Bombeo Mecánico nuevo.pdf

8/16/2019 Bombeo Mecánico nuevo.pdf

1/104

Título: Bombeo MecánicoAutor: E. Gonzales, J. Montaño, R. Vargas, R. Segurondo, O. Cuellar 1

Asignatura: Producción 1Carrera: Ingeniería en Gas y petróleo

Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico

Erwin Gonzales

Johnny Montaño

Roger Vargas

Rodrigo Segurondo

Oscar Cuellar

Universidad de Aquino Bolivia

Facultad de ciencias y tecnología

Ingeniería en Gas y Petróleo

Santa Cruz-Bolivia

2016

*Ingeniero Cesar Carlos Rojas Gómez


2/104



1. RESUMEN

El bombeo mecánico convencional nació prácticamente a la par con la industria petrole

cuando el coronel Drake perforo su pozo en Pennsylvania en 1859. En aquellos tiempos perforación se hacía con herramientas de percusión, la mecha se suspendía mediante una espede balancín hecho de madera y se dejaba caer, más o menos en la misma forma a como hoy día hincan los pilotes en una construcción.

Cuando el pozo moría, era más fácil usar el balancín de madera que había quedado en el sit para operar la bomba de subsuelo así nació el bombeo mecánico convencional. Aunque hoy ya no se usa cabillas ni balancines de madera y mucho menos maquinas a vapor, los componen

de método son los mismos.

El balancín símbolo del método, todavía se usa para convertir el movimiento rotatorio dmotor en reciprocante para impulsar la bomba. La evolución de estos componente en diseñcomo en materiales, la tecnología electrónica y el avance en las aplicaciones y diseño hacontribuido para que el bombeo mecánico convencional moderno haya dejado de ser la ceniciede los métodos de producción reservado solo a los pozo que llegaban al final de su etap productiva. En definición es el método de levantamiento artificial más utilizado a nivel mundiConsiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante que es abastecida con energtransmitida a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o dcombustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajcorreas.

Palabra clave:Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico


3/104



1.1 ABSTRAC

The conventional mechanical pumping born almost on par with the oil industry when Colon

Drake drilled his well in Pennsylvania in 1859. At that time the drilling was done with percussitools, the wick was suspended by a kind of seesaw made of wood and was dropped, more or lein the same way as today the piles are driven into a construction.

When the well was dying, it was easier to use wooden dipper that had been on site to operathe pump underground was born conventional mechanical pumping. Although today no longrebars or used wooden rocker much less steam engines, components are the same method.

The rocker symbol method still used to convert the rotary motion of the reciprocating enginto drive the pump. The evolution of these component designs and materials, electrontechnology and advancement in applications and design have contributed to the moderconventional mechanical pumping has ceased to be the Cinderella of production methodreserved only for well coming to end of their productive stage. In definition is the method mowidely used artificial lift worldwide. Consists of a reciprocating pump action subfloor is suppliwith power transmitted through a sucker rod. Power comes from an electric motor or interncombustion engine, which mobilizes a unit area through a system of gear and belts.

Key word: Artificial Lift by mechanical pumping


4/104



TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 1

2 ANTECEDENTES ................................................................................................................. 1

2.1 DESCRIPCIÓN DE UN POZO FLUYENTE ................................................................. 1

2.2 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN ........................................... 1

3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN .............................................................................. 1

3.1 OBJETIVO GENERAL .................................................................................................. 1

3.2 OBJETIVO ESPECÍFICO ............................................................................................... 1

4 MARCO TEÓRICO ................................................................................................................ 1

4.1 BOMBEO MECÁNICO .................................................................................................. 1

4.1.1 EL SISTEMA DE BOMBEO MECANICO ............................................................ 1

4.1.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE FONDO .......................................................... 1

4.1.3 SARTA DE TUBERIAS .......................................................................................... 1

4.1.4 ANCLAS DE GAS ................................................................................................... 1

4.1.5 TIPOS DE ANCLA DE GAS .................................................................................. 1

4.1.6 PAUTAS PARA EL DISEÑO DEL ANCLA DE GAS .......................................... 23

4.1.7 ANCLA DE TUBERIA ........................................................................................... 2

4.1.8 BOMBAS DE SUBSUELO ..................................................................................... 2

4.1.9 COMPONENTES DE LA BOMBA DE SUB-SUELO ........................................... 2

4.1.10 BARRIL DE TRABAJO .......................................................................................... 2

4.1.11 PISTÓN .................................................................................................................... 2

4.1.12 VÁLVULAS (BOMBA DE SUB-SUELO) ............................................................. 2

4.1.13 TIPOS DE BOMBA DE SUB-SUELO ................................................................... 3


5/104



4.1.14 BOMBA DE TUBERIA DE PRODUCCIÓN: ........................................................ 3

4.1.15 BOMBAS DE CABILLAS O (INSERTABLES) .................................................... 3

4.1.16 BOMBA DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO ................................................... 3

4.1.17 NOMENCLATURA API PARA BOMBAS DE SUB-SUELO .............................. 3

4.1.18 PARÁMETROS PARA COMPRENDER EL CICLO DE BOMBEO .................... 4

4.1.19 CICLO DE BOMBEO ............................................................................................. 4

4.1.20 SARTA DE VARILLAS .......................................................................................... 44

4.1.21 CARGA EN LAS VARILLAS ................................................................................ 4

4.1.22 SISTEMA SUPERFICIAL O EQUIPO DE SUPERFICIE ..................................... 4

4.1.23 MOTOR ................................................................................................................... 4

4.1.24 MOTOR DE COMBUSTION INTERNA ............................................................... 4

4.1.25 MOTOR ELECTRICO ............................................................................................ 4

4.1.26 MOTORES A GAS .................................................................................................. 4

4.1.27 CAJA DE ENGRANAJE ......................................................................................... 5

4.1.28 SISTEMA DE FRENADO....................................................................................... 51

4.1.29 TAMBOR ................................................................................................................. 5

4.1.30 CABLE DE LA BRIDA ........................................................................................... 5

4.1.31 CORREA DE CARGA ............................................................................................ 5

4.1.32 VARILLA PULIDA ................................................................................................. 5

4.1.33 CAJA DE CONTRA PESO ..................................................................................... 5

4.1.34 VALVULA DE CONTROL .................................................................................... 54

4.1.35 VALVULA DE RETENCIÓN ................................................................................. 5

4.1.36 PREVENTOR .......................................................................................................... 5


6/104



4.1.37 ESTOPERO .............................................................................................................. 5

4.1.38 GRAMPA ................................................................................................................. 5

4.1.39 MORDAZAS ........................................................................................................... 5

4.1.40 MANIVELAS .......................................................................................................... 6

4.1.41 CENTRALIZADORES ............................................................................................ 6

4.1.42 CONEXIONES SUPERFICIALES. ........................................................................ 6

4.1.43 UNIDADES DE BOMBEO ..................................................................................... 6

4.1.44 CLASIFICICACION DE LAS UNIDADES DE BOMBEO ................................... 6

4.1.45 UBM CONVENCIONAL ........................................................................................ 6

4.1.46 UBM AEROBALANCEADA ................................................................................. 7

4.1.47 UBM MARK II. ...................................................................................................... 7

4.1.48 UBM BAJO PERFIL ............................................................................................... 7

4.1.49 UBM ROTAFLEX ................................................................................................... 7

4.1.50 UBM TIEBEN.......................................................................................................... 76

4.1.51 CLASIFICACION Y CARACTERISITICA Y NOMENCLATURA DE LASUNIDADES BAJO LAS NORMAS API ............................................................................... 7

4.1.52 CARACTERISTICAS API ...................................................................................... 8

4.1.53 DESBALANCE ESTRUCTURAL .......................................................................... 8

4.1.54 CARRERA MAXIMA EN PULGADAS ................................................................ 8

4.1.55 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL BOMBEO MECANICO ............................ 8

