Bombeo Hidraulico y Embolo

Los sistemas de Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Consiste en la recuperación de líquidos aportados por el yacimiento en el fondo del pozo mediante la inyección de un fluido motriz que que levanta consigo la producción de aceite hasta la superficie.

El proceso de Bombeo Hidráulico se basa en el principio hidráulico que establece: “Si se ejerce una presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente, dicha presión se transmite en todas dire cciones con igual intensidad”.

Este sistema se clasifica en dos métodos: El Bombeo Bombeo Hidráulico tipo jet y el Bombeo Hidráulico tipo pistón.

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El Bombeo Hidráulico tipo jet Consiste en la inyección de un fluido motriz que puede ser agua, aceite o una mezcla de ambos y que, a diferencia del tipo pistón, no ocupa partes móviles. Su acción de bombeo se basa en el efecto Venturi que se provoca al haber cambios de energía entre el fluido motriz y los de la formación al hacerlos pasar a través de una restricción o tobera, una garganta y posteriormente un difusor. El fluido motriz a alta presión entra en la tobera de la bomba, la presión se reduce y la velocidad del mismo aumenta. Esta reducción de la presión hace que el fluido de formación se introduzca en la cámara y se mezcla con el primero. En el difusor, al expandirse, la energía en forma de velocidad es convertida en presión, suficiente para bombear el gasto de la mezcla de ambos a la superficie.

Bombeo Hidráulico tipo pistón El fluido de potencia proporciona la fuerza motriz al ensamble de pistones de fondo que transportan la mezcla a la superficie. El principio de operación es como sigue: La unidad de bombeo consta principalmente de dos émbolos reciprocantes unidos entre sí por medio de una varilla. Uno superior denominado pistón motriz, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra al pistón inferior o de producción, el cual a su vez, impulsa al aceite producido. Si se resta de las áreas de cada uno de estos pistones el área correspondiente a la varilla que los une, se tienen las áreas efectivas sobre las que actúa la fuerza hidráulica proporcionada por el fluido motriz.

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Pozos profundos, Profundidad operativa entre 7500 a 10000 pies, máximo 18000. Trabaja con volúmenes de 50 a 500 BPD, máximo 5000. Rango de temperatura esta entre 100 a 250 F, máximo 500. Baja o ninguna concentración de sólidos en el fluido a producir Pozos desviados u horizontales Bajo RGL Fluidos poco corrosivos o abrasivos. Bajo nivel de fluido (Bajo Pwf). Aplicable a completamientos múltiples y en operaciones offshore

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Tanques de almacenamiento de fluido motriz m otriz El tanque de almacenamiento es el tanque en el cual se almacena el fluido motriz que se inyecta al pozo, este recipiente debe ofrecer amplia capacidad de almacenamiento para el fluido motriz. El fluido motriz que se utiliza para el sistema de bombeo hidráulico debe garantizar un funcionamiento eficiente de la bomba, elevación de la presión de descarga de la bomba de fondo y mejorar la productividad.

Bombas booster La función principal de la bomba booster es proporcionar la energía necesaria para succionar y transportar el fluido motriz desde el tanque de almacenamiento de fluido motriz hasta la entrada de la bomba de alta potencia enviando el fluido con la presión necesaria para su correcto funcionamiento. Bombas de alta potencia La potencia que requiere el sistema para la inyección del fluido motriz es proporcionada por una unidad constituida por una bomba reciprocante del tipo tríplex vertical o una bomba HPS, las cuales pueden ser accionadas por un motor eléctrico o de combustión interna. Tuberías El fluido al realizar su recorrido no siempre se encuentra a un mismo caudal o presión constante, por ello se utilizan dos tipos de tubería en toda la instalación de superficie. Tubería de alta presión Soporta hasta una presión de 5.000 psi, se utiliza para para transportar el fluido de inyección desde desde la planta hasta el cabezal del pozo; la sarta de tubería que se utiliza en la completación definitiva es también de alta presión. Tubería de baja presión Tiene márgenes de resistencia de 500 a 800 psi, se encuentra instalada desde la salida de producción del pozo hasta la estación de almacenamiento.

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Cabezal del pozo Dentro del bombeo hidráulico los cabezales de pozo tienen el mismo sistema de funcionamiento, en bombeo hidráulico se utilizan el cabezal de pozo con válvula de cuatro vías y el tipo árbol de navidad.

Bomba jet La característica más importante de esta bomba es que no tienen partes móviles, la acción de bombeo está dada por la transferencia de energía que existe entre las dos corrientes de fluido, el fluido motriz a alta presión pasa a través de la tobera donde la energía potencial es convertida en energía cinética en la forma de fluido a gran velocidad. Figura Como la bomba jet no tiene partes móviles, estas no tienen un acabado superficial fino, y toleran los abrasivos y la corrosión de los fluidos del pozo. La garganta y tobera son construidas de carburo de tungsteno o de materiales cerámicos.

