 MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA ____________________ 46

2.17.2 ANCLAJE DEL TUBING ___________________________________________ 47

2.18 DESCRIPCIN Y OPERACIN DEL ANCLA _____________________________ 48

2.18.1 NORMAS A OBSERVAR___________________________________________ 51

2.18.2 PROCEDIMIENTO DE CLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE

TUBERAS CON ANCLA________________________________________________ 52

2.18.2.1 FUERZA A APLICAR A LA TUBERA AL FIJAR EL ANCLA ________ 52

2.18.2.2 CLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIN DE LA

FUERZA Ft A APLICAR_____________________________________________ 56

2.18.2.3 FUERZA Ft EN CASO DE BAJAR TUBING PROBANDO

HERMETICIDAD ____________________________________________________ 58

2.19 POZOS PRODUCTORES DE PETRLEO CON CAPTACIN DE GAS_________ 59

2.20 POZOS PRODUCTORES DE PETRLEO SIN CAPTACIN DE GAS__________ 60

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XI

CAPTULO III_____________________________________________________________ 62

3. UNIDADES DE BOMBEO CON BALANCIN _______________________________ 62

3.1 TIPOS DE UNIDADES _________________________________________________ 62

3.2 CALIFICACIONES API DE LAS UNIDADES_______________________________ 66

3.2.1 UNIDADES MARK II_______________________________________________ 67

3.3 UNIDADES BALANCEADAS A AIRE - SISTEMA DE CONTRAPESO _________ 68

3.4 PROCEDIMIENTO PARA PONER EN MARCHA LA UNIDAD________________ 69

3.4.1 ACCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO __________________ 71

3.4.1.1 ACCIONAMIENTO CON MOTOR DE COMBUSTIN INTERNA ______ 71

3.4.1.2 VARIACIN DEL NMERO DE GOLPES POR MINUTO_____________ 71

3.4.1.3 TENSIN DE LAS CORREAS ____________________________________ 73

3.5 DESCRIPCIN DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES ____________________ 74

3.6 PACKER DE PRODUCCIN ____________________________________________ 77

3.6.1 DESCRIPCIN Y OPERACIN ______________________________________ 78

3.6.2 CABEZAL DEL POZO _____________________________________________ 78

3.6.3 CABEZA COLGADORA BRIDADA TIPO CAMERON WF - ADAPTADOR

DANCO / WENLEN_____________________________________________________ 80

3.6.4 ARMADURAS DE LOS POZOS ______________________________________ 80

CAPTULO IV_____________________________________________________________ 82

4. DINAMMETROS________________________________________________________ 82

4.1 INTRODUCCIN______________________________________________________ 82

4.2 MEDICIONES FSICAS_________________________________________________ 84

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XII

4.3 EQUIPO DINAMMETRO______________________________________________ 84

4.3.1 PESO DE LAS BARRAS ____________________________________________ 86

4.3.2 PRUEBA DE LA VLVULA FIJA ____________________________________ 87

4.3.3 PESO DEL FLUIDO ________________________________________________ 88

4.3.4 EFECTO DE CONTRAPESADO ______________________________________ 89

4.4 DINAMMETRO ELECTRNICO _______________________________________ 93

4.5 INFORMES DE DINAMOMETRA _______________________________________ 93

4.5.1 NIVEL DE FLUIDO ________________________________________________ 95

4.5.2 INTERPRETACIN DE LOS REGISTROS _____________________________ 97

4.5.3 COLUMNA DE FLUIDO GASEOSO __________________________________ 97

4.5.4 ESPACIO ANULAR CON ESPUMA___________________________________ 97

4.5.5 RUIDOS Y ENMASCARAMIENTO ___________________________________ 97

4.6 MONTAJE DE EQUIPOS DE PULLING ___________________________________ 98

4.7 HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL POZO GUANTA 9 ____________________ 100

4.8 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DEL POZO GUANTA- 09 ______ 103

4.8.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 01 ___________________ 104




4.8.5 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 05____________________ 108




4.8.10 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 09___________________ 114

4.8.11 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO NO. 10___________________ 115

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XIII

CAPTULO V ____________________________________________________________ 118

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES__________________________________ 118

5.1 CONCLUSIONES_____________________________________________________ 118

5.2 RECOMENDACIONES ________________________________________________ 119

BIBLIOGRAFA_________________________________________________________ 121

CITAS BIBLIOGRFICAS ________________________________________________ 122

ANEXOS_______________________________________________________________ 124

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XIV

NDICE DE FIGURAS

Fig. 1 Balancn para Bombeo mecnico ..................................................................................... 11

Fig.2 Bombas de Profundidad..................................................................................................... 12

Fig.3 Bomba Insertable............................................................................................................... 18

Fig.4 Filtro Parisi ........................................................................................................................ 22

Fig. 5 Separador de gas............................................................................................................... 26

Fig. 6 Desalineacin: ................................................................................................................. 36

Fig. 7. Ancla................................................................................................................................ 49

Fig. 8 Conjunto prensa estopa..................................................................................................... 77

Fig. 9 Cabezal del pozo.............................................................................................................. 79

Fig 10 Completacin del Pozo Guanta 9 con Bombeo Mecnico ............................................ 116

NDICE DE ECUACIONES

Ecuacin No. 1............................................................................................................................ 56

Ecuacin No. 2............................................................................................................................ 57

Ecuacin No. 3............................................................................................................................ 57

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XV

NDICE DE TABLAS

Tabla 1 Propiedades qumicas y mecnicas................................................................................ 32

Tabla 2 Cuplas y Reducciones................................................................................................... 33

Tabla 3 Dimensiones de los Vstagos......................................................................................... 34

Tabla 4 Varillas........................................................................................................................... 35

Tabla 5 Dimetro de Varilla........................................................................................................ 45

Tabla 6 Dimensiones generales de tubing................................................................................... 46

Tabla 7 Fuerza y estiramientos de tuberas utilizando anclas tipo catcher de Baker .................. 59

Tabla 8 Pruebas Iniciales del Reacondicionamiento No. 09.................................................. 103

Tabla 9 Pruebas finales del Reacondicionamiento No. 01..................................................... 104

Tabla 10 Resultado de las Pruebas del Reacondicionamiento No. 02 .................................... 105

Tabla 11 Resultado de las pruebas del Reacondicionamiento No. 03 .................................... 106







Tabla 18 Resultado de las pruebas del Reacondicionamiento No. 08 ..................................... 113



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XVI

NDICE DE ANEXOS

Anexo No. 1 Valor de F1 (tubing 2 7/8) ................................................................................. 125

Anexo No. 2 Valor de F1 (tubing 3 )................................................................................. 126

Anexo No. 3 Valor de F2 ...................................................................................................... 127

Anexo No. 4 Valor de F3 (tubing 2 7/8) ................................................................................. 128

Anexo No. 5 Valor de F3 (tubing 3 ).................................................................................. 129

Anexo No. 6 Pozos productores de petrleo con captacin de gas........................................... 129

Anexo No. 6 Pozos productores de petrleo con captacin de gas........................................... 130

Anexo No. 7 Unidad convencional ........................................................................................... 131

Anexo No. 8 Unidad de Bombeo balanceada por aire.............................................................. 132

Anexo No. 9 Sistema neumtico del contrapeso....................................................................... 133

Anexo No. 10 Designacin API................................................................................................ 134

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XVIII

SUMMARY

This work originates in the necessity of offering operational knowledge in wells with

mechanical artificial lift systems. It begins with the description of the methods that are

used for the execution of the work, the equipment description and the previous work

over operations for running the mechanic pumping system.

For better knowledge, I give a brief classification and descriptions of the several types

of mechanical beams that exist in the oil industry.

Also, this work focuses to the knowledge to generate solutions to the problems that are

presented in well like paraffin and the asphalts. Therefore, it is necessary to offer

alternative of solution to this problem and, one of the best alternatives is the chemical-

thermal removal.

Since at present time, the mechanical pumping has been constituted in the most

economic artificial lift in some fields of Petroproduccin, mentioned artificial lift

system is the common system for small fluid productions. This system is also used for

the company Tecpetrol in the Bermejo field and other private operators.

Finally, in Chapter V, this work finished with conclusions and recommendations

regarding running in of the mechanical pump assembly.

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1

CAPTULO I

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2

CAPTULO 1

1. INTRODUCCIN

Puesto que el bombeo mecnico se ha constituido en el levantamiento artificial ms

econmico en los ltimos tiempos en algunos campos de Petroproduccin, llegando a

ser el sistema de levantamiento artificial utilizado para producciones menores, este

sistema tambin es el ms usado por la compaa Tecpetrol en el campo Bermejo y

otras compaas operadoras privadas.

El conocimiento de las tcnicas de operacin debe ser bsicamente una necesidad

de todo profesional con deseos de superacin y con la firme intencin de poner en

prctica esos conocimiento a los sistemas de levantamiento artificial, por

consiguiente, este trabajo, propone dar a conocer como se operan los equipos de

bombeo de mecnico, sus componentes, las normas para una mayor seguridad del

personal de operaciones.