4.1.56 DATOS MEDIBLES: .............................................................................................. 8

4.1.57 DATOS SENSIBLES ............................................................................................... 8

4.1.58 APLICACIÓN DE ECUACIONES PARA DISEÑAR COMPONENTES DELBOMBEO MECANICO ......................................................................................................... 8


7/104



4.1.59 METODOLOGIA NORMA API RP-11L ............................................................... 8

4.1.60 ELECCIÓN DE POZO ............................................................................................ 9

4.1.61 CALCULO DE PARAMETROS ADICIONALES ................................................. 9

4.1.62 CÁLCULO DE LAS CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN .......................... 10

5 CONCLUSIÓN ..................................................................................................................... 10

6 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................. 10


8/104



LISTA DE FIGURAS

Figura 1 ...................................................................................................................................... 12Figura 2 ...................................................................................................................................... 13Figura 3 ...................................................................................................................................... 14Figura 4 ...................................................................................................................................... 16Figura 5 ...................................................................................................................................... 17Figura 6 ...................................................................................................................................... 19Figura 7 ...................................................................................................................................... 20Figura 8 ...................................................................................................................................... 21Figura 9 ...................................................................................................................................... 22Figura 10 .................................................................................................................................... 25Figura 11 .................................................................................................................................... 26Figura 12 .................................................................................................................................... 28

Figura 13 .................................................................................................................................... 29Figura 14 .................................................................................................................................... 32Figura 15 .................................................................................................................................... 33Figura 16 .................................................................................................................................... 34Figura 17 .................................................................................................................................... 35Figura 18 .................................................................................................................................... 36Figura 19 .................................................................................................................................... 37Figura 20 ................................................................................................................................... 38Figura 21 .................................................................................................................................... 38Figura 22 .................................................................................................................................... 39Figura 23 .................................................................................................................................... 40Figura 24 .................................................................................................................................... 42Figura 25 .................................................................................................................................... 43Figura 26 .................................................................................................................................... 45Figura 27 .................................................................................................................................... 46Figura 28 .................................................................................................................................... 48Figura 29 .................................................................................................................................... 49Figura 30 .................................................................................................................................... 50Figura 31 .................................................................................................................................... 51Figura 32 .................................................................................................................................... 52Figura 33 .................................................................................................................................... 53

Figura 34 .................................................................................................................................... 54Figura 35 .................................................................................................................................... 55Figura 36 .................................................................................................................................... 56Figura 37 .................................................................................................................................... 57Figura 38 .................................................................................................................................... 58Figura 39 .................................................................................................................................... 59


9/104



Figura 40 .................................................................................................................................... 61Figura 41 .................................................................................................................................... 62Figura 42 .................................................................................................................................... 63

Figura 43 .................................................................................................................................... 64Figura 44 .................................................................................................................................... 65Figura 45 .................................................................................................................................... 67Figura 46 .................................................................................................................................... 68Figura 47 .................................................................................................................................... 69Figura 48 .................................................................................................................................... 71Figura 49 .................................................................................................................................... 73Figura 50 .................................................................................................................................... 74Figura 51 .................................................................................................................................... 76Figura 52 .................................................................................................................................... 77Figura 53 .................................................................................................................................... 78Figura 54 .................................................................................................................................... 79Figura 55 .................................................................................................................................... 81Figura 56 .................................................................................................................................... 82Figura 57 .................................................................................................................................... 86Figura 58 .................................................................................................................................... 87Figura 59 .................................................................................................................................... 87Figura 60 .................................................................................................................................... 88Figura 61 .................................................................................................................................... 88Figura 62 .................................................................................................................................... 88Figura 63 .................................................................................................................................... 88

Figura 64 .................................................................................................................................... 89Figura 65 .................................................................................................................................... 89Figura 66 .................................................................................................................................... 89Figura 67 Figura 68 ................................... 90Figura 69 .................................................................................................................................... 91Figura 70 .................................................................................................................................... 92Figura 71 .................................................................................................................................... 92Figura 72 .................................................................................................................................... 93Figura 73 .................................................................................................................................... 94Figura 74 .................................................................................................................................... 96Figura 75 .................................................................................................................................... 97Figura 76 .................................................................................................................................... 98Figura 77 .................................................................................................................................... 99Figura 78 Figura 79 ................................................................. 101Figura 80 .................................................................................................................................. 102


10/104



1 INTRODUCCIÓN

En la industria petrolera, la explotación de los pozos es de suma importancia ya que representel medio de obtención de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie, lo cual revistesu vez en un interés de aspecto económico para el país. Por lo tanto existe una preocupación los ingenieros petroleros para que la producción de dichos pozos se efectúe en forma óptima;decir, que el pozo produzca a un durante su vida prolongada un índice de productividad optim por el cual se generen ganancias económicas superando lo invertido en el pozo durante su vi productiva.El comportamiento de la producción de un pozo está en función de diversas variables:q = F (P Yacimiento, D Tubería de producción, D Estrangulador, D Línea de descarga…) Una modificación en cualquiera de estas variables causa un cambio en el comportamiento d pozo.Cuando se diseña un pozo nuevo, o cuando se analiza uno ya existente, es necesario encontrarcombinación de valores que permitan optimizar el comportamiento del pozo. Una práctica comes usar el análisis nodal como un método de “optimización” para decidir el diámetro de tubería, presión en la cabeza del pozo, diámetro del estrangulador o si se requiere un sistema d

levantamiento artificial. Dentro de los métodos artificiales se encuentran los siguientes: bombmecánico, cavidades progresivas, bombeo neumático, electro sumergible, hidráulico, bombtipo jet, entre otros.

El método más utilizado y más común en el mundo es el de Bombeo mecánico, para esttrabajo se mostrara los distintos componentes que conforman, este sistema artificial d producción, sus características, aplicación y uso. Estos componentes varían según el pozo y

tipo de yacimiento.


11/104



2 ANTECEDENTES

Al inicio de la explotación de un yacimiento, los pozos son generalmente fluyentes, es decir q

poseen la energía necesaria para hacer que los fluidos propios del yacimiento lleguen por sí soa la superficie. Sin embargo con la explotación continua del mismo, causa una disminución en presión estática (Pws) y la presión de fondo fluyendo (Pwf).

Por tal motivo, se hace necesaria la utilización de técnicas que permitan adicionarle energía a lfluidos para incrementar o mantener la producción, a nivel de pozo como son los sistemartificiales de producción y a nivel de yacimiento, como son los métodos de recuperaciósecundaria y mejorada (inyección de agua, inyección de gas, de nitrógeno, etc.).

Existen diversos sistemas artificiales de producción para pozos de aceite negro y sistemas producción para pozos de gas. Estos son seleccionados e instalados de acuerdo a una serie factores como:

Presión del Yacimiento

Índice de productividad (IP)

Relación Gas-Aceite (RGA)

Porcentaje de Agua Grados API del aceite

Profundidad, temperatura y tipo de pozo

Tipo de energía disponible

Producción de arena, parafinas, corrosión, etc.

Condiciones ambientales

Infraestructura existente

Compatibilidad entre fluido-gas de inyección


12/104



La selección de un sistema artificial es un proceso que obedece a razones económicas y técnicen las cuales tanto el ingeniero de producción como el de yacimientos juegan un papel importan para garantizar un sistema eficiente y adecuado a las condiciones del pozo.

En la práctica se cuentan con tablas comparativas como las que se muestran a continuación, qrelacionan los parámetros más importantes a considerar de un pozo, respecto a los diferentsistemas artificiales de producción que existen para hacer una preselección del sistema a utilizatomando en cuenta los factores mencionados anteriormente, en nuestro caso el sistema dlevantamiento artificial que explicaremos a continuación es el sistema de levantamiento artificde bombeo mecánico.

Figura 1


13/104


14/104


15/104



Yacimiento: Porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos, la cual secomporta como un sistema interconectado hidráulicamente.

