Bombeo de Cavidades Progresivas Informe

8/16/2019 Bombeo de Cavidades Progresivas Informe

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BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS (BCP)

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1. INTRODUCCION

Las reservas de petróleo liviano están comenzando a declinar poco a poco y las de

crudo pesado y bitúmenes de Grado API (10-22.3) o menor, se irán transformando en

posesiones muy valiosas. Estas reservas se encuentran presentes en países como;

Argentina (cuenca del golfo de San Jorge), Venezuela (Faja de Orinoco que tiene los

depósitos más grandes del mundo), Estados Unidos-California, Canadá y otros países

donde los reservas de petróleo pesado son menores.

Es muy importante que el ingeniero de producción conozca las alternativas disponibles

cuando le corresponda diseñar o seleccionar un sistema de levantamiento artificial,

debido a que en un proceso de producción de hidrocarburos existen diferentes técnicas

para llevar los fluidos contenidos en una formación desde el subsuelo hasta la

superficie.

Es de interés mencionar que cuando el yacimiento tiene la suficiente energía, para

levantar estos fluidos hasta la superficie, se dice que el pozo produce en forma natural.

Cuando esto no es posible, es decir, el yacimiento solo tiene la presión necesaria para

levantar los fluidos hasta cierto nivel dentro del pozo, es necesaria la instalación de un

sistema de levantamiento artificial, que adicione presión para poder llevar los fluidos

hasta la superficie.

El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos

de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el

diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor

afluencia de fluidos. El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad

progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada

desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un

motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos

viscosos, pesados aún si estos transportan partículas sólidas, y/o flujos bifásicos de

gas y petróleo.


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Los métodos de levantamiento artificial más comunes al comienzo de la industria

petrolera eran: bombeo mecánico convencional (BMC) para crudos pesados y

levantamiento por gas (GL) para crudos medianos y livianos. Posteriormente comienzala aplicación en campo, de métodos no convencionales, tales como el bombeo electro

sumergible (BES) y el bombeo por cavidades progresivas (BCP). El desarrollo de este

trabajo se enfatizará totalmente sobre este último, el cual es muy utilizado en la

industria petrolera por los beneficios que genera su aplicación.

2. OBJETIVOS

Conocer los principios físicos, el funcionamiento, la instalación en superficie y en

fondo, las especificaciones y dimensionamiento del equipo. Reconocer las características de este mecanismo tanto en cuanto a costos.

Identificar los tipos de diseño del equipo.

3. MARCO TEÓRICO

Las bombas de cavidades progresivas (BCP) representan un método de Levantamiento

Artificial de crudos pesados, medianos y livianos que ofrece una amplia versatilidad,

alta eficiencia y bajo costo. La geometría simple de este tipo de bombas constituidas

principalmente por un rotor metálico y un estator elastomérico.

Las bombas de desplazamiento positivo se caracterizan por ofrecer un caudal

constante (teóricamente) aunque se varíe la presión de descarga de la misma, lo que

representa una de las mayores ventajas de este tipo de bombas. Adicionalmente

mediante la tecnología de cavidades progresivas se pueden bombear fluidos con

contenidos de agua, arena y parafinas.

Algunas fallas presentadas por los estatores elastoméricos de las bombas de

cavidades progresivas (BCP) justifican la necesidad de identificar las causas de dichas

fallas y establecer los controles necesarios sobre criterios de selección, diseño e

instalación de bombas en las completaciones.


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3.1. PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA

Una Bomba de cavidad progresiva consiste en una bomba de desplazamiento positivo,

engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son: EL rotor y el estator.

El rotor, que es la única parte movible de la bomba es una pieza de metal pulido de alta

resistencia, con forma de hélice simple o doble. El estator es una hélice doble o triple

de elastómero sintético con el mismo diámetro del rotor adherido permanentemente a

un tubo de acero. Este tubo se encuentra conectado a la tubería de producción. El

crudo es desplazado en forma continua entre los filamentos de tornillo del rotor y

desplazado axialmente mientras que el tornillo rota.