1.1 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIN

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Explicar las tcnicas operativas del Sistema de Levantamiento Artificial Mecnico

implementadas en el pozo Guanta 9.

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3

1.1.2 OBJETIVOS ESPECFICOS

Exponer la dinmica operacional para la implementacin del sistema delevantamiento Mecnico.

Comparar las ventajas y desventajas de diferentes tipos de equipos Mostrar el funcionamiento del sistema de extraccin en el pozo Guanta 9.

1.2 JUSTIFICACIN

Perfeccionar el funcionamiento de un sistema de extraccin es lograr un funcionamiento

que asegure extraer del pozo la mxima cantidad de fluido que los reservorios puedan

aportar, con el mnimo consumo energtico y costo operativo; mantener el rgimen de

operacin equilibrado, ni sobredimensionado ni subdimensionado; tener en cuenta las

dificultades de la extraccin, la presencia de gas, de arena, de parafinas, agresividad del

fluido, etc. El sistema debe consumir el mnimo de energa, elctrica o calrica,

compatible con la mxima extraccin. Y a su vez, esta mxima extraccin debe ser

compatible con el potencial productivo de los reservorios.

Esta Tesis mostrar una opcin adicional de los avances tecnolgicos para la

optimizacin del levantamiento artificial mecnico que se est aplicando en los campos

petroleros del pas.

Se explicar cmo funciona un programa para el dimensionamiento y como optimizar el

rendimiento del sistema de bombeo mecnico, se considerar varias aplicaciones y se

desarrollarn procedimientos, con ejemplos para entender mejor el proceso de diseo.

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4

1.3 IDEA A DEFENDER

Revelar los avances tecnolgicos aplicados al Bombeo Mecnico y la optimizacin de la

produccin que se est logrando en el Pozo Guanta 9.

1.4 VARIABLES

1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE

Instalacin del sistema de bombeo Mecnico en el pozo productor Guanta 9

1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE

Parmetros actuales del pozo.Datos de produccin y de reacondicionamiento del pozo GuantaCaractersticas tcnicas del sistema de levantamiento artificial Mecnico.

1.5 MARCO DE REFERENCIA

1.5.1 MARCO TERICO

El ingeniero de produccin vaticina cuando un pozo dejar de fluir por su propia

energa, de manera que pueda ser puesto inmediatamente a producir con el tipo de

levantamiento artificial ms adecuado. Actualmente el Bombeo Electro sumergible es el

ms conocido y aplicado, mientras que el Bombeo Mecnico resulta ser ms econmico

para drenar yacimientos de petrleo liviano y que aun mantiene cierta presin esttica.

Los otros dos mtodos gas lift e hidrulico, son aplicados en casos particulares, cundo

los dos mtodos anteriores resulten poco atractivos econmicamente.

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5

Este tipo de sistema de levantamiento artificial surge como una alternativa tcnica y

econmicamente aplicable en el proceso de produccin de petrleo, especialmente en

pozos de baja productividad, en donde los sistemas de produccin convencionales como

el gas lift, bombeo hidrulico y bombeo elctrico sumergible presentan altos costos de

produccin por pozo. (1)

En Ecuador, su aplicacin data de los aos 40, en la explotacin de petrleo en los

campos de la Pennsula de Santa Elena en la Regin costanera del pas, cuyos

yacimientos son someros (baja profundidad), con resultados satisfactorios, sin embargo;

la compleja explotacin de los yacimientos nicos en el Distrito Amaznico con

mecanismo de empuje por capa de gas, entrada de agua y el bajo potencial de los pozos,

en algunos casos registran eficiencias bajas.

CARACTERSTICAS RESPECTO AL POZO:

1.6 MARCO CONCEPTUAL

Pozo de desarrollo: Aquel que se perfora en un campo hidrocarburfero con el

propsito de realizar la explotacin de sus yacimientos.

Pozo exploratorio: Aquel que se perfora para verificar las posibles acumulaciones de

hidrocarburos entrampados en una estructura detectada por estudios geolgicos y

geofsicos.

Pozo inyector: Aquel que se perfora o acondiciona para inyectar influido a fin de

confinarlo o para implementar procesos de recuperacin mejorada de hidrocarburos.

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6

Reacondicionamiento de pozos: Son trabajos destinados a mejorar la produccin de un

pozo. Pueden ser trabajos de reparacin de la completacin de un pozo o trabajos a la

formacin tales como estimulaciones, acidificaciones, fracturamientos, etc.

Revestimiento: Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de perforacin,

tubera de acero que se atornilla por piezas y sirve para evitar el desplome de las

paredes, permitiendo una buena marcha en la perforacin de un pozo.

Fundamentos hidrulicos generales

Para comprender algunos de los fenmenos que se producen en la operacin y en el diseo

de las bombas electro sumergibles, se tienen que revisar algunos conceptos generales:

Densidad

Es la masa por unidad de volumen de una sustancia. Por ejemplo la densidad del agua es de

8.328 lb / gl o 62.4 lb / pie 3 y la densidad del aire es de 0.0752 lb / pie 3 a condiciones

estndar de 14.7 psi y 60 F. La densidad es inversamente proporcional a la temperatura, es

decir, si esta sube, la densidad disminuye, porque el volumen aumenta con la temperatura.

Gradiente de presin

Es la presin ejercida por un fluido por cada pie de fluido. El agua fresca o dulce ejerce un

gradiente de presin de 0.433 psi / ft. El gradiente de presin del agua fresca o dulce es el

que se toma como referencia para el diseo de los sistemas de levantamiento artificial. Por

lo tanto, una columna de agua de 50 pies ejercera una presin de 21.65 psi (50 pie * 0.433

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psi / pie). Para incrementar la presin en un psi se requiere 2.31 pies de incremento en la

profundidad.(2)

Gravedad especfica

Es la relacin de la densidad o peso especfico de un fluido, para la densidad de un fluido

estndar. En los lquidos, el agua es el material de referencia a una temperatura de 4C. Para

los gases es el aire a las condiciones estndar de 14.7 psi y 60F.

La gravedad API de un crudo se determina empleando el termo-hidrmetro, es decir, se

mide el grado API y la temperatura del lquido. Este valor se lo denomina gravedad

observada y se la debe corregir a 60 F mediante tablas de correccin. Con el valor de la

densidad API podemos obtener la gravedad especfica. Diez grados API corresponden a una

gravedad especfica de 1 que es el caso del agua.

Viscosidad

Es una medida de la resistencia interna que tienen los lquidos y gases para fluir libremente

dentro de una tubera. Los lquidos presentan mayor resistencia que los gases. Entre

lquidos debemos diferenciar la densidad con la viscosidad; por ejemplo, el agua tiene una

densidad de 62.4 lb/ pie 3 y una viscosidad de 1 centipoise a 60 F, un petrleo de 30 API

tendr una densidad de 54.67 lb / pie 3 y podra tener una viscosidad de 10 centipoise.

Como se puede apreciar, a pesar de ser ms liviano el petrleo, tiene una mayor resistencia

al flujo en una tubera.

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La viscosidad es inversamente proporcional a la temperatura, es decir, a mayor temperatura,

menor viscosidad porque disminuye la resistencia al flujo al bajar las fuerzas de cohesin

por efecto del incremento de la temperatura (3)

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CAPTULO II

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CAPTULO II

2. LEVANTAMIENTO MECNICO

2.1 INTRODUCCIN

El mtodo de bombeo por levantamiento mecnico se fundamenta en elevar el fluido

(petrleo + agua) desde el nivel que este alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de

recoleccin (estacin satlite o tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad

accionada por la columna de varillas que transmiten el movimiento del equipo de

bombeo.

El fluido es conducido hasta la superficie a travs de la tubera de produccin (tubing) y

de all hasta el punto de recoleccin por la lnea de conduccin (flow line) (Figura 1).

La bomba eleva el fluido desde el nivel dinmico y no desde la profundidad donde est

asentada; por lo tanto el trabajo desarrollado ser mayor cuanto ms bajo se encuentre

dicho nivel. Por ejemplo, si la bomba est asentada a 5.249 pies, pero el nivel dinmico

del pozo es de 1.640 ft, el trabajo desarrollado por la bomba ser elevar el fluido desde

los 1640 ft hasta la superficie, ms la altura equivalente a la presin de cabeza del pozo.

Para una eficiente extraccin ser indispensable bajar el nivel de fluido tanto como sea

posible (a fin de evitar aplicar una contrapresin a la formacin) sin que ello provoque

un llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y cause el golpe

de fluido.

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Fig. 1 Balancn para Bombeo mecnico

Fuente: Manual de Lufkin

Elaborado por: Juan Carlos Chanaluisa

2.2 BOMBAS DE PROFUNDIDAD

2.2.1 PARTES COMPONENTES

Las bombas (Fig.2) estn compuestas por:

el barril, el pistn, la vlvula de pie (standing valve), la vlvula viajera (traveling valve) y Los accesorios:

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12

jaula de vlvulas, adaptador del pistn, vstago con conectores especiales en ambos extremos gua del vstago (rod guide), cupla del vstago (rod coupling), etc.