Pozo: Es un agujero que se hace a través de la roca hasta llegar al yacimiento y en el cuase instalan tuberías y otros elementos con el fin de establecer un flujo de fluidocontrolado desde el yacimiento hasta la superficie.

Tubería de descarga: Conducto de acero cuya finalidad es transportar la mezcla dehidrocarburos yagua desde la cabeza del pozo hasta la batería de separación.

Estrangulador: Aditamento instalado en pozos productores para establecer unarestricción al flujo de fluidos y así obtener el gasto deseado.

Separadores: Son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite, gas y agua que proviene del pozo; pueden ser verticales, horizontales o esféricos.

Tanques de almacenamiento: Son recipientes metálicos de gran capacidad paraalmacenar la producción de hidrocarburos; pueden ser instalados en tierra firme o puedser buque tanques.

3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

3.1 OBJETIVO GENERAL

El objetivo general es obtener conocimientos y explicar este método de producción artificisus principios, características de los equipos y funcionamientos.

3.2 OBJETIVO ESPECÍFICO

El objetivo es familiarizarnos y obtener conocimientos acerca del sistema de BombeMecánico (BMC), dar a conocer una serie de conceptos claves relacionados con el bombemecánico, así como el origen, principio de funcionamiento y aplicación de este sistema dlevantamiento artificial, ventajas y desventajas como además algunos conceptos básicos levantamiento artificial. Además de instruir a nuestros compañeros de todos los equipoinvolucrados tanto en la parte del subsuelo, herramientas usadas, así como en la parte dsuperficie desde el concepto, funcionamiento, componentes, características, tipos y todo necesario para manejar estos términos.


16/104



4 MARCO TEÓRICO

4.1 BOMBEO MECÁNICO

BOMBEO MECÁNICO (BM)

El bombeo mecánico es el método más común, donde el movimiento es transmitido desde superficie hasta la bomba por medio de una sarta de varillas acopladas colocadas dentro de tubería de producción, y es el sistema más utilizado ya que no requiere de mucha infraestructucuenta con una gran variedad de herramientas y accesorios que nos permiten manejar tanto lcondiciones superficiales como las sub-superficiales, prácticamente puede ser utilizado en dtipos de pozo, los pozos en los cuales la profundidad de la bomba es mayor a 4000 pies con

amplio rango del tamaño del pistón, o también en los que la profundidad de la bomba es menolos 4000 pies y en el que el pistón es mayor o igual a 2 pulgadas.

Figura 4


17/104



4.1.1 EL SISTEMA DE BOMBEO MECANICO

La función del sistema de bombeo mecánico por cabillas es transmitir la potencia hasta la bomde fondo para levantar los fluidos del yacimiento hasta la superficie. La bomba de cabilla bombeando el fluido que fluye desde la formación hasta el fondo del pozo, disminuye la presien el fondo. Un diferencial de presión grande entre la formación y el fondo del pozo incremenla tasa de producción, el sistema de bombeo por cabillas consiste en equipo de superficie y fondo. El equipo de superficie incluye la unidad motriz (motor eléctrico o motor a gas), unidad bombeo, barra pulida, prensa estopa, cabezal, y líneas de flujo. El equipo de fondo incluyerevestidor, tubería de producción, sarta de cabillas, bomba de fondo, ancla de gas(opcional), nipde asentamiento, niple perforado y ancla de lodo (tubo de barro). El iremos describiendo cauno.

Figura 5


18/104



4.1.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE FONDO

4.1.3 SARTA DE TUBERIAS

La sarta de tubería para un sistema de bombeo mecánico está compuesta generalmente por separador de gas, anclaje de la bomba sub-superficial y ancla mecánica. El sistema puede vary/o carecer de alguno de estos elementos según las condiciones del pozo.

4.1.4 ANCLAS DE GAS

Las bombas de cabillas son diseñadas para bombear líquidos. La presencia de gas puede cau problemas severos si no se toman los pasos para minimizar la cantidad de gas libre que entra la bomba. Gas libre en la bomba resulta en bajas eficiencias de bombeo y tasas de produccimás bajas. En la carrera descendente, el pistón de la bomba debe desplazarse lo suficiente pacomprimir el gas libre dentro del barril hasta lograr abrir la válvula viajera. Mientras el pistóestá comprimiendo gas en la carrera descendente, la válvula viajera permanece cerrada por tanto ningún fluido es producido. En la carrera ascendente (especialmente en pozos con baj presiones a la entrada de la bomba) el pistón debe expandir el gas en la bomba hasta que presión en el barril de la bomba es lo suficientemente baja para que la válvula fija abra. Ambla expansión de gas y la compresión reducen la eficiencia de la bomba desperdiciando carrera qde otra forma produciría crudos. Para minimizar la interferencia de gas, debe tratarse de bajar entrada de la bomba por debajo de las perforaciones tanto como sea posible, o si esto no efectivo se necesitara entonces utilizar una ancla de gas.

4.1.5 TIPOS DE ANCLA DE GAS

Las anclas de gas son extensiones de bombas diseñadas para separar el gas libre del líquid producido antes que este entre en la bomba. Estas operan con el principio de que el gas es mligero que el petróleo y por lo tanto se mueve hacia arriba mientras el crudo lo hace hacia abaEl gas bay paseado a la entrada de la bomba fluye hacia arriba por el anular revestido


19/104



tuberíapermitiendo que más líquido entre a la bomba. Este mejora la eficiencia volumétricaaumenta la producción. Varios tipos de anclas de gas han sido desarrollados con el propósito minimizar la interferencia por gas. Los más extensamente reconocidos son: La “poor boy”,“Natural”, y las de tipo empacadura.

Ancla de gas natural:Los tipos de ancla de gas “Natural” se refieren a colocar la bombadebajo de las perforaciones y así permitir que el gas sea bay paseado de la entrada de l bomba. Esta es la más simple y la mejor manera de minimizar la interferencia de gaProporciona un método que permite separar el gas en solución y migrar por el espacanular, previniendo el bloqueo de gas en la bomba del pozo, incrementando así leficiencia de la bomba y la producción. La configuración es muy sencilla ya que consisen una cámara y un tubo el cual en la parte inferior toma el fluido; con unos orificios en parte superior lo que nos permite la entrada del fluido al separador, con esto permitalcanzar una velocidad de caída preestablecida, que permite disponer de tiempo para quel gas en solución emigre al espacio anular.

Figura 6


20/104



Anclas de gas “Poor Boy”: Este separador de gas consiste en un niple de tubería,denominado tubo exterior o tubo de barro (sección de tubería perforada), junto con u

tubo interior concéntrico que se conecta a la succión de la bomba. Es sumergido en lofluidos del pozo, por debajo del nivel en el espacio anular, tal como se observa en lFigura. La longitud de la sección perforada varía entre 2 y 4 pies, con agujeros dalrededor de 1/2 pulgada de diámetro18. Las burbujas más grandes de gas suben por anular hacia la superficie, por lo que la mezcla que ingresa al ancla de gas contendr pequeñas burbujas de gas. La mezcla es retirada hacia abajo por la presión de succión dla bomba. Durante este recorrido descendente, las burbujas de gas suben hasta la parsuperior del separador donde escapan al interior del espacio anular, quedando el líquidque entrará a la succión con una cantidad pequeña de gas.

Figura 7


21/104



Ancla de gas “Poor Boy” Modificada : Es una mejora del diseño anterior (niple perforado), cuya diferencia principal reside en un conjunto de “copas” de metal,

localizadas a lo largo de la sección perforada del tubo de barro, es la misma que lanterior pero usa un sobredimensionado tubo de barro para hacer más efectivo lseparación de gas. Es principalmente usada en pozos con revestidores de diámetromayores que permiten que el diámetro del tubo de barro sea mayor que el diámetro de tubería.