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Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar

altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como también es

ideal para manejar crudos de mediano y bajo Grado API.

La bomba consta de dos hélices, una dentro de la otra: el estator con una hélice interna

doble y el rotor con una hélice externa simple. Cuando el rotor se inserta dentro del

estator, se forman dos cadenas de cavidades progresivas bien delimitadas y aisladas.

A medida que el rotor gira, estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de la

bomba, desde la admisión en el extremo inferior hasta la descarga en el extremo

superior, transportando, de este modo el fluido del pozo hasta la tubería de producción.

3.2. DESPLAZAMIENTO ROTOR - ESTATOR

la bomba de cavidades progresivas

(BCP) está compuesta por el Rotor y el

Estator. El rotor es accionado desde la

superficie por un sistema impulsor que

transmite el movimiento rotativo a la

sarta de Cabilla la cual, a su vez, se

encuentra conectada al rotor. El Estator

es el componente estático de la bomba

y contiene un polímero de alto peso

molecular con la capacidad de

deformación y recuperación elástica

llamado elastómero.

El estator y el rotor no son concéntricos como se muestra en la figura, y el movimiento

del rotor es combinado, uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional (en

dirección opuesto a su propio eje) alrededor del eje del estator.

El principio de funcionamiento de la BCP está basado en el principio ideado por su

creador de René Moineau, la BCP utiliza un rotor de forma helicoidal de n+1 lóbulos.


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Las dimensiones del Rotor y del Estator están diseñadas de manera que producen una

interferencia, definiendo así las cavidades.

La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y

separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se

desplazan axialmente desde el fondo del estator (succión) hasta la descarga,

generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las

cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo, es de

desplazamiento helicoidal (desplazamiento positivo).

La geometria del sello helicoidal formado por el rotor y el estator estan definidos por los

siguientes parametros:

Una sección transversal de una BCP convencional (1 x 2 lóbulo), donde se observa

como el diámetro del rotor es un poco mayor que el ancho de la cavidad, produciendo

la interferencia que crea ello.


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3.3. GEOMETRIA

Existen distintas geometrías en sistemas BCP, y las mismas están relacionadas

directamente con el número de lóbulos del estator y rotor.

En las siguientes figuras se puede observar un ejemplo donde podremos definir

algunas partes importantes.

3.4. DISTRIBUCIÓN Y EFECTOS.

La distribución de efectos es dada por la cantidad de veces que la línea de sellos se

repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada para

soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor número de etapas,

mayor es la capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar

distintas combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro de la bomba.


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3.5. INTERFERENCIA ENTRE ROTOR Y ELASTÓMERO.

Es la diferencia entre el diámetro externo de la sección del rotor y el menor diámetro

del estator. Necesaria para generar presión diferencial entre cavidades, que requiere

un sellado hermético entre rotor y estator. Es la característica más importante a

determinar para obtener una larga vida útil una vez dimensionado el equipo BPC.

- Baja interferencia: disminuye la eficiencia de la bomba.

- Alta interferencia: pronta rotura por histéresis.

a) Igual interferencia- Distinto número de etapas.

b) Igual número de etapas - Distinta interferencia.


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3.6. SELECCIÓN DE LA BOMBA

Para la selección de una bomba BCP se deben tener en cuenta ciertas variables que

restringirían dicha selección. Entre ellas podemos nombrar a:

- Caudal a extraer.

- Profundidad de la bomba.

- Diámetro del casing.

- Tipo de fluido (viscosidad, aromáticos, arena, % de agua ).

La combinación de estas variables me determinara:

- Geometría (“singlelobe”, “multilobe”).

- # de etapas.

- Diámetro de tubing y varillas de bombeo.