Ventajas La profundidad en este sistema no es una limitante. 500 bpd (79.49 m3/día). Desde 15000 ft (4572 metros) y tiende a instalar a 18000 ft. Se puede utilizar en pozos desviados. Los problemas que presenta son mínimos. Puede ser utilizado en zonas urbanas. Fuente de poder remota. Es un sistema flexible y analizable. Coincide con desplazamiento de los pozos.         

Desventajas Mantenimiento del fluido motor limpio.

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Condiciones peligrosas al manejar aceite a alta presión en líneas. La pérdida de potencia en superficie ocasiona fallas en el equipo subsuperficial. El diseño es complejo. En ocasiones requiere de sartas múltiples. Es difícil la instalación de la bomba en agujero abierto. El manejo de arena, incrustaciones, gas o corrosión ocasionan muchos problemas.

En general, una bomba se utiliza para incrementar la presión de un líquido añadiendo energía al sistema hidráulico, para mover el fluido de una zona de menor presión o a ltitud a otra de mayor presión o altitud. Se utilizan a menudo en circuitos hidráulicos de diversas máquinas de movimiento de tierras. Son típicas en los sistemas hidráulicos de dirección de las máquinas.

1) Cuando se van a instalar varios pozos a un sistema de producción artificial, el costo inicial (inversión) por pozo generalmente es menor para el bombeo hidráulico que en el bombeo mecánico. 2) Para un mismo diámetro de tubería el bombeo hidráulico permite sacar mayor volumen y a profundidades muy superiores comparadas con el bombeo mecánico. 3) En el bombeo hidráulico se hace fácil centralizar y automatizar los controles de todos los pozos. 4) Las ratas de producción son controladas fácilmente y sobre un amplio rango, utilizando el bombeo hidráulico. 5) Este sistema es ideal en pozos desviados, practico en pozos verticales y en localizaciones inaccesibles para ratas y profundidades que lo justifiquen. 6) El equipo se puede utilizar con ventajas en pozos profundos y aún en pozos superficiales con grandes ratas. 7) Las indicaciones de presión de operación nos sirven para determinar el nivel del fluido y evaluar las condiciones de trabajo del equipo de subsuelo. 8) Los productos químicos para prevenir taponamientos por parafina y evitar corrosión pueden ser agregados fácilmente al aceite motriz, permitiendo un tratamiento más efectivo. 9) Teóricamente el bombeo hidráulico aparece como la solución a todo tipo de producción artificial de pozos petroleros. Sin embargo, factores prácticos, como contaminantes en el aceite, arena, agua y sólidos en suspensión, depositación de parafinas en las tuberías y en general el excesivo costo de tratamiento particularmente cuando la producción posee alto corte de agua hacen que su atractivo sea menor.

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El émbolo viajero consiste en introducir una interface mecánica entre el gas de formación y los líquidos acumulados en el interior de la tubería de producción; para que el sistema de émbolo viajero opere, es necesario que el pozo tenga comunicación (camisa abierta) entre el espacio anular y la tubería de producción para que sea posible acumular energía durante un tiempo de cierre determinado. Con el pozo cerrado se permite que el pozo represione y se acumule gas en el espacio anular, para que al momento de iniciar la apertura del pozo se cuente con la energía necesaria para desalojar los líquidos acumulados.

En una correcta instalación en el pozo es importante, el embolo debe viajar libremente desde el fondo hasta la cabeza del pozo y regresar al fondo, llevando los líquidos, y la producción de gas con mínimas restricciones. Algún problema en la TP, en la cabeza del pozo o en la configuración del pozo puede causar una falla. En la primera etapa de la vida de un pozo de gas con producción de líquido o en pozos de aceite con alta RGA, los gastos y las velocidades son lo suficientemente altas para mantener al pozo libre de líquidos, pero al declinar la presión disminuye la velocidad del gas, por lo que dentro de la tubería ocurre cambios de patrones de flujo pasando de un flujo niebla en sus inicios a flujo anular, bache o burbuja. En el flujo niebla los líquidos son típicamente producidos por el arrastre que ocasiona el gas, la alta turbulencia y la velocidad de estos gastos de gas mejora un mecanismo de levantamiento para los líquidos y el pozo produce en estado estacionario. A través del tiempo los gastos y las velocidades del gas caen continuamente, el efecto de la gravedad sobre los líquidos empieza a ser más evidente. En un corto periodo de tiempo, el yacimiento deberá construir la suficiente presión proporcionada por el gas debajo de los baches del líquido para vencer la presión hidrostática que originan los baches en la tubería de producción, este gas parcialmente se expandirá y se resbalara o deslizara a través del líquido, por lo que los líquidos serán llevados hasta la cabeza del pozo y el pozo fluirá a más altos gastos al decrecer la columna hidrostática eventualmente esto se convierte en un proceso cíclico(ver figura 1.42)