Figura 8


22/104



Anclas de gas tipo empacadura:Este tipo de anclas de gas ofrecen un buen resultado enla mayoría de las aplicaciones. Este diseño usa una empacadura y un tubo spill-over pa

separar el gas del líquido. El líquido producido fluye a través el spill-over dentro danular del revestidor. El gas sube en el anular en cuanto el fluido fluye hacia la entrada dla bomba. La longitud del spill-over puede ser incrementada para mejorar la eficiencia dseparación de gas en pozos con mucho gas. El flujo entra al separador y asciende por espacio anular formado por los dos tubos del mismo. Al alcanzar las perforaciones dtubo de desviación el flujo es desviado hacia el espacio anular entre este tubo y la TR. Eese momento la mezcla debe descender para alcanzar la entrada del tubo de succión, perlas burbujas de gas más grandes se separan y suben hacia la superficie. El resto fluyhacia la entrada de la bomba. Debe colocarse justo por encima del nivel de los disparo para asegurar que la succión de la bomba queda localizada por debajo del nivel de líquid

Figura 9


23/104



4.1.6 PAUTAS PARA EL DISEÑO DEL ANCLA DE GAS

Para incrementar la separación de gas, los tubos de succión del ancla de gas deben se

dimensionados para minimizar las caídas de presión. La longitud del tubo de succión no deexceder los 20 pies. Para tasas de producción de menos de 1000 bls/d, deben usarse tuberías

¾”. Para tasas de hasta 200bls/d deben usarse tuberías de 1”. Para tasas sobre los 200 bls/d deben

usarse tubería de 1-1/4” o mayores. El tamaño del tubo de succión no solo dependeráde la tasa de producción sino también de la viscosidad del fluido. Crudos viscosos requiertubos de succión de diámetros mayores. El tubo de succión debe ser solo lo suficientemente lar para almacenar un volumen igual al de la bomba. Ubique el ancla de gas tan cerca de la bomcomo sea posible para evitar que se libere gas desde la entrada de fluido hasta la toma de bomba. También, evite colocar el niple perforado de la bomba cerca de las perforaciones drevestidor para maximizar la separación del gas. Para evitarla resistencia del gas a fluir por anular, coloque el ancla de tubería por igual debajo del ancla de gas o al menos 200 pies sobesta. No utilice niples perforados con orificios pequeños en pozos con mucho gas debido a quecaída de presión a través de estos podría causar mayor liberación de gas. Si se instala un tubo succión en el fondo de la bomba debe usarse un tapón en este para prevenir taponamiento p parafinas u otros materiales.

4.1.7 ANCLA DE TUBERIA

Es un dispositivo que bloquea el paso de fluidos al espacio anular y del espacio anular a la tubede producción .Aísla la tubería de producción de la tubería de revestimiento, incrementando eficiencia de flujo, elimina presión a la tubería de revestimiento arriba del empacador, etc. En pozo con bombeo mecánico, el empacador, entre las funciones ya mencionadas, puede utiliza para aislar una probable rotura en la tubería de revestimiento. El simple hecho de mantener eductor anclado, permite un mayor recorrido del pistón dentro del barril, porque aumenta movimiento relativo de este con respecto a al tubería de producción por embolada.1.2.8 ZAPATA


24/104



El sistema de anclaje de las bombas de subsuelo a la tubería de producción, se denomina zapala cual es un niple de asentamiento que se ajusta al anillo de fricción o bronce de la bombformando un sello hermético entre el fluido retenido en el pozo.

Zapata (tipo mecánica y de fricción): Son herramientas utilizadas para fijar, ya sea el barril o el pistón de una bomba de inserción, a la sarta de producción. El ancla se deposidentro de un niple de asentamiento previamente instalado. Como la operación de l bomba genera fuerzas verticales sobre el elemento estacionario, el mecanismo de anclatiene que soportar dichas fuerzas, porque de lo contrario, la bomba no se asienta y no ha producción. Las anclas pueden ser mecánicas o de fricción. La mecánica queda aseguraen el niple de asentamiento por la acción de un resorte y son recomendadas para pozo profundos. Las anclas tipo fricción se fijan por fricción mecánica en el niple. Se utiliz para una sujeción de traba inferior mecánica y sirve como una válvula fija tiprecuperable en las bombas de tubería de producción, y como un ancla mecánica inferi para las bombas de inserción. Disponibles para ser utilizadas en bombas API RHBM acomo API RWBM. Las bombas de anclaje mecánico, en la parte inferior están previstade aleación de bronce para efectuar sello con la zapata y las de tipo fricción, utilizan u

aro de metal o anillo de fricción. Las zapatas de anclaje pueden ser torneadas en tres tipo dimensiones: base (niple B), mayor (niple P) O menor (niple M).


25/104



Figura 10

4.1.8 BOMBAS DE SUBSUELO

Es la típica bomba por cabillas de succión es un arreglo embolo-cilindro. En la terminologde campos petroleros el embolo es llamado pistón y el cilindro se le conoce como barril de bomba. El pistón tiene una válvula de bola y asiento llamado válvula viajera debido a que vihacia arriba y hacia abajo con el pistón. A la entrada del barril de la bomba existe otra válvullamada válvula fija debido a que está fijada a la tubería y no se mueve. La figura muestra udiagrama simplificado de las bombas de cabillas. Entender la operación de la bomba es esenc para la comprensión total del sistema incluyendo la interpretación de la forma de las cartdinagraficas. La operación de la bomba afecta todos los componentes del sistema. Esta influye las cargas sobre la sarta de cabillas, unidad de bombeo, caja de engranaje y motor. Sistemas c bombas de calibres grandes son muy sensibles a la presión en la línea de flujo, incluso pequeñaumentos en la presión de la línea podrían incrementar significativamente las cargas en la bar

pulida.


26/104



Son uno de los componentes claves del sistema de bombeo mecánico, ya que el tamaño démbolo o pistón de la bomba determinará el gasto de producción, las cargas en las varillas, y lcargas en todos los componentes del sistema. Las bombas utilizadas en el bombeo mecánictrabajan sobre el principio del desplazamiento positivo y están formadas por un barril de traba(cilindro), un pistón (émbolo), la válvula viajera y la válvula fija. El barril está conectado extremo inferior de la sarta de la tubería de producción, mientras que el pistón se mueve por sarta de varillas.

Figura 11


27/104



4.1.9 COMPONENTES DE LA BOMBA DE SUB-SUELO

4.1.10 BARRIL DE TRABAJO

Es un tramo de tubería metálica con una pared interna pulida que permite que el émbolo mueva a través de ella. Dependiendo de las roscas aplicadas en los extremos, existe barril coextremo de pin o de caja.

4.1.11 PISTÓN

Es el elemento que se mueve dentro del barril de trabajo de una bomba y pueden ser de empaqflexible o metálico. Los primeros tipos de pistones utilizados en el bombeo mecánico fueron l

de empaque flexible, utilizando copas para sellar sobre la pared del barril.

Tipos de pistones que se utilizan en una bomba sub-superficial:

Pistón de empaque flexible: Consiste de un mandril interno sobre el cual se instalanelementos de empaque, con anillos metálicos de desgaste. Pueden utilizarse ya sea sobla tubería de producción o sobre las bombas de varillas y ofrecen una alta resistencicontra la corrosión producida por los fluidos del pozo. Los empaques pueden ser tipanillo o tipo copa (Figura 1.2.2) y están fabricados de material sintético y de alta durez para reducir el desgaste. Los pistones tipo copausan la presión del fluido paraexpandirse en la carrera ascendente y formar un sello entre el pistón y el barril, y scontraen en la carrera descendente para mover libremente los fluidos del pozo. Soadecuados para crudos con bajo contenido de arena. Sin embargo la resistencia de lacopas limita la aplicación de dichos pistones a los pozos con profundidad moderada. Lospistones tipo anillo son apropiados para profundidades de hasta 7000 pies (2134 m) y

pozos con altos cortes de agua. Son menos efectivos que el tipo copa, pero su desgaste más lento, lo que los hacen más comunes.