- Tipo de elastómero (contenido de acrilonitrilo, hidrogenados, biton, etc.).

Otra variable de diseño y selección es la interferencia entre rotor y estator (ajuste). Una

apropiada selección de la interferencia puede ser considerada como una de las

variables más importantes de la selección de una bomba PCP, siendo esta en muchos

casos la variable a mejorar para aumentar la vida útil del sistema.

Para los diferentes diámetro de tubería de producción, hay diferentes diámetros de

bombas: 1,66”; 2-3/8”; 2-7/8”; 3-½”; 4”; 4-½”; 5”; 5-½”; 6-5/8” (OD).

Las bombas son conectadas a la tubería de producción a través de conexiones tipo

hembra o macho con roscas que pueden ser: N.U., E.U.E, L.T.C. o B.T.T. dependiendo

del diámetro de la BCP.

Las bombas son adaptadas a tuberías de: 2-3/8”; 2-7/8”; 3-½”; 4-½”; y 5-½”.

Cada fabricante define sus tipos de bombas y estos se seleccionan de acuerdo a:


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- Completación de fondo y perfil del pozo;

- Datos del yacimiento;

- Características físico química del petróleo;

- Torque disponible en superficie.

3.7. VENTAJAS DEL SISTEMA BCP

Los sistemas BCP tienen algunas características únicas que los hacen ventajosos con

respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más

importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60

%. Otras ventajas adicionales de los sistemas BCP son:

Sistema de levantamiento artificial de mayor eficiencia.

Excelente para producción de crudos altamente viscosos.

Capacidad para manejar altos contenidos de sólidos y moderado contenido de

gas libre.

No tiene válvulas, evitando bloqueos por gas.

Buena resistencia a la abrasión.

Bajos costo inicial y potencia requerida.

Equipo de superficie relativamente pequeño.

Consumo de energía continuo y de bajo costo.

Fácil de instalar y operar.

Bajo mantenimiento de operación.

Bajo nivel de ruido

3.8. DESVENTAJAS DEL SISTEMA BCP

Los sistemas BCP también tienen algunas desventajas en comparación con los otros

métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de

desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los


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elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de

componentes aromáticos. A continuación se presentan varias de las desventajas de los

sistemas BCP:

× Tasas de producción hasta de 2.000 B/D (máximo 4.000 B/D).

× Levantamiento neto de hasta 6.000 feet (máximo 9.000 feet).

× Temperatura de operación de hasta 210 ºF (máximo 350 ºF).

× El elastómero tiende a hincharse o deteriorarse cuando es expuesto al contacto

con ciertos fluidos (aromáticos, aminas, H2S, CO2, etc.).

× Baja eficiencia del sistema cuando existe alto contenido de gas libre.

× Tendencia del estator a dañarse si trabaja en seco, aún por períodos cortos.

× Desgaste de Varillas y tubería en pozos altamente desviados.

× Tendencia a alta vibración si el pozo trabaja a altas velocidades.

× Relativa falta de experiencia.

Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con el desarrollo de

nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los equipos. En su

aplicación correcta, los sistemas de bombeo por cavidades progresivas proveen el más

económico método de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente.

3.9. TIPOS DE INSTALACIÓN BPC.

3.9.1. INSTALACIÓN CONVENCIONAL.

En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la ancla conun packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son instalados de forma

separada; en este tipo de instalación se demora y consume más tiempo y en

consecuencia mayor inversión, las varillas son las que proporcionan el movimiento

giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio que el sistema

exige para ponerse en marcha.


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Este tipo de instalación hoy en día ya no es tan usada por el tiempo que consume,

mientras que la instalación insertable es el que lo ha suplantado.

3.9.2. INSTALACIÓN INSERTABLE.

En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo

conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba

completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna de

tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y, en consecuencia, el

costo asociado ha dicho trabajo.

La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia de que

viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo totalmente

ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensión de varilla la cual

sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los acoples superior e

inferior de esta extensión sirven de guía y soporte para la instalación de este sistema.