Fig.2 Bombas de Profundidad

Fuente: Manual de Kobe


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2.3 FUNCIONAMIENTO

En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la vlvula viajera (T.V.) y es

desplazado por el pistn hacia la superficie. El ascenso del pistn causa una

disminucin de presin sobre la vlvula de pie, por lo que esta se abre, permitiendo el

ingreso de fluido de la formacin a la bomba.

En la carrera descendente el movimiento del pistn incrementa la presin en la cmara

entre ambas vlvulas, lo que provoca la apertura de la vlvula viajera (T.V.) y el cierre

de la vlvula de pie (S.V.). El peso de la columna de fluido se transfiere de las varillas

al tubing y el fluido que pasa a travs de la vlvula viajera ser elevado en la prxima

carrera ascendente del pistn.

En la carrera ascendente el peso del fluido acta sobre la vlvula viajera y en

consecuencia sobre las varillas; y en la descendente el peso del fluido acta sobre la

vlvula de pie. Como la bomba est asentada en el tubing, la carga del fluido se

transmite al mismo. Por lo tanto, en la carrera ascendente las varillas se alargan

(deformacin elstica) y vuelven a su longitud inicial en la descendente. El tubing se

alarga en la carrera descendente y vuelve a su longitud inicial en la ascendente.

Dichos movimientos pueden ocasionar desgastes en el casing, cuplas del tubing y de las

varillas. Como veremos ms adelante, para evitar el movimiento del tubing y los

engastes mencionados se sujeta este al casing con un ancla de tensin. (4)

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2.4 TIPOS DE BOMBAS

Las bombas de profundidad cuya descripcin se efecta en las pginas siguientes

pueden ser del tipo insertable o de tubing. La diferencia bsica entre ambas es que las

primeras se instalan en el interior del tubing y se bajan al pozo con las varillas,

fijndolas a la tubera en un niple asiento al efecto. Las bombas de tubing se conectan a

la tubera de produccin y se bajan al pozo formando una parte integral de la columna,

luego, se bajarn las varillas de bombeo con el pistn.

En el anexo 10, se indica la designacin API, de las bombas estndar de pistn

metlico utilizadas en nuestra operacin. (5)

Ejemplos:

-Bomba insertable 25-200 - RWBC 24-5: bomba para ser utilizada en tubing de 2-7/8",

dimetro pistn 2", tipo insertable, de pared fina, asiento inferior tipo de copas, con

longitud de barril de 24' y longitud de pistn 5' sin extensiones (2-1/2 x 2 x 24 BHD) -

Bomba de tubing 30-275 - THBM 20-5: bomba para ser utilizada en tubing de 3-1/2",

dimetro de pistn 2-3/4", tipo tubing pump de pared gruesa, asiento inferior tipomecnico, con longitud de barril de 20' y longitud de pistn 5' sin extensiones. (3-1/2 X

2-3/4 X 20 tubing pump)

Las ms utilizadas son las del tipo insertable. Las bombas de tubing se usan en aquellos

pozos cuya produccin potencial supera la capacidad de una bomba insertable para el

mismo dimetro de tubing.

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2.5 DESIGNACIN DE LAS BOMBAS EN LA OPERACIN

En la designacin de las bombas deber especificarse:

Tipo de bomba. Dimetro del pistn.

Los dimetros que utilizamos para bombas insertables son:

En tubing de 2-7/8": pistones de 1-1/2", 1-3/4" y 2";

En tubing de 3-1/2": pistn de 2-1/2"

Para bombas de tubing los pistones de uso comn son:

En tubing de 2-7/8": pistn de 2-1/4";

En tubing de 3-1/2": pistn de 2-3/4"

Longitud del pistn.

Depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio de adoptar la

longitud del pistn de 1' cada 1000' de profundidad. En nuestra operacin la longitud

estndar del pistn es 5'.

Longitud del barril.Las que utilizamos son de 16' y 24', las de 16' se utilizan para A.I.B. de carreras de hasta

86".

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Espesor de pared del barril.

En bombas insertables usamos barriles de pared gruesa con dimetros de pistn 1-3/4",

1-1/2" y 2" (en pozos profundos, las de 2 de pared gruesa no pueden ser instaladas con

doble asiento). En bombas de tubing utilizamos barriles de pared gruesa nicamente.

Tipos de asientos.

BHD: asiento de copas inferior

MHD: asiento mecnico inferior

THD: asiento de copas superior (no lo utilizamos en nuestra operacin)

MHD-THD: doble asiento, mecnico inferior y de copas superior.

Luz entre pistn y barril.

Expresado en milsimas de pulgada, por ejemplo, una luz de 0.007" se indica (-7). La

luz del pistn se suma al desgaste del barril si lo hubiera.

Luces utilizadas entre 0.004" y 0.006".

Ejemplos:

Bomba insertable para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de dimetro nominal (dimetrointerior 2 -1/2"), con pistn de 2", largo de barril 24', luz de pistn 0.006", longitud de

pistn 5' y asiento de copas inferior.

Bomba insertable 2-1/2" x 2" x 24', (-6), BHD API 25-200-RWBC-24-5

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Bomba de tubing para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de dimetro nominal (dimetro

interior 2-1/2"), con pistn de 2-1/4" largo de barril 24', luz de pistn 0.004" y luz de

barril 0.002", longitud de pistn 5', vlvula de pie con asiento mecnico inferior.

Bomba de tubing 2-7/8" x 2-1/4" x 24', (-6), MHD API 25-225-THM-24-5

Nota: como puede verse en los ejemplos, el espesor de pared, barril de pared gruesa o

fina normalmente no se indica, dado que en nuestra operacin estn estandarizados de

acuerdo al tipo de bomba y su dimetro (punto e). Respecto del largo del pistn,

solamente se indica si la longitud del mismo difiere de la medida estndar de 5' (punto).

2.6 BOMBAS INSERTABLES

Las bombas de tipo insertable se bajan y sacan del pozo con las varillas, y se las fija al

tubing en un niple asiento que se baja previamente con stos. Un esquema de una

bomba insertable tipo puede verse en la Fig. 4 con los nombres de las principales partes

componentes.

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Fig.3 Bomba Insertable



Una bomba con asiento de copas en la parte superior de la bomba y asiento mecnico en

la parte inferior se denomina MHD-THD (doble asiento). Existen dos tipos de asientos

para bombas: comn y mecnico; ambos tipos con el niple de asiento correspondiente

(que va enroscado en el tubing)

Asiento comn: Tiene copas, espaciadas con anillos de acero en el mandril. Este

conjunto se puede colocar en la parte superior de la bomba (top hold-down) o en la parte

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inferior de la misma (bottom hold-down). Cuando la bomba se baja al pozo el mandril

del asiento, que tiene un dimetro mayor que cualquier otra parte de la bomba, se pone

en contacto con el niple de asiento que ha sido bajado con la columna de tubing. Este

conjunto forma un sello por friccin que mantiene a la bomba firmemente ajustada al

tubing. (El material de las copas depende de las necesidades propias del yacimiento y

sus caractersticas).

Sobre las copas el mandril tiene un anillo tope que impide que la bomba pase a travs

del asiento.

Asiento mecnico: Puede utilizarse solamente como bottom hold-down. Los

fabricantes recomiendan este tipo de asiento especialmente para los pozos profundos. Su

encastre de tipo positivo hace ms difcil que se desasiente mientras est en operacin.

Limitaciones del asiento superior (top hold-down). El asiento a copas superior tiene

su limitacin de acuerdo a la profundidad a la que se inserte la bomba y al nivel de

fluido del pozo. Esto es debido a la diferencia de presiones que actan dentro y fuera del

barril por las respectivas columnas de fluido, las que incidirn en mayor grado cuantoms profunda est la bomba y menor sea el nivel de fluido. Sobre la superficie interior

del barril acta la presin ejercida por la columna de fluido de tubing ms la presin de

la lnea que tiende a deformar el barril. Cuando el nivel de fluido es bajo, la presin

sobre la superficie exterior del barril ser tambin baja y el barril tender a deformarse

an ms.

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Dicha deformacin disminuye el rendimiento de la bomba y puede provocar la rotura

del cuerpo del barril o en las conexiones. Nuestra experiencia nos indica que no es

conveniente utilizar el asiento top hold-down por debajo de los 1000 m, salvo en los

casos especiales de pozos con alto nivel de fluido.

2.7 CRITERIO DE SELECCIN DE BOMBAS INSERTABLES

Los problemas ms comunes que presentan los fluidos de nuestros yacimientos para ser

bombeados son:

Deposicin de arena Pozos con gas Petrleo viscoso Incrustaciones varias.