28/104



Figura 12

Pistón metálico: Son fabricados en diferentes versiones; ya sea de anillos, para pozos que producen arena, o plano. Son usados en pozos profundos, pues debido al espacio pequeque existe entre el pistón y el barril, tienen eficiencias más altas que los de empaquflexible. Los materiales más utilizados son aleaciones de bronce y acero inoxidable; y dla misma manera que el barril de trabajo, el pistón puede tener el extremo tipo pin o tip

caja.


29/104


30/104



4.1.13 TIPOS DE BOMBA DE SUB-SUELO

Los principales tipos de bombas son: a) Bomba de tubería de producción, b) Bomba de tubería revestimiento y c) Bomba de inserción. Sus diferencias radican en la forma en cómo esinstalada en el pozo el barril de trabajo.

4.1.14 BOMBA DE TUBERIA DE PRODUCCIÓN:

En una bomba de tubería de producción, como la mostrada en la Figura1.2.4, el barril forma pade la sarta de producción, al estar conectado al fondo de la tubería. Esta construcción permiutilizar un barril con un diámetro ligeramente inferior al diámetro de la tubería de producció

Debajo del barril de la bomba de la tubería está montado un niple de asentamiento, dentro dcual se puede asegurar la válvula de pie. Después de que el barril y la sarta de la tubería producción están en el pozo, el émbolo con la válvula viajera se coloca sobre la sarta de varillLa válvula de pie es asegurada al fondo del émbolo por su extractor durante la instalación13.ventaja principal que tienen sobre otros tipos de bombas, es una mayor capacidad de bombeotener un barril más grande; y al ser parte integral de la tubería, puede soportar grandes cargas. principal desventaja está en que si la bomba falla, se debe retirar la sarta completa de producció

No son recomendables para pozos de gas, debido a que se requieren espaciamientos mayorentre el pistón y la válvula fija.

INSTALACIÓN DE LA BOMBA PRODUCCIÓN:El pistón de la bomba de tubería está conectado en la base de la sarta de cabillas. Las bombas tubería pueden por igual tener válvulas fijas removibles o fijas. Para las válvulas removiblecuando la bomba es corrida dentro del pozo, tiene la válvula fija conectada en la base con urecuperador de válvula fija. Cuando la bomba golpea el fondo la válvula fija cierra dentro dsello del niple. Dependiendo del tipo de mecanismo del niple de asentamiento el sello es igumecánico o por copas de fricción. Luego que el niple de asentamiento es colocado en sitio, liberado girando la sarta de cabillas en sentido anti-horario.


31/104



El barril para las bombas comunes de tubería es de ¼ plg más pequeño que el diámetro interno la sarta de tuberías para permitir espacio suficiente para bajar el pistón en la tubería. La bomba espaciada levantando el pistón una distancia suficiente desde el fondo para prevenir quela bomgolpee en la carrera descendente. La válvula fija no removible es instalada en el fondo de tubería cuando es inicialmente bajada en el pozo. Esta válvula es mucho más grande que las tipo insertable.

CUANDO USAR UNA BOMBA DE TUBERIA DE PRODUCCION:Bombas de tubería son las bombas más fuertes y grandes fabricadas, Úselas para altas tasas producción en pozos someros. Estas bombas permiten usar pistones más grandes que las bomb

insertables. La sarta de cabillas puede ser conectada directamente al pistón sin requerir uncabilla de recuperación. Cuando se usa una válvula fija no removible, la bomba puede ser mefectiva en pozos con crudo pesado y bajos niveles de fluido. Esto es posible debido a la bacaída de presión a través de las válvulas fijas más grandes.

CUANDO NO USAR UNA BOMBA DE PRODUCCIÓNLa gran desventaja de las bombas de tubería es que se tiene que sacar tanto las cabillas comotubería en los servicios a la bomba. Debido a los costos de estos trabajos, válvulas de tubería susadas en pocos pozos. Se recomienda usar bombas de tubería solo si una bomba insertable nolo suficientemente grande para alcanzar la tasa de producción deseada. Bombas de tubertampoco son una buena elección para pozos con interferencia con gas debido a que requierespaciamientos mayores entre el pistón y la válvula fija. Esto es para evitar dañar el recuperadde la válvula fija. Cuando el gas llena este vació reduce la eficiencia de la bomba debido aque debe ser comprimido durante la carrera descendente y expandido durante la carreascendente antes que la válvula viajera pueda abrirse.


32/104



Figura 14

4.1.15 BOMBAS DE CABILLAS O (INSERTABLES)

Bombas de cabillas o insertables son populares debido a que ellas son fáciles de instalarreparar. Existen varios tipos de bombas insertables dependiendo de las condiciones el pozo, ta

de producción, y profundidad del pozo. Es un ensamble dentro de un paquete que va dentro del pozo, sobre la sarta de varillas. El ensamble contiene el barril de trabajo; el émbolo dentro d barril y las dos válvulas, la viajera y la de pie. Dicho paquete cuenta con un dispositivo


33/104



anclaje, que cierra dentro de un niple de asentamiento en la base de la tubería. Sólo el niple vcon la sarta de la tubería de producción a la profundidad deseada.

Figura 15

Existen tres tipos:

1. Bombas de barril estacionario anclado en el fondo:Bombas de barril estacionarioanclado en el fondo: Úselas en pozos con bajo nivel de fluido, pozos con gas (con ancde gas), o pozos con bajo nivel estático. Esta bomba es también recomendada para pozo


34/104



profundos. Esta bomba con un pistón móvil y carrera metal-metal es tambiénrecomendada cuando el pozo produce yeso o bario. Esta es la más común de las bombas

Figura 16

2. Bombas de barril viajero anclado en el fondo:Use este tipo de bombas en pozos con problemas de arena, pozos que utilizan temporizadores o controladores de bombeo, y e pozos que presenta una frecuencia alta de fallas del barril. Esta bomba es tambiérecomendada en pozos con problemas de corrosión. Esto es debido a que el movimiendel barril mantiene el fluido en movimiento por lo que la arena no se aloja o deposita en bomba atascándola. También, en pozos con problemas de corrosión el barril viajercircula inhibidores de corrosión que de otra manera permanecería en el espacio muertentre la bomba y la tubería. Esto ayuda a proteger la parte de debajo de la tubería y l


35/104



parte exterior del barril de la bomba. Esta bomba es ventajosa en pozos temporizadoscon controladores de bombeo debido a que la válvula viajera en el tope del asiento d pistón no permite la entrada de arena al barril cuando el pozo es parado.

Figura 17

3. Bombas de barril estacionario anclado en el tope: Úselas en pozos con problemas dearena o bajo nivel de fluido, pozos con gas. Debido a que el pozo está anclado en el topsolo una pequeña cantidad de arena podría acumularse alrededor de la bomba. Debido


36/104



esta característica, esta bomba es recomendada por encima de la de barril viajero cuandla producción de arena es un gran problema.

Figura 18

4.1.16 BOMBA DE TUBERIA DE REVESTIMIENTO


37/104



La bomba de la tubería de revestimiento es una variación de la bomba de inserción. Es utilizaen pozos sin tubería de producción, es decir en pozos con alta capacidad de producción, dado qel tamaño de la bomba es limitado sólo por el tamaño de la tubería de revestimiento. El conjunde la bomba está sentado en un empaque. Este tipo de bomba está compuesta por un sistema anclaje y sello; y otro que es el paquete émbolo-barril. Al operar la bomba de revestimiento, es produce los fluidos por el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería drevestimiento, reduciendo las cargas por fricción. El sistema de anclaje aísla el revestimienarriba de la succión a fin de garantizar que los fluidos producidos pasen a través de la bomba.