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3.10. COMPONENTES DE UN SISTEMA BCP

3.10.1. EQUIPOS DE SUBSUELO

Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo

con el cabezal y la línea de flujo. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar con el

máximo API, para prevenir el desenrosque de la tubería de producción.

Sarta de varillas: Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de cuplas. La

sarta está situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos

utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de producción,

utilizándose diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas, de manera, de

no raspar con el tubing.


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Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice doble

interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está adherido

dentro de un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra horizontal en la parteinferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es el punto de partida para el

espaciamiento del mismo.

Elastómero: Es una goma en forma de espiral y está adherida al estator. El elastómero

es un material que puede ser estirado varias veces su longitud original teniendo la

capacidad de recobrar rápidamente sus dimensiones una vez que la fuerza es

removida.

Los principales elastómeros que se usan en la industria petrolera son el caucho denitrilo butadieno NBR (nitrile butadieno rubber), cadenas poliméricas de butadieno y

acrilonitrilo (ACN).


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Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve en la

bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de

sección transversal redondeada, tornada a precisión hecha deacero al cromo para darle mayor resistencia contra la

abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido

girando de modo excéntrico dentro del estator, creando

cavidades que progresan en forma ascendente.

Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus extremos

inferiores del rotor, sobresale del elastómero

aproximadamente unos 460 mm a 520 mm, este dato permite

verificar en muchos casos si el espaciamiento fue bien

realizado. En caso de presencia de arena, aunque sea

escasa, esta deja muchas veces marcada la hélice del rotor.

De este modo, al retirar el rotor por cualquier motivo, se puede observar en que punto

estuvo trabajando dentro del estator, partiendo del extremo superior del rotor.

Niple Intermedio o Niple Espaciador:

Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su

cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el

diámetro de la tubería de producción no lo permite. En este caso es imprescindible su

instalación.

Niple De Paro: Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del

estator. Su función es:


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Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el rotor tenga

el espacio suficiente para trabajar correctamente.

Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando. Como succión de la bomba.

Los más usuales son los de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo

superior, que va roscada al estator y una rosca macho de la misma medida en su

extremo inferior, para permitir instalar debajo el ancla de torsión o cualquier otro

elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante el

espaciamiento.

Trozo De Maniobra: Es muy importante instalar un trozo de esta medida

inmediatamente por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades

superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido a su largo y al

movimiento excéntrico del rotor que se transmite directamente a ella, tiende a doblarse

y rozar contra las paredes de la última tubería de producción. El trozo de maniobra, al

ser de menos de la mitad del largo de la varilla, se dobla menos o no se dobla,

dependiendo de su diámetro.

Ancla de Torsión: Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la

derecha (vista desde arriba) se realiza la acción de girar la columna también hacia la

derecha, es decir hacia el sentido de desenrosque de los caños. A esto se suman las

vibraciones producidas en la columna por las ondas armónicas ocasionadas por el giro

de la hélice del rotor dentro del estator, vibraciones que son tanto mayores cuanto más

profunda es la instalación de la bomba. La combinación de ambos efectos puede

producir el desprendimiento de la tubería de producción, el ancla de torsión evita este


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problema. Cuanto más la columna tiende al desenrosque, más se ajusta el ancla. Debe

ir siempre instalada debajo del estator.

Es el elemento de la columna donde el esfuerzo de torsión es mayor, no siempre es

necesaria su instalación, ya que en bombas de menor caudal a bajas velocidades y

bajas profundidades no se tienen torques importantes y no se producen grandes

vibraciones. No obstante, es recomendable en todos los casos.

Niple Asiento: es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de producción.

Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar una prueba de

hermeticidad de cañería. En bombas insertables el mecanismo de anclaje es mediante

un mandril a copas que permite utilizar el mismo niple de asiento que una bomba

mecánica, evitando en un futuro el movimiento de instalación de tubería de producción

al momento de cambiar el sistema de extracción.