2.7.1 DEPOSICIN DE ARENA. La arena que suele transportar en suspensin el fluido origina

los siguientes problemas en el bombeo mecnico:

2.7.1.1 Desgaste de vlvulas. Cuando una a ms partculas de arena quedan atrapadas

entre la bola y el asiento de las vlvulas, se impide el cierre perfecto yconsecuentemente la hermeticidad. Esta situacin permitir que el fluido acompaado

por los granos abrasivos, se desplace a alta velocidad y desgaste fcilmente los

asientos, formando hendiduras y canaletas. Es aconsejable para tales casos instalar dos

vlvulas viajeras y dos de pie porque es casi improbable que simultneamente, pierdan

dos vlvulas, pero ser necesario tener en cuenta que la prdida de carga o cada de

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presin que se produzca ante petrleos viscosos no permitir el buen llenado del barril

provocando liberacin de gas y el consecuente bloqueo.

2.7.1.2 Acumulacin de arena entre barril y tubing atascando la bomba: esto hace

necesario sacar el tubing para poder cambiar la bomba. Normalmente se utiliza con

doble asiento, asiento mecnico inferior y a copas el superior. Se adjunta dibujo de niple

tubing para bomba doble asiento (para 16' y 24 pies). En los pozos poco profundos del

orden de 1000 m, o en aquellos ms profundos con buen nivel de fluido es suficiente el

anclaje superior a copas para prevenir el problema.

2.7.1.3 Desgaste del pistn y el barril.- Produciendo a veces el atascamiento del pistn.

En estos casos se trata de adecuar las caractersticas de la bomba a las condiciones

particulares del pozo y de acuerdo a los resultados previos obtenidos en pozos similares.

Las tcnicas que normalmente se aplican en nuestra operacin son:

Instalar filtros, (El tipo Parisi est compuesto por dos elementos principales: unaenvoltura exterior, perforada de acero, y un filtro interior, unidad filtrante, normalmente

de acero inoxidable son del tipo desarmable, para poder limpiarlos y repararlos, enmedidas de 2- 7/8" y 3-1/2").

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Fig.4 Filtro Parisi

Fuente: Petroproduccin


Utilizar vlvulas de retencin de arena Adecuar la luz entre pistn y barril de la bomba Utilizar pistones con anillos. Hay varios tipos, uno de ellos es el llamado de presin

activada del tipo de sello laberinto, donde una porcin de la carga de fluido se

transfiere, o reparte en cada anillo en la carrera ascendente. La presin hidrosttica,

expande los anillos y hacen contacto con el barril de la bomba.

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La parte superior de los anillos es cncava para lograr este efecto. En la carrera

descendente, los anillos se contraen y el pistn se desplaza libre sin fricciones,

limpiando las pequeas partculas de arena o suciedad.

Utilizar pistn Lubri-plunger. Tiene la particularidad de contar con solo dos sellos enlos extremos, de composicin especial, resistentes a la abrasin y fundamentalmente

una importante disminucin de dimetro entre ambos, que permite, en un

alojamiento estanco, mantener un lubricante que cumplir la funcin en las distintas

carreras de lubricar el barril y permitir que los extremos sellantes del pistn, se vean

favorecidos en su recorrido. De esta forma se impide el ingreso de arena / slidos al

espacio anular pistn / barril.

Al no haber escurrimiento entre pistn y barril, podemos considerar que su

eficiencia es alta.

De las soluciones indicadas la ms importante a considerar es el valor de la luz entre

pistn y barril. Nuestra experiencia nos indica que dicha luz deber ser la menor posible

a fin de no permitir que los pequeos granos de arena que decanten puedan pasar a

travs del espacio entre el pistn y el barril, evitndose de esta manera el excesivo

desgaste y atascamiento del pistn. El valor de luz que se adopte deber ademsasegurar un libre movimiento del pistn.

Cuando sea posible extraer muestras de arena del pozo, o tambin cuando se recupere

arena que ha quedado retenida en la bomba se puede efectuar un ensayo granulomtrico

para determinar el valor de la luz entre pistn y barril ms adecuado.

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a. Utilizar bombas con menor separacin entre vlvulas (Aproximadamente 3-1/2

menos que las bombas utilizadas).

b. Espaciar adecuadamente la bomba de modo de reducir al mnimo el espacio nocivo.

Esto se efecta regulando manualmente la posicin de la grapa del vstago pulido

hasta lograr el efecto deseado.

Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo. De esta forma se logra mayor

tiempo para el llenado de la bomba y por consiguiente mejora el rendimiento.

Profundizar la bomba, de manera que quede por debajo de la zona productora de alta

relacin gas-petrleo.

2.8 SEPARADORES DE GAS

Llamados tambin "anclas de gas" son utilizados en nuestra operacin en aquellos pozos

que debido a su alta relacin gas-petrleo, no se logran buenos resultados con las

tcnicas y dispositivos descritos.

(a) Cuando el pozo tiene suficiente profundidad a continuacin de los punzados, puede

utilizarse un separador de gas denominado "ancla natural" en el cual la succin de la

bomba se ubica por debajo de las zonas productivas (Fig. 16). El tubo de succin lo

constituye un tramo de tubing con perforaciones o ranuras que va instalado a

continuacin de la bomba. Este tipo de ancla permite la mejor separacin gas-lquido ya

que el gas producido estar por encima de la bomba y la seccin de pasaje del fluido es

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la mxima posible que pueda lograrse con cualquier otro tipo de ancla de gas. Para un

mejor resultado es recomendable, cuando sea posible, que la succin de la bomba se

ubique a 14.76 ft debajo del punzado productivo ms profundo, como mnimo. (6)

(b). En ste la instalacin se completa con un packer que se ubica por encima de las

zonas productoras a fin de que pueda liberarse el gas. El fluido llega a la bomba a travs

de un conducto con entrada en la parte inferior y el gas asciende por el espacio anular.

Fig. 5 Separador de gas



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Su utilidad est condicionada a la ubicacin de las zonas productivas y al nivel de luido

por lo que deber seleccionarse muy bien los pozos en los que se instalar.

Los proveedores de equipamiento de produccin, orientados al Bombeo Mecnico,

permanentemente estn experimentando con nuevos diseos y algunos de ellos se

recomiendan para ensayar.

2.9 PETRLEO VISCOSO

El petrleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamiento del pistn y a su

desplazamiento a travs de la tubera de produccin, provocando sobrecargas en los

componentes del sistema de bombeo.

En nuestra operacin se aplican distintas tcnicas para su extraccin:

Utilizar pistones de menor longitud (2' a 3'). Utilizar jaulas con mayor paso de fluido. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (G.P.M). Utilizar bombas con mayor luz entre pistn y barril.

En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20%, la inyeccin dedemulsionantes por el anular casing - tubing.

Producir por casing: Esta tcnica se utiliza para petrleos del orden de 10 a 16API para reducir el alto rango de cargas a que estara sometido el sistema con el

bombeo tradicional. La instalacin, consiste en la ubicacin de un packer sobre

los punzados y un tubing perforado sobre el packer.

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El fluido producido pasa por el tubing perforado y de ste a la superficie a travsdel espacio anular casing-tubing. La caera de produccin se llena normalmente

con gasoil o kerosene para reducir la friccin en el movimiento de las varillas y

de esta forma permitir aumentar los G.P.M. con el consiguiente incremento de

produccin.

2.10 INCRUSTACIONES

En algunos pozos de nuestra operacin se han observado incrustaciones de algn tipo,

en distintas partes de la bomba. Normalmente se acumula en las paredes del barril hasta

que por su espesor origina el atascamiento del pistn, sobre los asientos de las vlvulas,

en especial de la de pie. Tiene el mismo efecto que los granos de arena.

En casos de alta concentracin se producen obturaciones parciales de bar-collar, jaula

de vlvula de pie y filtros. La precipitacin de los carbonatos y la incrustacin resultante

se produce en este caso, por la cada de presin que experimenta el fluido a travs de la

bomba, por lo que se aplican las mismas recomendaciones prcticas indicadas para el

bombeo de pozos con gas.

2.11 BOMBAS DE TUBING

Las bombas de tubing son utilizadas para la extraccin de mayores volmenes de fluido.

Se las usa en aquellos pozos cuya produccin potencial supera la capacidad de una

bomba insertable, para el mismo dimetro de tubing.

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Las bombas de uso comn son las de pistn de 2-1/4" utilizadas en tubing de 2-7/8" y

las de 2-3/4" usadas en tubing de 2-7/8" y 3-1/2". En este tipo de bombas, el barril con

el niple asiento y la vlvula de pie instalada se bajan con los tubing y el pistn con las

varillas de bombeo. En el caso de tener que recuperarse la vlvula de pie y/o el pistn

puede efectuarse esta operacin sin retirar la caera de produccin. Esto es para

bombas de 2-1/4" en tubing de 2-7/8" o bombas de 2-3/4" en tubing de 3-1/2", donde

para recuperar la vlvula de pie se giran las varillas con el pistn solidario hacia la

derecha, y se enrosca el pescador en la vlvula de pie, recuperando el conjunto pistn-

vlvula.