Figura 19


38/104



NOMENCLATURA API PARA BOMBAS DE SUB-SUELO

I. Muchas de las bombas utilizadas en la industria petrolera se ajustan a lasespecificaciones que ha desarrollado el American Petroleum Institute (API), ya que sdesignación proporciona una manera concisa para describir las bombas. Las bombasestandarizadas en la especificación API 11AX han sido clasificadas y se les haasignado una letra. La primera letra se refiere al tipo básico (R-- para bombas dvarillas) — (T para bombas de tubería).

II. La segunda letra se refiere al tipo de barril, es decir, si es de pared gruesa o delgadaDel mismo modo diferentes letras son utilizadas para clasificar las bombas conémbolos o pistones metálicos y con pistones de empaque flexible.

Figura 20

III. Por tal motivo las bombas son tanto de barril de pared gruesa como de pared delgadLas de pared delgada son utilizadas en pozos poco profundos, debido a la capacidalimitada de las paredes a los esfuerzos. Los de pared gruesa son utilizados en pozomás profundos o en bombas de mayor diámetro que necesitan soportar grandes cargade fluido. La tercera letra muestra la ubicación del conjunto de asentamiento para la bombas de varillas. El conjunto de asentamiento siempre va al fondo en una bomba d barril viajero. Otras se pueden asentar en la parte superior o inferior.

Figura 21


39/104



IV. Como ejemplo mostraremos el código de una bomba de 1 ½” en una tubería de 2 7/8”.Es una bomba insertable con barril viajero, pared gruesa, y un ensamblaje dasentamiento mecánico. El barril es de 30 pies de longitud, tiene un pistón de 5 pies, una extensión de 4 pies de longitud.

Figura 22


40/104



4.1.17 PARÁMETROS PARA COMPRENDER EL CICLO DE BOMBEO

a) ACCION DE LAS VAVULASPara entender cómo trabaja la bomba hay que darle un vistazo a la acción de las válvulaasumiendo que la bomba está llena con líquido incompresible tal como petróleo muerto o aguLa Figura muestra cómo se comportan las válvulas viajeras y fijas durante el ciclo de bombeo.

Figura 23

b) CARRERA ASCENDENTE

En la carrera ascendente, cuando el pistón comienza a moverse hacia arriba, la válvula viajecierra y levanta las cargas del fluido. Esto genera un vació en el barril de la bomba que causaapertura de la válvula fija permitiendo que el fluido proveniente del yacimiento llene la bomba.


41/104



c) CARRERA DESCENDENTEEn la carrera descendente, cuando el pistón comienza a moverse hacia abajo, la válvula fija cierra y el fluido en el barril de la bomba empuja la válvula viajera abriendo esta. El pistón viaa través del fluido que se ha desplazado hacia la bomba durante la carrera ascendente. Luegociclo se repite. Para un caso ideal de bomba llena y fluido incompresible, en la carrera ascendenla válvula viajera cierra, la fija abre y el fluido comienza a ser bombeado a través de la tubehasta la superficie. En la carrera descendente, la válvula viajera abre y la fija cierra. Sin la accide las válvulas, la producción no sería posible. Si la válvula fija no abre, el fluido no entraría a bomba. Si la válvula viajera no abre entonces el fluido no entraría a la tubería.

4.1.18 CICLO DE BOMBEO

El ciclo de bombeo comienza cuando al iniciar la carrera ascendente, después de que el émboha alcanzado su posición más baja, la válvula viajera se cierra debido al peso del aceite que encuentra encima de ésta, llenando el barril de trabajo. El líquido contenido en la tubería encimde la válvula viajera es levantado hasta la superficie durante el movimiento ascendente démbolo. Al mismo tiempo la presión cae en el espacio que existe entre la válvula de pie y

válvula viajera, haciendo que se abra la válvula de pie. La presión en la cara del pozo hace quelíquido de la formación a través de la válvula de pie llegue hasta l barril, por debajo del émboEl levantamiento de la columna de líquido y el llenado del barril con el líquido de la formacicontinúa hasta finalizar el recorrido ascendente.

Después de que el émbolo ha alcanzado su recorrido máximo, la sarta de varillas comienza bajar. Se inicia la carrera descendente, en donde la válvula viajera abre y la válvula de pie cierEsta operación de las válvulas se debe a la incompresibilidad del líquido contenido en el barrCuando la válvula viajera se abre, el peso del líquido es transferido desde el émbolo hasta válvula de pie, originando el estiramiento de la sarta de la tubería de producción; dando paso aceite que se encuentra en el barril hacia arriba del émbolo. Al final de la carrera descendente,dirección del movimiento de la sarta de varillas se invierte, el peso del líquido es transferido


42/104



émbolo, originando el estiramiento de las varillas y el retorno de la tubería hasta su estado de estiramiento.

El ciclo de bombeo asume que es producción de fluido monofásico y que el barril se llencompletamente con el fluido del pozo. Si no se cumplen estas condiciones, entonces la operacide la bomba se ve afectada Si los fluidos del pozo contienen gas libre al comenzar el recorridescendente, la válvula viajera se mantiene cerrada hasta que este gas sea comprimido a u presión lo suficientemente grande como para superar la presión de la columna de líquido pencima de ésta (candado de gas).

Dependiendo de la cantidad de gas libre, una gran parte de la carrera ascendente pueddesperdiciarse en la compresión del gas antes de que algún líquido sea producido. Un problemsimilar ocurre con un llenado incompleto del barril de trabajo en donde el pistón se desplaza pla cámara vacía y repentinamente golpea al encontrar el fluido (golpe de fluido). Todo esto pueoriginar una considerable reducción en el recorrido del émbolo disponible para el levantamiende los fluidos y disminuir las relaciones de bombeo

Figura 24

RHA: Cabillas, Barril estacionario de pared gruesa, anclada en el tope.


43/104



EJEMPLOS: RLA: Cabillas, Barril estacionario, anclada en el tope.

RWA: Cabillas, Barril estacionario de pared delgada, anclada en el tope. RSA: Cabillas, Barril estacionario de pared delgada, anclada en el tope, pistón de l

bomba tipo empacadura suave.

RHB: Cabillas, barril estacionario de pared gruesa, anclada en el fondo.

RLB: Cabillas, barril estacionario, anclada en el fondo.

RWB: Cabillas, barril estacionario de pared delgada, anclada en el fondo.

RSB: Cabillas, barril estacionario de pared delgada, anclada en el fondo, empacadursuave.

RHT: Cabillas, Barril viajero de pared gruesa, anclada en el fondo.

RLT: Cabillas, Barril viajero, anclada en el fondo.

RWT: Cabillas, barril viajero de pared delgada, anclada en el fondo.

RST: Cabillas, barril viajero de pared delgada, anclada en el fondo, empacadura suave.

TH: De tubería, barril de pared gruesa.

TL: De tubería, liner barrel puma.

TP: De tubería, barril de pared gruesa, empacadura suave.