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Ciclo del embolo viajero: La forma más simple de operación del embolo viajero consiste en periodos de cierre y de flujo o abiertos, o en periodos de carga de lí quido o flujos después de la llegada del embolo. El ciclo empieza con el periodo de cierre que permite al embolo caer desde la superficie hasta al fondo del pozo, al mismo tiempo el pozo empieza a presurizarse debido a la producción de gas almacenada debajo del embolo, en tiempo determinado de cierre se debe de alcanzar la suficiente energía para levantar tanto el bache del líquido a superficie en contra de las caídas de presión o la fricción. En las etapas iníciales de periodo de flujo, el émbolo y el líquido empiezan a viajar hasta la superficie, el émbolo llega a la superficie con la carga de líquido, el pozo produce líquidos mientras el émbolo es atrapado en la superficie, eventualmente la velocidad cae debajo del gasto crítico, y los líquidos empiezan a acumularse en la tubería. El pozo se cierra, y el émbolo cae devuelta al fondo del pozo y se repite el ciclo en la figura 1.43 se puede observar el ciclo del embolo viajero.

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El émbolo viajero su funcionamiento para poder producir un determinado gasto de fluidos está basado en la suma de fuerzas que actúan sobre el embolo mientras este levanta el bache de líquido como se puede observar en la figura 1.44 el balance de fuerzas en el émbolo viajero, estas fuerzas están dadas en un punto en el interior de la tubería de producción y son:

1.-Presión en el interior de la tubería de revestimiento actuando a través del área del émbolo. 2.-Presión del yacimiento que actúa sobre área del embolo. 3.-El peso del líquido. 4.-El peso del embolo. 5.-La Fricción del fluido con la tubería de producción. 6.-La fricción del émbolo con la tubería de producción. 7.-La fricción del gas con la tubería de producción 8.-Resbalamiento del gas por arriba del paso del émbolo. 9.-Resbalamiento del líquido por debajo del paso del émbolo. 10.-La presión en superficie que actúan en contra del viaje del émbolo.

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Profundidad de operación Volumen de operación Temperatura de operación Desviación Manejo de la corrosión Manejo de gas Manejo de solidos RGA requerido

Rango típico

Máximo

8,000’ TVD

19,000’

1-5 BPD 120° F N/A

200 BPD 500° F 80° Excelente Excelente Malo

300 SCF/BBL/ 1000’

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Equipo computarizado: Generalmente electrónico, cuya función es controlar la apertura y cierre de la válvula motora con el fin de realizar de la manera más eficiente el ciclo del pistón, ya sea para maximizar la producción de líquidos, minimizar la producción de gas, maximizar la producción de gas o realizar un determinado número de ciclos diarios. Estas unidades se conectan con el controlador de presiones y de tiempo para lograr un mejor desempeño.

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Válvula motora Dispositivo mecánico colocado en la tubería de descarga y diseñado con el fin de regular, permitir o impedir el flujo a lo largo de la tubería, de acuerdo a las necesidades del operador. Su operación neumática permite controlar la producción.

Lubricador Es un elemento esencial situado en la cima del árbol de válvulas cuya función principal es amortiguar la llegada del émbolo a la superficie; además, en un costado puede acoplársele un dispositivo de detección que genera una señal cuando recibe al pistón y que permite retenerlo en superficie en caso de que se necesite prolongar el flujo de gas tras su llegada, inspeccionarlo, cambiarlo o cualquier otra necesidad de la operación.

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Resorte de fondo Elemento colocado en el fondo de la tubería de producción cuya función es amortiguar la llegada del émbolo al fondo del pozo.

Émbolo Su función principal es crear una interface mecánica entre el bache de líquido que desea producirse y el gas impulsor para incrementar la eficiencia de levantamiento de líquidos en una producción bifásica. Dicha interface sólida hace la función de un pistón que viaja libremente durante la carrera ascendente y descendente, produciendo líquidos durante su carrera ascendente.

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Ventajas: 

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La principal ventaja que presenta este método es la económica. El costo de instalación es 90% menos que el de una unidad debombeo. Además, se tiene el ahorro derivado ya que no requiere suministro de energía. Los elementos subsuperficiales se instalan y recuperan con línea de acero. Flexible, se adapta a un amplio rango de aplicaciones y es fácil modificarlo para adaptarse a cambios en las condiciones de flujo; solamente se requiere variar la velocidad del ciclo, las presiones o el tiempo para incrementar su eficiencia. Simple diseño, instalación y operación. Instalaciones superficiales pequeñas y no genera mucho ruido por lo que es considerado un método discreto. Puede aplicarse en pozos terrestres, costa afuera, verticales, desviados, horizontales, de gas y de aceite. Soporta altas temperaturas sin presentar un mal funcionamiento. Maneja grandes volúmenes de gas. Incrementa la producción en pozos con fluidos emulsificados. Remueve e impide la acumulación de parafinas.