Las bombas de tubing no son recomendables para trabajar en pozos con alta relacin

gas-petrleo pues tienen un espacio nocivo grande y se corre el riesgo de bloqueo por

tal motivo. Otra desventaja de este tipo de bomba es al bloquearse no se puede golpear,

ya que de hacerlo podra daarse el pescador o la conexin de la vlvula de pie, que son

las partes que se pondrn en contacto en dicha maniobra.

2.12 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA

La forma de transportar y utilizar las bombas de profundidad est indicada en el Manualde Procedimientos. Aqu nos limitaremos a transcribir las principales:

2.12.1 TRANSPORTE

En el transporte de bombas de profundidad debern tomarse todos los cuidados y

precauciones necesarios para que las mismas no se daen. Deben estar protegidas contra

la oxidacin y sus extremos tapados para evitar la entrada de cualquier cuerpo extrao.

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No deber permitirse que las bombas estn sueltas o rueden sobre el camin que las

transporta, ni tampoco debern asegurarse con cadenas o zunchos. Deben estar bien

sujetas y atadas con una faja blanda a efectos de prevenir daos. La bomba deber ser

transportada en camin, con el vstago hacia adelante.

2.12.2 EN EL POZO

La bomba debe ser colocada en un lugar plano sobre cuatro tacos de madera.

Debe usarse un trozo de maniobra (pony rod) en la parte superior de la bomba para toda

clase de maniobras. La llave de sostn debe ser colocada en la parte superior del

conector (rod coupling) del vstago de la bomba y no en el cuerpo del mismo.

La bomba no debe ser levantada o bajada con el vstago fuera del barril. Se debe sujetar

el vstago dentro del barril hasta que la bomba est en posicin vertical utilizando las

grapas al efecto que tienen los equipos de pulling.

Cuando la bomba se acerca al niple de asiento, debe ser bajada lentamente a fin de no

insertarla en el mismo en forma brusca y asentarla con aproximadamente 3.000 lbs., de

peso. Una vez que est asentada es recomendable bombear unas pocas veces paraasegurarse que est asentada y que tiene recorrido completo del pistn.

Espaciar el pistn lo ms bajo posible, dejando suficiente espacio que permita el

estiramiento de las varillas para evitar que el rod coupling golpee contra el rod guide.

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2.12.3 REPARACIN Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD

Se realizan en un taller provisto de todas las herramientas adecuadas con operarios

especializados. Despus de su armado y/o reparacin se hace un informe de bombas

realizado en la computadora.

Este es un informe similar al API. adaptado a nuestras operaciones y tipos de bombas

utilizadas. Se obtiene de l la siguiente informacin:

- Tipos de fallas en las bombas- Duracin de las bombas- Fallas por reas o distritos- Tipo de repuestos y cantidades utilizadas- Materiales extraos encontrados- Datos por pozos, o por nmeros de bombas- Accidentes- Contaminacin ambiental

2.13 COLUMNA DE BOMBEO

La columna de bombeo est constituida por las varillas de bombeo, los trozos de

maniobra y el vstago pulido. En esta seccin indicaremos las especificaciones

generales de las normas API 11-B y 11-D, segn las cuales se construyen dichos

elementos, y diversos aspectos referentes al uso de estos en nuestra operacin.

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2.13.1 VARILLAS Y TROZOS

Materiales. Las varillas de bombeo (sucker rod) y los trozos de maniobra (pony rod) se

fabrican en los grados K, C y D, y deben responder a las especificaciones indicadas en

la Tabla 1.

Tabla 1 Propiedades qumicas y mecnicas

Resistencia a la rotura traccinGrado ComposicinQumica Mnimo

(psi)

Mximo

(psi)K Acero AISI 46 XX 85000 115000C Acero AISI 1035 90000 115000D Acero al carbono o aleado 115000 140000

UHS-NR Acero 4142 140000 150000NORRIS-97 Acero 4142 140000 150000



Cuplas y proteccin de rosca.- Salvo que se indique lo contrario, todas las varillas de

bombeo sern suministradas con una cupla ensamblada en uno de los extremos. Las

roscas expuestas (pin y cuplas) sern provistas con guardaroscas.

2.13.2 CUPLAS Y REDUCCIONES

2.13.2.1 Tipos. Las cuplas y reducciones pueden ser del tipo "fullsize" (mayor dimetro)

o "slimhole" (menor dimetro). En nuestra operacin utilizamos las cuplas "fullsize" de

dimetros 3/4" y 7/8" y las "slimhole" de dimetro 1" en tubing de 2 -7/8".

Tambin pueden ser lisas exteriormente o con rebaje para llave; en nuestra operacin

utilizamos las primeras. (7)

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2.13.2.2 Clase. Se refiere a la especificacin de los materiales, las cuplas y reducciones

que usamos son clase T, UHS y N-97, con dureza Rockwell "C" segn se indica:

Clase Dureza Rockwell "C"

T Mnimo 23 - Mximo 26

UHS Mnimo 30 - Mximo 34

N-97 Mnimo 56 - Mximo 62

Dimensiones. Las dimensiones de las cuplas y reducciones "fullsize'' y "slimhole" sern

de acuerdo a lo indicado en las tablas IV y V.

Tabla 2 Cuplas y Reducciones

CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SIZE

Dimetrovarilla

Dimetroexterior

(W)

Longitudmnima

(NL)

Para utilizar enTubing

OD mnimo

3/4" 1-5/8" 4" 2-3/8"

7/8" 1-13/16" 4" 2-7/8"

1" 2-3/16" 4" 3-1/2"

CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SLIMHOLE

Dimetrovarilla

Dimetroexterior

(W)

Longitudmnima

(NL)

Para utilizar enTubing

OD mnimo

3/4" 1-1/2" 4" 2-1/16"

7/8" 1-5/8" 4" 2-3/8"

1" 2" 4" 2-7/8"



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2.13.3 VSTAGO PULIDO

2.13.3.1 Dimensiones generales. A continuacin se indican las dimensiones de los

vstagos que utilizados en la operacin:

Tabla 3 Dimensiones de los Vstagos

DimetroExterior

(Pulgadas)

Longitud(Pie)

Dimetro nominaldel pin

(Pulgadas)

1-1/4" 16-22 1-3/16"

1-1/2" 16-22 1-3/8"



2.13.3.2 Material. Los vstagos que utilizamos son construidos de acero al carbonoSAE 1045 con lmite de fluencia mnimo de 80000 psi. Para fluidos corrosivos se

utilizan vstagos de las mismas caractersticas pero metalizados.

2.13.4 CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS

2.13.4.1 VARILLAS

Pin. No deber tener filetes con flancos disparejos o partes faltantes de material o

fisuras del material provocados por el forjado. La longitud de la rosca ser de acuerdo a

lo que se indica:

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Tabla 4 Varillas

Dimetro varillas(Pulgadas) Longitud pin(mm) Longitud rosca(mm)

3/4" 36.5 21.4

7/8" 41.3 24.2

1" 47.6 31.8



Espejos. No debern tener material arrancado ni presentar golpes o marcas de

maquinado.

Cuerpo. No debern presentar marcas profundas ni superposicin de material

proveniente del laminado de la barra y debern conservar la seccin circular en toda su

longitud.

Las varillas debern estar razonablemente derechas, para ello se las har girar sobre

cinco puntos de apoyo y cualquier desviacin superior a 1/8" en un giro completo ser

motivo de rechazo. (8)

Recalques. No debern tener superposicin de material ni marcas de forjado profundas.

2.13.5 CUPLAS

Espejos. Debern ser planos sin marcas de material arrancado, engranes, golpes o

seales de maquinado defectuoso.

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Roscas. Los flancos de los filetes debern ser lisos sin marcas de arrastre de material.

Desalineacin:

Fig. 6 Desalineacin:



Para controlar la desalineacin entre los ejes de simetra de la rosca de la cupla o

reduccin con el de la varilla, se proceder como sigue:

Desalineacin paralela. Se deber medir con un calibre el espesor de pared del cuerpo

de la cupla, para ello se tomarn dos puntos opuestos de medicin que pertenezcan a un

mismo dimetro. No se admitir una diferencia entre ambas medidas mayor que 0.5

mm. (0.020") Desalineacin angular. Se utilizar el calibre patrn preparado al efecto,

enroscndole la cupla a mano hasta hacer tope los espejos.

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La desalineacin angular se controla midiendo con una sonda de espesores el contacto

entre espejos.