Figura 25


44/104



4.1.19 SARTA DE VARILLAS

Es un elemento esencial del sistema por ser el vínculo entre la unidad de bombeo en superficiela bomba sub-superficial, ya que su función principal es transmitir el movimiento oscilatorio la varilla pulida a la bomba. La sarta de varillas está compuesta de varillas conectadas entre que pueden ser de acero o de fibra de vidrio, aunque en algunos casos, la combinación de éstresulta útil para pozos con problemas de corrosión o para reducir cargas en la unidad de bombDe acuerdo a las especificación API IIB, las varillas de acero son fabricadas en longitudes de a 30 pies (7.6 m-9.1 m); los diámetros van desde ½ pulgada a 1 1/8 de pulgada con incrementde 1/8 de pulgada1,13. Los extremos de las varillas son forjados al calor y puede utilizarconexión tipo caja o pin. Debido a que las varillas deben soportar las cargas del fluido junto cel peso de las demás varillas, se recomienda diseñar la sarta en forma teles-copiada, cuando l bombas están colocadas a profundidades mayores de 1000 m, es decir, que los mayores diámetrsean colocados en la parte superior y vayan disminuyendo de acuerdo a la profundidad13,15. igual modo es necesario realizar un apropiado funcionamiento de cada una de las uniones devarilla de succión, ya que las cargas sobre éstas, son cargas tensoras que influyen en el esfuertotal del pin y el acople. El material predominante en las varillas de acero es el hierro, el cu

constituye más del 90% de la composición de la varilla. Sin embargo, el hierro en su estado pues suave y débil, por lo que se hace necesario agregarle otros elementos y aleaciones para mejola resistencia, la dureza y combatir la corrosión. Por tal motivo la fabricación de varillas de ace puede ser de dos tipos: de acero al carbono y acero de aleación. Los primeros contienen carbo(para aumentar la resistencia, la dureza y la susceptibilidad al tratamiento térmico), manganessilicio (para reducir la formación de óxidos de hierro), fósforo y azufre. Los segundos contienelementos adicionales, como molibdeno (aumenta la resistencia del acero), níquel (endurece pacombatir las condiciones corrosivas), cobre (para resistir ambientes atmosféricos y corrosivovanadio y cromo (contribuye a la dureza del acero y mejora su resistencia a la corrosión en aire).

.


45/104



Los tres principales tipos de varillas comúnmente usadas en el bombeo mecánico. Lcomposición y las propiedades mecánicas de los materiales usados en dichas varillas han siestandarizadas de acuerdo a la especificación API IIB.

Figura 26 La clase C es el tipo de varilla más económica, fabricada de aleación de carbón y manganeso qse utiliza para trabajo medio y pesado; mientras que la clase K es una varilla de níquel comolibdeno resistente a la corrosión. La clase D está fabricada de aleación de níquel, cromomolibdeno que permite esfuerzos más altos de operación, pero limitada a pozos sin H2S.

Por otro lado, debido a que las varillas de acero pueden causar altos esfuerzos, a causa de

elevado peso, y ocasionar fallas en las mismas al ser expuestas a la acción corrosiva de lfluidos del pozo; se ha optado la utilización de varillas de fibra de vidrio. Estas constan de cuerpo de varilla de plástico y dos acoples en acero en los extremos. El cuerpo está formada puna resina de termo-fraguado y 1.5 millones de fibras de vidrio paralelas. Las fibras individuatienen una resistencia a la tensión extremadamente alta y su resistencia tensora depende de relación resina/vidrio que se logra en la fabricación.

En comparación con las varillas de acero, las varillas de fibra de vidrio tienen un tercio del pede las de acero y son 25% más fuertes; además de que al ser sometidas a esfuerzos puedealargarse hasta 4 veces más que las primeras. Sin embargo son limitadas por la temperatura y pno soportar esfuerzos de compresión.


46/104



Figura 27 4.1.20 CARGA EN LAS VARILLAS

La sarta de varillas es una de las partes más débiles del sistema, ya que durante el ciclo d bombeo, éstas son sometidas a cargas tensoras que se originan por el peso de la varilla duranterecorrido descendente y por el peso de la varillas más la carga del fluido en el recorridascendente. Las posibles cargas que soporta la varilla durante el ciclo de bombeo, a cualqui

profundidad, pueden ser:

1) Peso de las varillas: Esta fuerza está distribuida lo largo de la sarta. En cada sección, estacarga es igual al peso de las varillas que se encuentran por debajo de dicha sección y es posititanto en la carrera ascendente como en la descendente. De aquí en adelante, la carga es positivala dirección es hacia abajo.

2) Fuerzas de flotación: Esta fuerza es opuesta al peso de las varillas y es debido a la fuerza queejerce el fluido sobre la varilla cuando es sumergida.

3) Carga del fluido:Esta fuerza actúa en el fondo de la sarta debido al fluido manejado en lacarrera ascendente. Esta carga es positiva.


47/104



4) Fuerzas dinámicas: Estas cargas son el resultado de cambios de aceleración y de movimientodurante el ciclo de bombeo. Es una carga neta positiva durante el recorrido ascendente y negatidurante el recorrido descendente.

5) Fuerzas de fricción:Estas fuerzas son de dos tipos, fricción por el fluido y fricción mecánicaEl fluido se mueve con las varillas durante el recorrido ascendente y contra las varillas durantedescendente. Las fuerzas de fricción mecánica se oponen al movimiento de las varillas.

4.1.21 SISTEMA SUPERFICIAL O EQUIPO DE SUPERFICIE

El sistema de bombeo mecánico requiere de una serie de elementos y accesorios utilizados pacontrolar y manejar los fluidos en superficie, que permitan operar la unidad de bombeo transmitir la energía desde la superficie hasta el fondo.

4.1.22 MOTOR

Es elemento que otorga la potencia necesaria para impulsar el sistema. El motor primario de uunidad de bombeo mecánico puede ser de motor de combustión interna, motor eléctrico, o mota gas.

4.1.23 MOTOR DE COMBUSTION INTERNA

Trabaja con gas, ya sea gas seco o proveniente del cabezal del pozo, con excepción de aquel qcontiene H2S. Se clasifican en:

Motor de alta velocidad: trabaja a velocidades de operación entre 750 y 2000 rpm que

por lo general son de diesel o de 4 ciclos. Son motores complejos, con menos torque qulos de baja velocidad, y aunque son los menos costosos, tienen una vida útil reducida.


48/104



Motor de baja velocidad: trabaja a velocidades de entre 200 y 800 rpm de uno o varioscilindros de 2 ciclos. Tienen una vida útil larga por ser de baja velocidad, pero baj

relación potencia/peso.

Figura 28

4.1.24 MOTOR ELECTRICO

Es de los más comunes de operar en una instalación de bombeo mecánico, por su bajo costGeneralmente es trifásico con 4, 6 y hasta 8 polos que pueden asegurar una elevada entrega potencia a velocidades de 1800, 1200 y 900 rpm respectivamente. El motor eléctrico esdiseñado para trabajar bajo cargas constantes, aunque en la realidad no sucede así, ya que en carrera ascendente, el motor se expone a una carga máxima, mientras que en la carrerdescendente actúa más como un generador.


49/104



Figura 29

4.1.25 MOTORES A GAS

Existen dos tipos de motores a gas. Motores de baja velocidad con uno o dos cilindros, y motomulti-cilindros de alta velocidad. Motores de baja velocidad tienen velocidades de 700 rpmmenores y alto torque. Motores multi-cilindros pueden tener altas variaciones de velocidad (haun 35%) más que motores de baja velocidad. Motores de gas típicamente queman gas rentadoson generalmente más baratos que operar motores eléctricos. Sin embargo, los costos de capitael mantenimiento son usualmente más altos que para motores eléctricos. Motores a gas so primordialmente utilizados en locaciones remotas sin disponibilidad de electricidad.


50/104



4.1.26 CAJA DE ENGRANAJE

La función de la caja de engranaje es convertir la elevada velocidad rotacional del motor en uvelocidad adecuada de bombeo. Los reductores de velocidad utilizan un engranaje doble o tripdonde el eje de entrada es de alta velocidad, un eje intermedio y el eje de baja velocidad.El eje de alta es impulsado por el motor a través de una correa y el eje de baja impulsa uncadena, a través de una corona de 18 pulgadas de diámetro que acciona el mecanismo de revedel sistema. Al tenerse un brazo impulsor corto, se requiere menos esfuerzo y se puede obtenuna caja reductora más pequeña y con lo mismo mejorar la eficiencia total del sistema. La poldel reductor de engranes es el miembro que recibe la potencia del motor principal a través d bandas. La relación del diámetro de la polea del reductor de engranes, al diámetro de la polea dmotor y la reducción de velocidad en el reductor de engranes, determinan la reducción total velocidad del motor principal hasta la varilla pulida.