Desventajas:  

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Si el émbolo se pega a la pared, se tienen problemas graves. Las profundidades de aplicación están limitadas a 10,000 pies para la versión autónoma convencional. Puede mejorarse con modificaciones pero incrementarían su complejidad y costo. Está limitado a volúmenes pequeños de 200 bfpd a 10,000 pies. Los líquidos producidos deben tener viscosidades bajas ya que una alta viscosidad impide el buen desplazamiento del émbolo.

El pistón viajero tiene diversas aplicaciones en campo, en un amplio rango de condiciones. Entre sus aplicaciones más importantes se encuentran: Pozos productores de gas. Cuando la producción de un pozo de gas se encuentra en la región de colgamiento de líquido, comienza a producir baches de líquido intermitentemente. Estas condiciones de producción no son favorables y suelen provocar problemas de carga de líquidos en los que una acumulación de líquido en el fondo del pozo crea una contrapresión que dificulta la producción del gas. Pozos productores de aceite. Cuando la RGL se incrementa demasiado durante la producción de un pozo de aceite, llega el punto en el que el gas producido fluye con más facilidad que el aceite. En estos pozos, la

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implementación del método del pistón viajero tendrá como finalidad maximizar la producción de líquidos. En pozos de aceite es menos común tener el periodo de producción adicional. En caso de presentarse, una vez que el pistón llega al lubricador es mantenido ahí por un lapso de tiempo para tener una producción adicional gas que arrastre consigo parte del líquido que se encontraba debajo del pistón, maximizando la producción de aceite, antes de la liberación el pistón y el comienzo de la carrera descendente y del periodo de incremento de presión. Pozos costa afuera. Con una cuidadosa selección se tienen excelentes resultados.

Pozos desviados y horizontales En pozos que no son verticales, puede aplicarse el pistón viajero, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones: el resorte de fondo debe anclarse lo más al fondo posible para permitir que el bache se forme por encima del pistón; sin embargo, en pozos muy desviados, esto provoca un incremento en la fricción del émbolo con la TP, esto a su vez ocasiona una disminución en la velocidad de la carrera, un aumento en el tiempo del ciclo, un desgaste mayor del pistón y la necesidad de mayor mantenimiento del mismo.

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Tomar en cuenta las variaciones en las presiones superficiales ha permitido mejorar significativamente la precisión de los modelos. Algunos modelos se enfocan en describir únicamente la carrera ascendente. Pero no deben despreciarse las demás etapas del ciclo ya que son el complemento del método y también en las demás etapas pueden obtenerse datos importantes. Los pistones inteligentes son de gran utilidad para el análisis del método de Pistón Viajero una vez que está en funcionamiento debido a que implica un mejor monitoreo del pozo que se traduce en una optimización de la producción y un incremento en el valor del proyecto. Los modelos creados con base en datos del pistón viajero tienen la desventaja de perder validez en el momento en que el bache llega a la superficie y comienza la producción del líquido. Esto es debido a que la posición depende de la velocidad y la velocidad depende de la producción de gas.

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Una sarta de tubería de diámetro pequeño corrida en el interior de la tubería de producción de un pozo como tratamiento de remediación para resolver los problemas de carga de fluidos. A medida que se agota la presión de yacimiento de un pozo de gas, puede suceder que la velocidad sea insuficiente para transportar todos los fluidos del pozo. Con el tiempo, estos fluidos se acumulan y deterioran la producción. La instalación de una sarta de velocidad reduce el área de flujo e incrementa la velocidad de flujo para permitir el transporte de los fluidos desde el pozo.

La función que presenta este tipo de aparejos de producción es reducir el área efectiva de flujo del pozo sin necesidad de recuperar el aparejo de producción, se coloca para ello una TF colgada dentro del aparejo, de acuerdo a tales arreglos se logra un cambio significativo que consiste en aumentar la velocidad en los hidrocarburos debido a la reducción de área efectiva. En este tipo de aplicaciones tan comunes, la TF se cuelga dentro de los tubulares ya existentes para reducir el área de flujo (figura 2.41), el aumento de la velocidad ascendente es de gran ayuda para pozos donde la presión de fondo comienza a declinar.