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Mandril A Copas: Permite fijar la instalación en el niple de asiento y produce la

hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el resto del pozo.

El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal de una

herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podrían estar

conectadas, arregladas o encajadas adentro. También puede ser varillas de operación

en una herramienta.

Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado se debe colocar

siempre arriba del niple intermedio. Para poder probar toda la cañería y además como

su diámetro interno es menor que el de la tubería de producción no permite el paso decentralizadores a través de él. Para algunas medidas de bomba, no se puede utilizar,

porque el pasaje interior del mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso

en la bajada.

La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la hermeticidad,

aunque siempre existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto mayor sea la presión total

resultante sobre la bomba. La suma de la presión de prueba más la altura de la

columna debe ser tal que no supere la altura manométrica de la bomba para evitar

dañarla.

Caño Filtro: Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con desprendimiento

de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo, pueden estar dentro del espacio

anular. Una vez cambiada la instalación de fondo, estos pedazos de elastómero podrán

ser recuperados con equipo especial y no permanecerán en el pozo donde se corre el

peligro que sean succionados nuevamente por la bomba.


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3.10.2. EQUIPOS DE SUPERFICIE.

Una vez obtenidos los parámetros, mínimos de operación, necesarios para accionar elequipo de subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los equipos de superficie

que sean capaces de proveer la energía requerida por el sistema.

Esto significa que deben ser capaces de suspender la sarta de varillas y soportar la

carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago a la

velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie.

Los componentes de superficie de dividen en tres sistemas que son:

a) Cabezal de rotación.

b) Sistema de transmisión.

c) Sistema de frenado.

a) Cabezal de rotación.

El cabezal de rotación debe ser diseñado; para manejar las cargas axiales de las

varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la

potencia necesitara.

Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie directamente

sobre la cabeza de pozo. Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que

soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno (mecánico o hidráulico) que

puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo.

Un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de empaque para evitar la

filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie. Además, algunos

cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado por engranajes mecánicoso poleas y correas.

La torsión se halla transferida a la sarta de varillas mediante una mesa porta grampa.

El movimiento del mismo dentro del eje hueco permite el ajuste vertical de la sarta de

varillas de succión (a semejanza del sistema buje de impulso/vástago de perforación).

El pesó de la sarta de varillas se halla suspendido a una grampa, provisto de cuatro


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pernos. La barra se puede levantar a través del cabezal a fin de sacar el rotor del

estator y lavar la bomba por circulación inversa.

Cabezales de rotación

b) Sistema de transmisión.

Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para transferir la

energía desde la fuente de energía primaria (motor eléctrico o de combustión interna)

hasta el cabezal de rotación.

Para la transmisión de torsión de una máquina motriz a una máquina conducida,

existen al menos tres métodos muy utilizados: Transmisión con engranajes, correas

flexibles de caucho reforzado y cadenas de rodillos.

Dependiendo de la potencia, posición de los ejes, relación de transmisión, sincrónica,

distancia entre ejes y costo; se seleccionará el método a utilizar.

En la mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a velocidades

menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja reductora interna (de

engranaje) con un sistema alternativo de transmisión, como correas y poleas. Esto se

hace con el fin de no forzar al motor a trabajar a muy bajas RPM, lo que traería como

resultado la falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente disipación de calor.


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Sistema de correas y poleas.

c) Sistema de Freno

La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el sistema.

Cuando un sistema BCP está en operación, una cantidad significativa de energía se

acumula en forma de torsión sobre las varillas.

Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera esa energía

girando en forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta rotación inversa

se le suma la producida debido a la igualación de niveles de fluido en la tubería de

producción y el espacio anular, en el momento de la parada. Durante ese proceso de

marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de rotación muy altas.

Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar severos

daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de varillas y hasta la roturaviolenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situación daños severos al

operador.