Figura 30


51/104



4.1.27 SISTEMA DE FRENADO

Las unidades de bombeo mecánico vienen equipadas con dos tipos de frenos, automáticomanual. Ambos consisten en frenos de discos con pastillas, montados en el eje de entrada de caja reductora. La operación de cada sistema es independiente uno del otro. Las dos pastillas encuentran montadas en un solo disco y ambas son idénticas. El freno manual se activa por medde una palanca, en donde el movimiento es transmitido por un tornillo-palanca, que al extenderfrena el sistema. El interruptor ubicado al lado derecho de la palanca puede ser accionado manera manual.

Figura 31

4.1.28 TAMBOR

El tambor es el que soporta el peso combinado de la caja de contrapesos y de la carga d pozo, por lo que es importante verificar periódicamente el estado del mismo, se encuentra en parte superior de la torre donde está la capota de la corona, desde donde se tiene acceso tambor, a la correa o banda de carga y a los dos cojinetes guías que soportan el tambor. El tambes el que soporta el peso combinado de la caja de contrapesos y de la carga del pozo, por lo qes importante verificar periódicamente el estado del mismo.


52/104



Figura 32 4.1.29 CABLE DE LA BRIDA

Cable de acero trenzado que sirve de eslabón entre la correa de carga y la varilla pulidtransmitiendo el movimiento alternativo a la sarta de varillas de succión.

4.1.30 CORREA DE CARGA

Banda flexible de alta resistencia con capacidad de hasta 40,000 lbs, que absorbe los esfuerzos tensión y compresión.

4.1.31 VARILLA PULIDA

Es una varilla tipo espejo, sirve de unión directa entre la sarta de varillas de succión del fondo

el equipo de superficie. Su función principal es soportar el peso total de la sarta de varillas, juncon la bomba y los fluidos. Su superficie es pulida para lograr un perfecto sellamiento con estopero y evitar el desgaste constante de los sellos de éste. Como la varilla pulida soporta lcargas más altas, sobre todo en la carrera ascendente, necesita ser una varilla grande y sólid


53/104



Pruebas de laboratorio (de 10 millones de contra-esfuerzos a una velocidad de 15 spm) hdemostrado que no deben permitirse esfuerzos sobre la varilla pulida que excedan de 30,0lb/pg2. Entre las cargas a las que está expuesta se encuentran.

Figura 33

4.1.32 CAJA DE CONTRA PESO

Como el peso de la sarta de varillas, la bomba y la columna de fluidos desequilibran la fuernecesaria para realizar el movimiento reciprocante, es necesario equilibrar el peso del aparejo cmasas de acero (contrapeso) que permitan reducir el consumo de energía.La caja de contrapesas posee tres guías en cada esquina para mantenerla apropiadamen posicionada dentro de la torre. Una guía tiene la función de alinear la caja de lado a lado. Lotras dos (en cada esquina) alinean la caja de atrás hacia delanteSi la caja de engranaje tuviera que suplir todo el torque que la unidad de bombeo necesita pa

operar, su tamaño debería ser demasiado grande. Afortunadamente, al usar contrapesos, tamaño de la caja de engranaje puede ser minimizado. Los contrapesos ayudan a reducir el torqque la caja debe suministrar. Estos ayudan a la caja durante la carrera ascendente cuando lcargas en la barra pulida son las más grandes. En la carrera descendente, la caja de engrana


54/104



levanta los contrapesos con la ayuda de las cargas de las cabillas, quedando listos para ayudnuevamente en la carrera ascendente. En otras palabras, en la carrera ascendente, las contrapes proporcionan energía a la caja de engranaje (Al caer). En la carrera descendente estos almacenenergía (subiendo). La condición operacional ideal es igualar el torque en la carrera ascendentedescendente usando la cantidad correcta del momento de contrabalanceo. Cuando esto ocurreunidad esta Balanceada. Una unidad fuera de balance puede sobrecargar el motor y la caja engranaje. Esto puede resultar en fallas costosas y pérdidas de producción si no se corrigetiempo. Para determinar si la unidad esta balanceada, debe hacerse un análisis de torque registrar un gráfico de amperaje del motor en la carrera ascendente y descendente.

4.1.33 VALVULA DE CONTROLLa válvula de control es aquella que se utiliza para controlar los fluidos. Las que se utilizan manera común son:

Válvula de compuerta con sello de metal en hule

Válvula de compuerta con sello de metal con metal

Válvula de aguja (para depresionar las conexiones superficiales)

Figura 34


55/104



4.1.34 VALVULA DE RETENCIÓN

Es aquella que permite únicamente el paso de fluidos en una sola dirección, impidiendo que lfluidos se regresen cuando se presenten contrapresiones las más utilizadas son:

Pistón:Son diseñadas con los cuerpos de las válvulas de globo, proporcionando un cierrmás hermético que cualquier otro tipo. Tienen excelente resistencia a la fatiga, a lcorrosión y a la erosión.

Charnela: Constan de un disco en su interior que oscila para permitir el paso total de lofluidos, reduciendo la turbulencia y minimizando la fuerza de caída de presión. Sconstrucción permite una tolerancia mínima entre las superficies de mayor desgasteasegurando mayor duración en las partes del movimiento.

Figura 35


56/104



4.1.35 PREVENTOR

El preventor, es un mecanismo de seguridad diseñado para impedir el paso de los fluidos

exterior cuando la unidad de bombeo no está operando. En su interior tienen unos sellos de huque aprietan la varilla pulida y evita el paso de los fluidos15. Esta herramienta es indispensabcuando se requiera hacer algún cambio de hules al estopero, cuando se presente rotura en la sade varillas, etc.

Figura 36

4.1.36 ESTOPERO

Es una herramienta de seguridad que se coloca en el árbol de válvulas, por encima de a tee bombeo. Su función es evitar la fuga de fluidos a la superficie, por medio de unos sellos qactúan sobre la varilla pulida. Los anillos de estos sellos usualmente están hechos de gomateflón para tener una baja fricción durante la acción de sellamiento. La función principal del


57/104



estopero es sellar sobre la superficie de la varilla pulida por medio de los hules sellos construidcon elastómero resistente al rozamiento, la diferencia del estopero y del preventor, son los hulsellos que son necesarios cambiar cada vez que se presente desgaste y que deben tener el ajusdebido, para evitar la fuga de aceite que se presenta en la parte superior de éste, cuando la U.B.Mestá operando. En la operación de cambiar los sellos, se suspende la operación de la unidad y cierran los Rams del preventor, para poder trabajar con facilidad en el estopero. Es un mecanismde seguridad que consta básicamente de tres secciones, en las cuales van distribuidos una seriesellos cónicos, los cuales se van ajustar por medio de un conjunto de tornillos alternadamenCon la finalidad de impedir el paso de fluidos al exterior, permitiendo libremente edesplazamiento de la varilla pulida

Figura 37


58/104



GRAMPA

Es un mecanismo de seguridad conformado por tornillos, que sirve para sujetar la varil pulida, puede ser de uno, dos o tres anillos para el apriete de la varilla pulida, según profundidad del pozo. Se colocan en forma permanente, que junto con el cable colgador soporel peso de la sarta de varillas y el peso del fluido. También se utilizan para realizar movimientoque se efectúen con la sarta de varillas. Este dispositivo sirve para conectar el block colgador avarilla pulida, estas grampas pueden ser de uno, dos o tres tornillos, incrementándose, psupuesto la seguridad, con el aumento del número de los mismos. Es recomendable el uso de

solo tornillo para pozos someros y conforme aumenta la profundidad es preferible la utilizacide grampas con mayor número.

Figura 38

4.1.37 MORDAZAS

Este dispositivo, sirve para sujetar la varilla pulida por apriete. Se coloca en forma permanencuando se le ha dado el espaciamiento adecuado a la bomba sub-superficial para que la Unidad


59/104

Título: Bombeo M

Bombeo Mecánico nuevo.pdf

Documents

Transcript of Bombeo Mecánico nuevo.pdf