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Los pozos maduros de aceite y gas frecuentemente requieren una reducción en el tamaño de la tubería de producción para mantener el rendimiento de la producción. Una sarta de velocidad reduce el área de flujo de la tubería de producción y causa que se incremente la velocidad del gas o los fluidos producidos, éste incremento en la velocidad está diseñada para proveer suficiente energía de transporte para transportar los fluidos producidos a la superficie. Las sartas de velocidad de TF pueden ser instaladas y recuperadas en pozos activos sin necesidad de matarlos. Esto reduce el riesgo, el tiempo y el costo del proceso de terminación así como proveer beneficios técnicos, económico y de seguridad. El primer paso es determinar si las sartas de velocidad son adecuadas para el pozo, se debe realizar un análisis nodal con el fin de determinar el diámetro óptimo de la TF y material con que será fabricada con el fin de que sea la tubería adecuada para el pozo en cuestión. Los análisis nodales pueden demostrar la necesidad de una terminación e indicar los parámetros correctos para la sarta de velocidad. La sarta de velocidad es un método efectivo de bajo costo para extender la vida productiva y económica de los pozos desarrollados, se tiene una rápida instalación de la TF, las sartas de velocidad son frecuentemente instaladas para traer pozos económicamente marginados de regreso a producción.

Configuración de una sarta de velocidad. La profundidad de instalación de una sarta de velocidad en una terminación dependerá, en la mayoría de los casos, de que exista un niple de asiento colocado en un punto apropiado, preferentemente en la parte más baja del aparejo existente. Las opciones de producción con sarta de velocidad son:   

Producción por la TF. Producción por el espacio anular. Producción combinada.

La presencia de líquidos (agua de formación y/o condensado) en pozos de gas, o de bacheo en pozos de aceite con alta RGA, pueden perjudicar la producción. Los tapones o baches de líquido en la corriente de flujo tienen un impacto significativo sobre las características de fluidez y además deben ser llevados por el gas a la superficie para evitar la acumulación del mismo dentro del pozo. Una carga o acumulación de líquido en el fondo del pozo evita la entrada de los fluidos del yacimiento al mismo. La razón de éste fenómeno también llamado “carga de líquido”, que eventualmente provocará que se mate el pozo, es la falta de energía del tra nsporte dando como resultado un aumento de la presión de fondo fluyendo y la disminución de la producción.

Las sartas de velocidad de TF pueden ser instaladas y recuperadas en pozos activos sin necesidad de matarlos.

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Se debe realizar un análisis nodal con el fin de determinar el diámetro óptimo de la TF y material con que será fabricada con el fin de que sea la tubería adecuada para el pozo en cuestión. Los análisis nodales pueden demostrar la necesidad de una terminación e indicar los parámetros correctos para la sarta de velocidad. Se debe tener en cuenta que la IPR es determinada completamente por las propiedades del yacimiento, especialmente por la presión de yacimiento, y es independiente de la curva de comportamiento en la tubería.

Ventajas      

En un sistema rentable. De instalación sencilla. Ideal para limpieza de parafinas o tratamientos. Aplicable para pozos con alto RGA. Utilizado como sistema intermitente. Puede desplazar cualquier tipo de líquido. Desventajas

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Genera mayor caída de presión en el fondo. En pozos de bajo potencial, y completados con TP y empacadores, limitan en muchos casos el proceso de descarga de los fluidos durante el arranque inicial o posterior a un trabajo de reacondicionamiento. Limita la corrida de herramientas de diagnóstico en el fondo del pozo. Espacio anular irregular. En pozos muy desviados, la descarga por flujo natural está comprometida por la densidad de los fluidos. Espacio anular irregular. Formación de corrosión se produce en la parte baja del pozo.

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La remoción de los líquidos en un pozo de gas, es una de las tareas más importantes dentro de las técnicas de control conocidas. Los líquidos presentes en los yacimientos y en el fondo de los pozos, frecuentemente disminuyen la capacidad de producción de gas y la exactitud en la interpretación de las características de flujo, mediante las pruebas tipo "back pressure". Esto fue uno de los aportes en la introducción de sartas de velocidad en los pozos de gas en el pasado, bajo estas condiciones de flujo. Estas tuberías pueden variaban desde tuberías normales de menor diámetro al revestidor de producción, hasta tubería de menor diámetro tipo “Coil Tubing”, en los casos de pozos completados con tubería de producción y empacaduras.

Áreas de aplicación. Pozos económicamente marginados con aumento en las cargas de agua. Pozos más longevos, mayormente en pozos agotados.  

La problemática en la remoción del agua en los pozos de gas, tiene una particular importancia en campos maduros, donde el agua ha mermado la producción de gas a medida que la intrusión de agua se incrementa. En todo caso, si las oportunidades de reparar los pozos para remover la intrusión de agua son ya limitadas o nulas (trabajos tipo “water shut off”), la manera de

controlarla es operando los pozos a niveles altos de contrapresión. Esto puede ser disminuido en muchos casos y de igual forma, con la instalación de las sartas de velocidad o en su defecto, en aquellos pozos con problemáticas de emulsión del hidrocarburo y en estos casos, algunos trabajos de estimulación ácida en el yacimiento pueden ser aplicados para remover este particular problema.