2.14 FALLAS COMUNES EN LA CONEXIN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS

2.14.1 CONEXIN DE LAS VARILLAS

Al efectuar las conexiones de las varillas se requiere que cada unin sea ajustada con un

determinado torque que asegure una adecuada pretensin del pin. Esto evitar que se

produzca la separacin entre los espejos del pin y de la cupla durante el ciclo de

bombeo, eliminndose la posibilidad de roturas de pin por dicha causa. Debido a las

altas cargas a que las varillas del grado D estn sometidas, se tienden a separar los

espejos de los pines de las cuplas. Por este motivo, los valores de torque adoptados son

ms altos que los recomendados por la Norma API RP11BR

Se calibra la llave hidrulica solamente con los valores de desplazamiento

circunferencial indicados en la plantilla de control correspondiente al fabricante, (para

varillas de 3/4", 7/8" y 1" de dimetro) que corresponden a 45.000 PSI, 60.000 PSI, o

78.000 PSI, de pretensin de acuerdo al yacimiento y calidad de la varilla utilizada.

Dicho desplazamiento pre-cargar al pin y generar una fuerza de friccin entre lassuperficies de los espejos. (9)

2.14.2 OPERACIN DE CONEXIN DE LAS VARILLAS

La operacin de conexin de las varillas se efecta de la siguiente forma:

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a. Varillas en uso. Se lubrica la rosca (pin) con una pequea cantidad de grasa especial

y se enrosca manualmente la varilla hasta que hagan tope los espejos del pin y de la

cupla. En esa posicin se marca con tiza, en forma vertical, abarcando el extremo de la

cupla y el dimetro exterior del pin.

A continuacin se la afloja y ajusta nuevamente a mano para verificar la lnea de

referencia y luego se la ajusta al valor del desplazamiento requerido con la llave

hidrulica. Se mide el valor del desplazamiento con la plantilla correspondiente, y en

caso de no coincidir el valor, se regula la llave y se repite la operacin hasta lograr el

desplazamiento correcto. En nuestra operacin se repite el control del torque en la

quinta o dcima varilla para asegurar que la calibracin de la llave se mantenga

constante y luego se repite cada veinte conexiones.

b- Varillas nuevas. La operacin se realiza en la misma forma que para varillas en uso

pero efectuando dos veces la operacin de ajuste con la llave hidrulica y desenrosque

(doble torque). Finalmente se controla el desplazamiento requerido.

c- Cuplas reducciones. En ambos casos (usadas y nuevas): las mismas debern serajustadas con el desplazamiento circunferencial, dado por la plantilla correspondiente al

fabricante, para cada dimetro y en forma manual indefectiblemente.

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2.14.3 CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS

a. En la carga y descarga. El movimiento de los cajones de varillas deber efectuarse

utilizando una viga de carga o soportes adecuados que permitan tomarlos de los

extremos, nunca efectuar esta maniobra tomando el cajn de su punto medio.

Si las varillas se transportan sin embalaje en distancias cortas, las mismas debern

apoyarse sobre cuatro cuas de madera como mnimo y distribuidas simtricamente en

su largo. Los apoyos extremos se ubicarn prximos al final de las varillas y cada tanda

horizontal debe estar separada por espaciadores de madera. Se evitar colocar elementos

metlicos que puedan golpear sobre las varillas y se sujetarn al transporte son sogas

blandas.

Las roscas de las varillas nuevas o usadas en depsito deben estar limpias, lubricadas

con aceite SAE 40 e inhibidor de corrosin (50%) y cubiertas con protectores en buen

estado. Cuando se descarguen varillas sueltas en el depsito o en el pozo se las colocar

sobre caballetes de madera (o metlicos debidamente recubiertos) y separadas las tandas

horizontales de la misma forma que lo indicado para el transporte.

b. En operacin de pulling. Las varillas deben manipularse con cuidado para evitar

cualquier golpe que pueda daarlas.

Los pines y las cuplas debern limpiarse perfectamente tanto en la parte roscada como

en el espejo; toda cupla o pin con rosca en mal estado o con los espejos daados deber

ser descartada.

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Antes de enroscar las varillas para ser bajadas al pozo, debe lubricarse el pin con una

pequea cantidad de grasa especial.

El torque debe ser controlado en la forma ya indicada y la llave hidrulica deber

calibrarse nuevamente cuando en la sarta se cambie el dimetro de la varilla. Es

importante previo a la calibracin de la llave, hacer circular el sistema hidrulico de la

misma para que el fluido alcance la temperatura normal de funcionamiento.

2.14.4 ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS

Una sarta de varillas correctamente diseada, observando los cuidados en su manipuleo

que hemos indicado, usando torques correctos y bien operada tendr un mayor tiempo

de vida y un servicio econmico y satisfactorio.

El tiempo de servicio depender del control de todas las condiciones que contribuyen a

fallas prematuras, as como a la determinacin temprana de las causas de tales fallas y la

correccin del problema. Una rpida identificacin de las fallas nos permitir tomar

medidas correctivas para prevenir la repeticin de las mismas, reduciendo los tiempos

de parada y la prdida de produccin que ello implica.

Casi todas las roturas de varillas se deben a fallas por fatiga o por tensin esttica.

La falla por tensin esttica ocurre por la aplicacin de una carga que supera la tensin

de fluencia del material de la varilla. Dicha carga se concentra en un punto de la sarta y

produce la reduccin de la seccin transversal y la consecuente rotura en ese punto. Este

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es un tipo poco comn de falla y ocurre cuando en una intervencin del pozo se tira la

sarta con una fuerza excesiva, como por ejemplo para desasentar una bomba atascada.

Para trabajar con un cierto margen de seguridad, la fuerza de traccin que se aplique a la

sarta nunca deber ser mayor que el 50 % de la tensin de fluencia del material de la

varilla. En el captulo de intervenciones de pozos se indica una tabla con los valores

mximos en libras a aplicar sobre el peso de varillas para desasentar bombas insertables.

Todas las otras roturas se producen por fatiga. El trmino fatiga se refiere a un tipo de

falla en la varilla que ocurre con la aplicacin de cargas menores que la tensin de

fluencia y bajo condiciones de cargas cclicas que ocurren durante el ciclo de bombeo.

La accin de estos esfuerzos repetitivos puede formar en algn punto de la seccin

transversal de la varilla pequeas fisuras, en las que se produce una concentracin de

tensiones. El efecto de repeticin de los ciclos de carga hace que dichas fisuras se

extiendan en forma progresiva hasta que la seccin resistente disminuye y se produce la

rotura sin deformacin previa (como si fuera un material frgil). Este efecto es mas

notorio cuando la varilla presenta alguna falla superficial que produce una

concentracin de tensiones, la falla progresa gradualmente a travs de la barra y en

forma perpendicular al eje de la misma. La falla por fatiga se puede identificarclaramente en la seccin de rotura, por una zona griscea de grano fino y relativamente

pulida (donde se inici la falla) y otra superficie de grano grueso y rugosa de la rotura

propiamente dicha.

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2.15 CAUSAS DE FALLAS

a. Fallas debido a curvaturas. Las varillas son fabricadas con una desalineacin del

cuerpo no mayor de 1/8" en 5'; si el cuerpo de la varilla tiene una desalineacin mayor

que la mencionada, la varilla no deber utilizarse. Si se produce en la barra una

curvatura despus que ha sido fabricada se introduce en la misma, cambios en su

estructura metlica y concentracin de tensiones que pueden provocar roturas por fatiga.

Dichas curvaturas pueden ocurrir cuando se levanta la varilla de ambos extremos y se

deforma debido a su propio peso.

b. Fallas debido a flexin. Estas fallas ocurren por el movimiento de la sarta durante el

ciclo de bombeo y son provocados por distintas causas tales como: velocidades de

bombeo muy altas, bloqueo de bomba, golpe de fluido y cualquier movimiento de la

sarta que no le permita a sta moverse lo ms verticalmente posible. Tales

circunstancias hacen que la sarta flexione y puedan causar fisuras por fatiga que

provocan la falla por el mismo motivo. Generalmente se coloca sobre la bomba un

tramo de varillas de mayor dimetro a fin de darle peso para mantener la sarta en

tensin y evitar la flexin.

c. Fallas por daos superficiales. Todo dao en la superficie de las varillas y cuplas

provocado por un inadecuado manipuleo de las mismas constituyen puntos de

concentracin de tensiones que finalmente provocan fallas por fatiga. De manera que

toda varilla o cupla que presenten marcas de llave, hendiduras profundas, impactos por

golpes, etc. debern descartarse.

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En el caso que el elevador de varillas no estuviera en buenas condiciones, deber

reemplazarse a fin de evitar las fallas que se indican a continuacin:

Roturas que se producen en el cuerpo de la varilla, cercanas a la transicin entre elcuerpo y el recalque. En este caso la falla puede ser producida por inclinacin del

elevador, que imparte de esta forma una curvatura en la varilla y crea en ese lugar un

punto de concentracin de tensiones. Este problema de "elevadores inclinados" (o sea

cuando el cuerpo del mismo no est a 90 con respecto al eje de la varilla) ocurre en

elevadores desgastados o deteriorados debido a la aplicacin de sobrecargas.

Roturas en el recalque de la varilla debidas a marcas en el mismo que se producencuando el contorno del asiento del elevador est desgastado y no coincide con la forma

de recalque de la varilla. Este contorno suele ser postizo y recambiable, a medida que se

deteriora, y est normalmente construido de un material ms blando que el de las

varillas.

Pozos excesivamente desviados, o que se perforaron especficamente de esa manera,generan en el bombeo inconvenientes de desgaste y rotura prematura de la columna de

produccin. Sin la posibilidad de otras tcnicas de extraccin, debemos apuntar a

optimizar el uso de lo disponible y para ello la centralizacin de las varillas

acompaadas de rotadores de superficie prolonga la vida de la sarta en forma

importante.