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Características de sistema de frenado.

El freno tiene la capacidad requerida para manejar conjuntos de alta potencia

con bombas de gran dimensión. El motor hidráulico que equipa el cabezal es de alta eficiencia y respuesta

inmediata en ambos sentidos de giro.

El manifould comando permite un rango de regulación según las exigencias del

equipo. Ya que se puede optar por un freno progresivo, así evitando

aprisionamiento de la bomba de fondo; caso contrario se puede optar por un

bloqueo del mismo según los requerimientos operativos.

El freno de disco asegura una mejor dispersión del calor generando un frenado

prolongado.

Las pastillas del freno se pueden reemplazar fácilmente en el campo por el buen

acceso al caliper de freno que se tiene.

El freno funciona automáticamente tan pronto como hay contrarrotación y la

velocidad de contrarrotación se puede ajustar fácilmente por el alto rango de

regulación que consta el manifould comando.

DE LOS FRENOS UTILIZADOS SE PUEDEN DESTACAR LOS SIGUIENTES:

Freno de accionamiento por fricción: Compuesto tradicionalmente de un sistema de

disco y pastillas de fricción, accionadas hidráulicamente o mecánicamente cuando se

ejecuta el giro a la inversa. La mayoría de estos sistemas son instalados externamente

al cuerpo del cabezal, con el disco acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del

cabezal. Este tipo de freno es utilizado generalmente para potencias transmitidas

menores a 75 HP.

Freno de accionamiento Hidráulico: Es muy utilizado debido a su mayor eficiencia de

acción. Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal que consiste en un plato rotatorio

adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el sentido de las agujas del reloj

(operación de una BCP). Al ocurrir la marcha hacia atrás, el plato acciona un


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mecanismo hidráulico que genera resistencia al movimiento inverso, lo que permite que

se reduzca considerablemente la velocidad inversa y se disipe la energía acumulada.

Dependiendo del diseño del cabezal, este mecanismo hidráulico puede accionarse con juegos de válvula de drenaje, embragues mecánicos, etc.

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


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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 amáxima 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

posterior un adecuado diagnóstico y optimización del conjunto.

4. COSTOS ECONOMICOS DE UN SISTEMA BCP.

El tiempo de vida útil de una bomba progresiva según experiencias de campos es de

aproximadamente 2 años.

Resulta fundamental tener en cuenta factores como costos de mantenimiento, servicios

a pozos y energía consumida por cada sistema para su funcionamiento. El costo de un

sistema de bombeo de cavidades progresivas oscila por los 120.000,00 $us.

5. CONCLUSIONES

Las varias ventajas que aporta este sistema lo hace más confiable en la producción de

petróleos pesados. Este tipo de levantamiento es de gran ayuda en el aporte de

energía, ya que del petróleo pesado se puede sacar más derivados.

El sistema de bombeo de cavidades progresivas es una tecnología que ha demostrado

ser una de las más eficientes en levantamiento artificial, en la producción de petróleos

con elevada viscosidad y en pozos de difícil operación (alta temperatura, presencia de


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gas y porcentajes de agua elevados), los componentes de este sistema fue diseñado

para trabajar eficazmente en condiciones extremas.

Utilizando este sistema se tendría una recuperación rentable de petróleos pesados, en

las reservas se tiene una mayor cantidad de estos, que los petróleos convencionales.

La selección de cada uno de sus componentes lo hace más eficiente que los otros

sistemas de recuperación secundaria.

6. BIBLIOGRAFIA

- American Petroleum Institute, NORMA API, “Progressive cavity pumps systems

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- Matos Gutierrez Jaime Aquiles, Optimización de la producción por sistema PCP,

Tesis de Grado, Lima- Perú, 2009.


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7. ANEXOS

IDENTIFICACION DE FALLAS EN ESTATORES


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IDENTIFICACION DE FALLAS EN ROTORES


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