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Debido a que la tubería flexible se encuentra expuesta a esfuerzos continuos causados por repetidas operaciones en los pozos, los daños causados pueden ser fisuras, grietas, desgaste u ovalamiento. Para prevenir estas fallas es importante inspeccionarla constantemente. El óptimo empleo de esta tecnología requiere de personal altamente capacitado para lo cual es indispensable de conocimientos teórico-prácticos mediante cursos que las compañías líderes en este ramo ofrecen para ingenieros operadores de campo. La aplicación de ésta tecnología se deberá realizar con mejor planeación y apegándose a los programas y normas establecidas antes de dar inicio a la colocación de la sarta de velocidad en un pozo. Deberá ser empleado el mejor equipo de monitoreo en tiempo real para facilitar la supervisión y control de la operación y determinar con mayor aproximación los parámetros que gobiernan el proceso de instalación de sarta de velocidad con tubería flexible. El equipo de monitoreo y control de TF debe contar con una computadora en la cabina de control para visualizar la medición de parámetros en tiempo real con el objetivo de

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asegurar preventivamente los trabajos desarrollados con tubería flexible alargando así la vida útil de esta.

El estrangulador de fondo es una herramienta recuperable y ajustable a la tubería de producción, es un sistema mecánico que puede anclarse en cualquier parte de la tubería de producción y resuelve con eficacia los requerimientos de aislamiento, anclaje, control de flujo y control para la inyección de fluidos hacia el yacimiento. Estos accesorios están fabricados en material resistente al desgaste y corrosión, constituido con un sistema de hermeticidad por sellos ajustables al diámetro interior de la tubería de producción, abarcando una gran área de contacto; fabricándose con materiales resistentes para trabajar a altas temperaturas y presiones, hasta 7,500 psi de presión diferencial; se fijan mecánicamente liberándose con línea de acero.

Los estranguladores sirven para controlar la presión de los pozos, regulando la producción de aceite y gas o para controlar la invasión de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; así mismo ayuda a conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta de los pozos, aumentando la recuperación total y la vida fluyente. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción.

El diámetro requerido del estrangulador para controlar la producción del pozo, de acuerdo a las condiciones de operación del sistema, se puede calcular con diferentes correlaciones (Gilbert, Ros, Ashford, Omaña, etc.)

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Cualquier correlación que se utilice únicamente es válida cuando se tienen condiciones de flujo sónico a través del estrangulador. De otra manera la producción del pozo no será regulada y se caerá en una situación de flujo inestable, en la que las variaciones de presión corriente abajo del estrangulador se reflejarán en la formación productora, provocando fluctuaciones en la producción. Para flujo sónico el gasto es independiente de la presión corriente abajo del estrangulador. Para garantizar flujo sónico a través de un estrangulador la relación de presiones antes y después del estrangulador deberá cumplir con los siguientes valores:

De acuerdo con el diseño de cada fabricante, los estranguladores presentan ciertas características, cuya descripción la proporcionan en diversos manuales, sin embargo se pueden clasificar como se indica a continuación: Estranguladores Superficiales. a) Estrangulador Positivo. Están diseñados de tal forma que los orificios van alojados en un receptáculo fijo (portaestrangulador), del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. Fig. 11.3 Las marcas más conocidas son: EPN, FIP, Cameron, y los hechizos que se fabrican en los talleres de máquinas y herramientas. El uso en la industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación. b) Estrangulador ajustable. En este tipo, se puede modificar el diámetro del orificio, sin retirarlo del porta-estrangulador que lo contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver. Fig. 11.2 Una variante de este tipo de estranguladores, es la llamada válvula de orificio múltiple. Tiene un principio de operación bastante sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios del elemento principal equivale a un nuevo diámetro de orificio, y este desplazamiento se logra con el gi ro de un mecanismo operado manual o automáticamente y de fácil ajuste. Dependiendo del tipo de estrangulador, se disponen con extremos roscados o con bridas y con presiones de trabajo entre 1500 y 15000 lb/pg2 .

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Estranguladores de fondo a) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado “niple de asiento”, que va

conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados  junto con la tubería, o bien manejados con línea de acero operada desde la superficie. b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que actúa en un cople de la tubería, y que es accionado con línea de acero.

Su colocación en pozos fluyentes se patentó desde 1890 pero hasta 1922 cuando se instalaron en algunos pozos de la Unión Americana. En un pozo con condiciones normales de flujo, la velocidad del gas libre tiene un efecto directo sobre la cantidad de aceite que puede desplazar fuera de la tubería. El propósito principal de la instalación de un estrangulador de fondo es provocar un incremento en la velocidad de elevación de la columna, principalmente en la parte inferior de la tubería. Esto origina:

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La liberación y expansión del gas disuelto. La expansión del gas libre que fluye junto con el aceite. Un proceso que permite obtener una mezcla gas/aceite más íntima y uniforme. Esto evita el resbalamiento del gas y los problemas de cabeceo, además se mantiene una contrapresión en el pozo.