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Se deber tener cuidado en la seleccin de los centralizadores; la rotura de losmismos complica generalmente no slo el proceso del bombeo sino que tambin

obstruyen en forma severa lneas de conduccin, vlvulas de colectores o manifolds,

separadores etc..

Son recomendables aquellos fusionados a las varillas (de fbrica, o con procesos

similares) y no los independientes que se fijan mecnicamente o por friccin a la varilla.

Con respecto a los rotadores de superficie, hay en el mercado dos proveedores lderesy ambos dan buenos resultados, HUBER y TULSA.

d. Fallas en las conexiones. El nmero de fallas en las conexiones se dividen casi

igualmente entre la cupla y el pin. Las roturas de pin y cupla, salvo raras ocasiones, son

siempre el resultado de un torque incorrecto o falta de limpieza en las roscas. Si la unin

tiene poco torque, el espejo del pin y de la cupla se separa en operacin provocando

roturas de pin o de cupla por fatiga. La fisura que se produce en el pin suele ubicarse en

la raz del primer filete de rosca a continuacin del undercut. En la cupla se inicia, por

lo general, en la raz del filete coincidente con el ltimo filete del pin y progresa hacia elexterior.

Si la unin est pasada de torque el pin estar muy pretensado y cuando deba soportar el

peso de las varillas ms el fluido podr excederse la resistencia del mismo y fallar. Es

muy importante entonces respetar los valores de torque y verificarlo con el calibre de

control.

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2.16 VARILLA DE 7/8 CON PIN DE 1

La rotura de pines de 7/8, en las sartas de varillas, es un problema que las estadsticas

de fallas ponen de manifiesto. Y como una constante en todo tipo de yacimientos.

En la siguiente tabla se muestran las relaciones existentes entre secciones para cada

dimetro de varilla.

Tabla 5 Dimetro de Varilla

DIMETRO

CUERPO PIN RELACIN

5/8" 197.83 mm2 316.20 mm2 1.60

3/4" 284.88 mm2 423.98 mm2 1.49

7/8" 387.75 mm2 547.94 mm2 1.41

1" 506.45 mm2 762.68 mm2 1.50



En la varilla estndar de 7/8 la relacin de rea no se mantena haciendo la zona de pin

ms dbil y por ende un punto de falla ms concentrado dentro de la sarta.

2.17 TUBERA DE PRODUCCIN (TUBING)

Como ya se indic, la tubera de produccin se utiliza para conducir el fluido del pozo

hasta la superficie. Por las caractersticas de operacin este elemento est sometido a

diversos esfuerzos (traccin, presin interna, presin externa) y a desgastes por

rozamiento interior (varillas de bombeo) y exterior contra el casing en las operaciones

de pulling, o en bombeo cuando no est anclado.

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Consecuentemente, su uso ha obligado a desarrollar diferentes tipos de aceros as como

tambin distintos tipos de uniones que han permitido trabajar a mayores profundidades

y presiones.

Los tubing se fabrican en distintas calidades segn su resistencia, en aceros de grado J-

55, C-75, N-80, P-105, P-110 y de acuerdo a los requerimientos de las normas API 5A,

5 AC y 5 AX (el grado del acero indica el lmite de fluencia mnimo en miles de psi).

En Petroproduccin utilizan tubings sin costura con recalque externo (EUE) y rosca

redonda de ocho filetes por pulgada (8 rd).

Tabla 6 Dimensiones generales de tubing

(Dimensiones en pulgadas; peso en libras por pie; rea en pulgadas cuadradas)

Dimetroexterno

Plg.Grado

Pesocon

cupla

Dimetrointerior

Plg.

EspesorparedPlg.

reatransversal

Plg2.

Dimetroexternocupla

2-3/8" J-55 4.7 1.995 0.190 1.304 3.063

2-7/8" J-55N-80

6.5 2.44 0.217 1.81 3.668

3-1/2" J-55 9.3 2.992 0.254 2.59 4.5



2.17.1 MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA

Las estibas en la locacin debern hacerse sobre caballetes, tres por tubing o cinco por

tiro doble.

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No retirar los protectores de las roscas hasta el momento de ser utilizados.

Las roscas y cuplas deben limpiarse con gasoil o kerosn y lubricarse en el momento de

enroscar, con grasa grafitada. Cada vez que se baje tubing deber correrse un calibre

para su inspeccin, descartando aquellos por donde no pase este calibre.

Controlar las uniones; las cuplas golpeadas o gastadas al igual que el tubing o cuplas

con roscas deterioradas debern reemplazarse. Asegurarse que las cuplas sean del

mismo grado de acero que el tubing.

Durante la maniobra debe evitarse la introduccin de materias extraas dentro de los

tubing; y en lo que respecta a la parte exterior deber evitarse pisar sobre los mismos o

apoyar herramientas y elevadores.

Al iniciar el enrosque hacerlo a mano para evitar el "cruce" de filetes, aplicar los torques

en forma correcta y observar que penetren todos los filetes.

Cuando se mueven tubing de pozo a estiba o viceversa, colocarle el guardarosca paraevitar que se deterioren al deslizar sobre la estiba.

2.17.2 ANCLAJE DEL TUBING

Durante el ciclo de bombeo, la carga de fluido, al actuar alternativamente sobre el

tubing (carrera descendente vlvula viajera abierta) y sobre las varillas (carrera

ascendente - vlvula viajera cerrada), provoca estiramientos y acortamientos cclicos de

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la tubera. Este movimiento puede causar desgastes de las cuplas por rozamiento con el

casing y disminuir la carrera efectiva del pistn que se traduce en prdida de

rendimiento de la bomba.

Para evitar dichos inconvenientes se vincula el tubing al casing mediante un "ancla" que

permite mantener traccionada la tubera de produccin. Tenemos dos tipos de anclas

catcher: Baker, las cuales se asientan y desasientan en igual forma.

2.18 DESCRIPCIN Y OPERACIN DEL ANCLA

En la Fig. 7, se indican las partes componentes del ancla tipo catcher de Baker modelo

B3, utilizada en la operacin.

Las cuas que ajustan contra las paredes del casing tienen entalladuras en dos

direcciones para evitar ambos movimientos verticales, en caso de rotura del tubing las

cuas impiden el desplazamiento del resto de la tubera hacia el fondo del pozo

facilitando de esta manera las operaciones de pesca.

Para operar el ancla se la baja al pozo de tal forma que los extremos libres de los flejes

centralizadores queden hacia abajo. Estos centralizadores que tienen por objeto no

permitir girar el cono en las operaciones de fijar y librar el ancla, estn vinculados en su

extremo superior.

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Fig. 7. Ancla



Una vez que el ancla est en la profundidad deseada, se gira la tubera de 5 a 8 vueltas a

la izquierda hasta que las cuas hagan contacto con el casing.

Manteniendo la tubera torsionada se le aplica alternativamente entre 8000 a 10000 lbs

de tensin y peso hasta lograr asentar las cuas.

Si durante esta operacin se llegara a perder la torsin de la tubera se la continuar

girando hasta lograr la torsin necesaria, repitiendo luego la operacin.

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Una vez fijada el ancla se libra la torsin aplicada, se da todo el peso de tubing

suavemente y se tracciona la tubera. El valor de la fuerza a aplicar se determina de

acuerdo al procedimiento de clculo que se indica ms adelante.

a) Librado del ancla. Para librar el ancla se aplica peso y se gira la tubera de 5 a 8vueltas a la derecha, mientras se la mueve alternativamente hasta eliminar por

completo el torque. Realizado esto se eleva la caera evitando todo movimiento

hacia la izquierda que pueda desplazar las cuas.

b) Librado de emergencia. Si en la operacin anterior no se logra librar el ancla sernecesario circular el pozo y volver a hacer nuevamente la maniobra de librado.

c) Seguridad en el Trabajo por la Observacin Preventiva

Actualmente se utilizan anclas cuyos pernos de seguridad le confieren a la misma una

resistencia total de corte de 60.000 lbs. La resistencia al corte de los pernos del ancla se

determina mediante ensayos del material y de acuerdo a los valores que se obtienen se

colocan en el ancla el nmero de pernos necesarios para lograr la resistencia total de

corte indicada. De manera tal que segn sea la condicin de operacin que se presente,

habr que sumar a los pesos de la tubera, varillas y/o fluido, la resistencia total de cortede los pernos del ancla para estimar las fuerzas necesarias (Fc).

Durante esta maniobra debe tenerse en cuenta que el valor de (Fc) no sobrepase el lmite

de fluencia del material de la tubera.

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2.18.2 PROCEDIMIENTO DE CLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE

TUBERAS CON ANCLA

2.18.2.1 FUERZA A APLICAR A LA TUBERA AL FIJAR EL ANCLA

Para el clculo de la fuerza total (Ft) a aplicar a la tubera se debe tener en cuenta

adems del estiramiento que le produce la carga de fluido, los efectos debidos a la

sumergencia de la bomba y a la temperatura del fluido.