El uso apropiado de estos accesorios, puede resultar de gran utilidad cuando se están manejando relaciones gas disuelto / aceite altas, ya que en este caso la cantidad adicional de gas liberado ayuda a bombear el aceite a la superficie. De hecho, el efecto es semejante al de la instalación de un sistema artificial de producción por bombeo neumático. Los beneficios obtenidos en pozos con baja energía o baja velocidad de flujo son: estabilizar el flujo, prolongar la vida fluyente e incrementar el gasto de producción. Es evidente que el estrangulador, para obtener el objetivo indicado, deberá colocarse arriba de la profundidad a la que se tiene la presión de burbujeo.

La función del estrangulador en la industria petrolera juega un papel muy importante porque nos permite controlar el caudal de circulación de los fluidos del pozo, mediante la restricción del paso del fluido por el orificio, en donde se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema y podemos:

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Ejercer la contrapresión suficiente para evitar la entrada de arena en el pozo o la conificación de agua. Conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta de su presión. Proteger el equipo superficial y subsuperficial.

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Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado “niple de asiento”, que va

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conectado en el fondo de la TP. Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que actúa en un cople de la tubería, y que es accionado con línea de acero. Los estranguladores de producción normalmente operan en un ambiente multifásico, que puede ser: flujo de gas - líquido o líquido - gas. El flujo monofásico puede ocurrir en los pozos de gas seco.

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Sus siglas son BCP, significan Bomba de Cavidad Progresiva, es una bomba de desplazamiento positivo compuesta por un rotor metálico móvil y una fase estacionaria (estator) que está recubierto internamente por elastómero de forma de doble hélice. Al accionarse la bomba, el movimiento entre el rotor y el estator crea cavidades progresivas donde se desplaza el fluido. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua. Las bombas de cavidad progresiva, utilizan un rotor de forma helicoidal de (n) número de lóbulos, el cual hace girar dentro de un estator en forma de helicoide de (n+1) número de lóbulos.

A grandes rasgos, la Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) esta compuesta por el Rotor y el Estator. El Rotor es accionado desde la superficie por un sistema impulsor que transmite el movimiento rotativo a la sarta de Cabillas la cual, a su vez, se encuentra conectada al Rotor. El Estator es el componente estático de la bomba y contiene un polímero de alto peso molecular con la capacidad de deformación y recuperación elástica llamado Elastómero. El funcionamiento de las BCP está basado en el principio ideado por René Moineau (no debe confundirse con la bomba de Arquímedes ya que son principios totalmente diferentes), la BCP utiliza un Rotor de forma helicoidal de n lóbulos dentro de un Estator en forma de helicoide de n+1 lóbulos. Las dimensiones del Rotor y el Estator están diseñadas de manera que producen una interferencia, la cual crea líneas de sello que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan (o progresan), en un movimiento combinado de traslación y rotación, que se manifiesta en un desplazamiento helicoidal de las cavidades desde la succión de la bomba, hasta su descarga. Se cuenta con diversos arreglos de materiales y geometría, sin embargo la utilizada en la Industria Petrolera Nacional es la de un Rotor metálico de un lóbulo en un Estator con un material elástico (Elastómero) de dos lóbulos. La FIGURA N° 1 muestra una sección transversal de una BCP convencional (1x2 lóbulos), donde observa como el diámetro del rotor es un poco mayor que el ancho de la cavidad, produciendo la interferencia (i) que crea el sello.

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

Las características principales de las bombas de cavidades progresivas son su caudal y su altura de descarga (head).

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La mayoría de los fabricantes refieren las capacidades de sus bombas en b/d (o m3 /d) a 500 r.p.m. y 0 head; algunos otros, refieren la capacidad de sus equipos a 100 r.p.m. y 0 head. Considerando que el área del fluido en una sección de la bomba es igual a 4DE (4 veces el diámetro por la excentricidad), el volumen de una cavidad sería 4DEP (el área de la sección por el paso de la bomba). La presión de descarga de una etapa varia de 70 a 100 lpc, según los modelos de bombas y fabricantes, por ejemplo una bomba modelo 18.40 -1500, está diseñada para 1800 lpc de presión de descarga (la cifra al comienzo del modelo, esto es “18”, significa que la

bomba es de 18 etapas.

Superficial La ventaja de este equipo consiste en que al utilizar poleas / correas dentadas se elimina el deslizamiento y son equipos integrados. Las desventajas radican básicamente en que la operación de cambio de velocidad del sistema es más lenta y requiere un trabajo previo de preparación de la pieza (polea); también es necesario parar la marcha del equipo para realizar la operación y no se obtienen las velocidades exactas de diseño (a menos que se instalen en conjunto con un variador de frecuencia). El hecho de que la operación de cambio de velocidad requiera el cambio de piezas impidió en el pasado la automatización de este equipo. Cabezales de Rotación. El cabezal de rotación, cumple con 4 funciones básicas: 

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Soporte para las cargas axiales. Evitar o retardar el giro inverso de la sarta de cabillas. Aislar los fluidos del pozo del medio ambiente Soportar el accionamiento electro-mecánico (para algunos modelos).

Motovariadores Mecánicos. En este sistema el acople entre motor y caja reductora no es directo; en este caso se realiza a través de un conjunto “variador de velocidad” formado por correas y poleas de diámetro

variable, el cual cumple con la función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la parada del equipo ni el cambio de componentes.

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Variadores de Frecuencia. El Variador de frecuencia rectifica la corriente alterna requerida por el motor y la modula electrónicamente produciendo una señal de salida con frecuencia y voltaje diferente.

Subsuperficial El Estator. El Estator es un cilindro de acero (o Tubo) revestido internamente con un Elastómero sintético (polímero de alto peso molecular) moldeado en forma de dos hélices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un proceso y especial. El Estator se baja al pozo con la tubería de producción (bombas tipo Tubular o de Tubería) o con la sarta de cabillas (bombas tipo Insertables). La figura N° 9 muestra un corte longitudinal de un Estator. Un Estator se obtiene por inyección de un Elastómero a alta temperatura y a alta presión entre la camisa de acero y un núcleo. El Elastómero El Elastómero constituye el elemento mas “delicado” de la Bomba de Cavidades Progresivas y

de su adecuada selección depende en una gran medida el éxito o fracaso de esta aplicación.

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El Elastómero reviste internamente al Estator y en si es un Polímero de alto peso molecular con la propiedad de deformarse y recuperarse elásticamente, esta propiedad se conoce como resiliencia o memoria, y es la que hace posible que se produzca la interferencia entre el Rotor y el Estator la cual determina la hermeticidad entre cavidades contiguas y en consecuencia la eficiencia de la bomba (bombeo).

El Rotor. El rotor está fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con precisión y recubierto con una capa de material altamente resistente a la abrasión. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas tipo Tubular) las cuales le transmiten el movimiento de rotación desde la superficie (accionamiento o impulsor). Un Rotor se fabrica a partir de una barra cilíndrica de acero en un torno especial.

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

Servir de punto tope al rotor cuando se realiza el Espaciamiento del mismo. Brindar un espacio libre al rotor de manera de permitir la libre elongación de la sarta de cabillas durante la operación del sistema.

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Impedir que el rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo en caso de producirse rotura o desconexión de estas últimas.

Ventajas 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:  

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Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises; La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento; Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de que la varillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran; Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser transportada con una camioneta; Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator y al mecanismo de bombeo; La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una aparente ineficiencia;

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Amplío rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo. La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo constante hacen más fácil la instrumentación; El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo; Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y plataformas de producción costa fuera; El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas urbanas; Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles; y Simple instalación y operación.

Desventajas 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 elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de componentes aromáticos. A continuación se presentan varias de las desventajas de los sistemas BCP:  

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Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o 178°C); Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo); Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco); Desgaste por contacto entre las varilla y la cañería de producción en pozos direccionales y horizontales; y Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema). 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.

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El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primera opción a considerar en la explotación de pozos productores de petróleo por su relativa baja inversión inicial; bajos costos de transporte, instalación, operación y mantenimiento; bajo impacto visual, muy bajos niveles de ruido y mínimos requerimientos de espacio físico tanto en el pozo como en almacén. Las posibilidades de las bombas de ser utilizadas en pozos de crudos medianos y pesados; de bajas a medianas tasas de producción; instalaciones relativamente profundas; en la producción de crudos arenosos, parafínicos y muy viscosos; pozos verticales, inclinados, altamente desviados y horizontales y pozos con alto contenido de agua, las constituyen en una alternativa técnicamente apropiada para la evaluación del potencial de pozos o como optimización y reducción de costos

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Es una bomba de desplazamiento positivo compuesta por un rotor metálico móvil y una fase estacionaria (estator) que está recubierto internamente por elastómero de forma de doble hélice. Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente. Se cuenta con diversos arreglos de materiales y geometría, sin embargo la utilizada en la Industria Petrolera Nacional es la de un Rotor metálico de un lóbulo en un Estator con un material elástico. El sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas debe ser la primera opción a considerar en la explotación de pozos productores de petróleo por su relativa baja inversión inicial; bajos costos de transporte, instalación, operación y mantenimiento.

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