La sumergencia de la bomba es la diferencia entre la profundidad a la que sta se

encuentra y el nivel de fluido del pozo. Normalmente, mientras el pozo no est en

bombeo sube el nivel del fluido (nivel esttico), o en el caso de pozos nuevos el nivel

puede estar en boca de pozo. Luego, en bombeo el nivel de fluido se ubicar en una

zona ms prxima a la bomba (nivel dinmico).

Recordemos que todo cuerpo sumergido recibe un empuje de abajo hacia arriba cuyo

valor es igual al peso del volumen de fluido desalojado. Quiere decir que el peso del

tubing sumergido variar de acuerdo al nivel de fluido del pozo. Por lo tanto, para que la

tubera quede correctamente traccionada debemos tener en cuenta este efecto en la

determinacin de la fuerza a aplicar a la misma.

Referente a la temperatura del fluido sabemos que la misma aumenta con la profundidad

del pozo. La temperatura del fluido en superficie depende entre otros factores del caudal

bombeado, cuanto mayor sea ste, en mayor proporcin se transmitir la temperatura de

fondo a superficie.

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Cuando el pozo no est en bombeo, la completacin de fondo baja su temperatura

tendiendo al gradiente trmico natural de las formaciones. Luego en bombeo se eleva

gradualmente su temperatura, haciendo que la misma se dilate y como consecuencia la

tubera quedar con menor tensin si no tenemos en cuenta este efecto.

El valor de la fuerza total ser entonces:

Ft = F1 + F2 - F3 (expresado en libras sobre el peso de la tubera)

Los valores de F1, F2 y F3 son fcilmente obtenidos a partir de tablas proporcionadas

por el fabricante del ancla; las utilizadas en nuestra operacin son tipo catcher modelo

B3 de Baker.

a. Determinacin de F1. El valor de F1 depende del nivel dinmico, el cual lo

consideramos de acuerdo a los datos disponibles en el archivo del pozo, quedando a

criterio de quien efecte el clculo, la confiabilidad de los "sonolog" en cada caso

particular (expresar los niveles en pies; para pasar valores en metros a pies multiplicar

por 3,281). Si no es posible obtener este dato se deber considerar el caso ms

desfavorable, que se producir cuando el nivel de fluido se encuentre en la bomba,

tomando esa profundidad como nivel dinmico del pozo.

La segunda variable que interviene en la determinacin de F1 ser la profundidad a la

cual se asentar el ancla (en pies). La tabla correspondiente para determinar el valor de

F1 se encuentra en el anexo 1. Supongamos un ejemplo: tubing 2-7/8", nivel dinmico

5500' y profundidad del ancla a 5500'.

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El uso de la tabla para determinar el valor de F1 es simple, ya que solamente hay que

buscar sobre el eje horizontal el nivel dinmico del pozo en pies, mientras que sobre el

eje vertical se localiza la profundidad a la que se fijar el ancla (en pies); luego,

trazando paralelas por esos valores a ambos ejes, en su interseccin se lee el valor

correspondiente a F1. En definitiva, en el ejemplo se ve que para un nivel dinmico de

5500' y el ancla en la misma profundidad, el valor de F1 es 12480 Libras.

b. Determinacin de F2. El valor de F2 depende de la temperatura del fluido del pozo en

superficie y del promedio anual de la temperatura ambiente del yacimiento, medidas en

grados Fahrenheit (F). Estas temperaturas ya han sido estimadas para nuestra

operacin, tomando como temperatura promedio del fluido en superficie 90 F y como

temperatura ambiente promedio anual de 50 F. De todas formas, actualizar esta

informacin, cada vez que se requiere ser importante, dado el peso que tiene el dato de

F2 en el clculo final de estiramientos y tensiones a aplicar.

Recordar que las temperaturas se deben expresar en grados Fahrenheit (F) y no en

grados celsius (C), por lo que, si es necesario pasar de (C) a (F) debe utilizarse la

siguiente frmula:F = ( C x 9/5 ) + 32

La temperatura del fluido del pozo en superficie es conveniente tomarla para cada caso

en particular, en especial para aquellos pozos que produzcan grandes caudales de fluido

(por ejemplo los pozos afectados al waterflood) recordando que la misma se expresa en

(F).

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Para elegir el valor de F2 se utiliza el anexo 3. La forma de obtener el valor de F2 es

restar a la temperatura del fluido del pozo en superficie la temperatura promedio anual

ambiente, con lo que obtenemos una diferencia que la llamaremos T. Con ese valor de T

buscamos en la tabla. Para nuestro ejemplo T = 40 F corresponde un valor de F2 =

7500 libras.

c. Determinacin de F3. Para determinar el valor F3 se utiliza la tabla del anexo 4. Este

valor est determinado por dos variables. La primera es el nivel esttico del pozo en el

momento de fijar el ancla y la segunda la profundidad del ancla. En el caso de pozos

viejos, este nivel puede ser obtenido por medida directa en el momento de sacar la

tubera de produccin, ya que si el pozo ha estado parado algn tiempo, en la tubera

puede verse la marca hasta donde lleg el fluido.

En los casos de pozos recin completados a poner en produccin la operacin de fijar el

ancla se hace con pozo lleno, por lo que tomaremos el mnimo valor que figura en la

tabla: 250' para el nivel esttico. Para determinar entonces el valor de F3 hay que buscar

sobre el eje horizontal el nivel esttico del pozo en el momento de fijar el ancla (pies),

mientras que sobre el eje vertical se localiza la profundidad a la que se asentar el ancla(tambin en pies). Luego, trazando paralelas a ambos ejes por los valores buscados, en

la interseccin de stas se lee el valor de F3 en libras.

En definitiva, en el ejemplo se observa que para un nivel esttico de 250' y una

profundidad del ancla de 5500', el valor de F3 es = 90 libras. Si se trata de un pozo en

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produccin cuyo nivel esttico se encuentra a 4750', en la tabla encontramos el valor de

F3 = 2840 libras.

d. Clculo de la fuerza inicial en el tubing Ft.

- nivel esttico pozo recin completado (lleno)

Ft = F1 + F2 - F3

Ft = 12480 + 7500 - 90 = 19890 libras

- nivel esttico pozo en produccin (4750')

Ft = 12480 + 7500 - 2840 = 17140 libras

2.18.2.2 CLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIN DE LA

FUERZA Ft A APLICAR

De acuerdo al Manual de Produccin-PAE, lo que hacemos es en realidad medir el

estiramiento que se le dar al tubing cuando se fije el ancla, el cual est directamente

relacionado con la tensin Ft que ya calculamos y con la profundidad a la cual se fija el

ancla. El valor de dicho estiramiento se podr calcular rpidamente mediante la

aplicacin de la expresin matemtica de la Ley de Hooke.

Ecuacin No. 1

AE

LFe

=

Fuente: Ley de Hooke

(1)

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Donde:

e: estiramiento

F: fuerza de traccin aplicada

L: longitud de la tubera sometida a traccin

E: mdulo de elasticidad del material

A: seccin transversal de la tubera.

Utilizando unidades usuales y operando la ecuacin (1) se obtiene:

- para tubing 2-7/8" - 6.5 lbs/pie

e = 0.22 * F * L

- para tubing 3-1/2" - 9,3 lbs/pie

e = 0.154 * F * L

En las que:

e: pulgadas de estiramiento

F: fuerza en miles de libras

L: longitud en miles de pies

E: 30 * 10

6

psi

A: seccin en pulgadas cuadradas.

Volviendo al ejemplo; tubing 2-7/8", 6.5 lbs/pie, tendremos:

(1) Ft = 19890 libras

e = 0.22 * 19.89 * 5.50 = 24"

(2)

(3)

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(2) Ft = 17140 libras

e = 0.22 * 17.14 * 5.50 = 20.74" = 20-3/4"

2.18.2.3 FUERZA Ft EN CASO DE BAJAR TUBING PROBANDO

HERMETICIDAD

Si el tubing que se baja al pozo se est probando por prdidas, hay que tener en cuenta

que el peso del agua que hay en su interior ya lo est estirando en un cierto valor, por lo

que al valor de la fuerza (Ft) calculada para una operacin normal (sin bajar probando)

hay que restarle el peso de fluido contenido en el tubing desde superficie hasta el nivel

de fluido del pozo en el momento de la operacin (nivel esttico).

En la Tabla 7 se indican los valores de la fuerza (Ft) en libras y los correspondientes

estiramientos en pulgadas de los tubing 2 -7/8" y 3 -1/2" para distintas profundidades de

asentamiento del ancla. Los valores indicados en dicha tabla se calcularon para niveles

estticos en boca de pozo, nivel dinmico en bomba (igual valor para la profundidad del

ancla) y un valor diferencial entre la temperatura del fluido en superficie y la

temperatura promedio anual ambiente de 40 F.

En aquellos pozos cuyas condiciones difieran de las indicadas para dicha tabla, se

proceder al clculo de tensiones y estiramientos por el mtodo ya descrito.

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