Bombeo Mecanico

1

Agenda: Visión Integral del Bombeo Mecánico i.

Definición y Componentes Básicos del Bombeo Mecánico

ii.

Definición y Componentes Básicos de la Bomba de Subsuelo

iii.

Varillas de Bombeo

iv.

Coples de Varillas

v.

Falla en Varillas

vi.

Unidades de Bombeo

vii.

Unidades de Bombeo Especiales

viii. Motores y Reductores ix.

Ancla de Tubos

x.

Cálculo de Parámetros Operacionales y Diseño

xi.

Tubería

xii.

Cálculos de Desplazamiento

xiii. Dinamometría xiv. Aspectos Operativos del Bombeo Mecánico Relacionado a la Bomba de Profundidad 2

¿Por qué Bombeo Mecánico?

“El bombeo mecánico debe ser la consideración estándar si las operaciones son en tierra… La experiencia ha demostrado que tal decisión normalmente resulta en una optima producción y costos mínimos… Los otros métodos deben ser seleccionados solo donde se hayan

demostrado ventajas significativas en cuanto a instalación y operación.”

SPE, Recommendations and Comparisons for Selecting Artificial-Lift Methods. Authors Joe Clegg, S. Mike Bucaram, and N.W. Hein, Jr. 3

Reseña Histórica

El levantamiento artificial comenzó poco después del nacimiento de la industria petrolera. Se utilizaban herramientas de perforación a cable para perforar los pozos y esta tecnología utilizaba un balancín de madera que elevaba y dejaba caer el trépano de perforación que colgaba de un cable. Cuando el pozo dejaba de surgir, utilizaban este balancín para operar una bomba a pistón de fondo de pozo. Con el tiempo, fue común dejar el equipo de perforación a cable en el pozo para su posterior utilización.

4

Reseña Histórica

5

Reseña Histórica Así nació el sistema de bombeo mecánico y sus principios operacionales no han cambiado hasta la fecha.

6

Características Básicas  Las capacidades de producción varían desde muy bajos a elevados.  A mayor profundidad menor volumen de producción.  La profundidad es limitada por la resistencia del material de las varillas.  Los grados de material más resistentes permiten un mayor esfuerzo de

tracción en la sarta y así es posible obtener altas profundidades y mayores caudales de producción. Esto lleva a la conclusión de que los principales factores que limitan la producción de líquido en el bombeo mecánico son la profundidad de levantamiento y la tensión de las varillas. 7

Ventajas

 Es un método muy conocido por todo el personal que trabaja en el campo.  En condiciones normales, puede utilizarse hasta el fin de la vida productiva de un pozo, incluso hasta su abandono.  Dentro de los límites permitidos, la capacidad de bombeo puede cambiarse con facilidad para acomodarse a los cambios de la performance de entrada de un pozo (inflow performance). Es factible también la operación intermitente del pozo utilizando dispositivos de control, PLC o pump-off (WellPilot o SAM). 8

Ventajas  Puede operar con muy bajas presiones de entrada de bomba y de este modo, puede alcanzar elevadas caídas de presión (mayores que el 90% de la presión de reservorio) por lo que se hace posible la producción de pozos de presiones de fondo bajas a extremadamente bajas.

 Los tratamientos contra la corrosión o incrustaciones son fáciles de realizar a través del espacio anular.  Los componentes del sistema poseen repuestos estandarizados,

intercambiables, y de fácil disponibilidad en todo el mundo.  Las unidades de bombeo y las cajas reductoras tienen potencial para su reutilización, ya que pueden funcionar por décadas. 9

Desventajas  La presencia de gas libre en la entrada de la bomba reduce en gran

medida la producción de líquido y causa problemas mecánicos.  La profundidad de bombeo está limitada principalmente por la tensión mecánica del material de la sarta de varillas.

 En pozos desviados, la fricción de las piezas metálicas puede llevar a fallas mecánicas de la tubería y/o de la sarta de varillas.  Debe protegerse la sarta de varillas contra la corrosión y el daño mecánico. De lo contrario, la fatiga del material llevará a fallas tempranas.

10

Desventajas  El bombeo de arena o fluidos con abrasivos reduce la vida de la mayoría de los tipos de bombas de subsuelo.  El prensaestopas del vástago pulido debe mantenerse de manera apropiada. De lo contrario, podría ocasionar problemas ambientales si existieran fugas de fluidos a la atmósfera.  Se necesita una pesada unidad de Workover / Pulling para realizar tareas de mantenimiento del equipo de subsuelo.

 La unidad de bombeo de superficie requiere un amplio espacio, es pesada y estorba.

11

La Metodología de Selección del Levantamiento Artificial es requerida a lo largo del Ciclo de Vida de un pozo Comportamiento del Pozo

•

3500

80

3000

70 60

40 1500

30

1000

–

La producción del pozo es un proceso dinámico

–

El Levantamiento Artificial puede ser necesitado durante cualquier parte del ciclo de vida del pozo

–

Diferentes tipos de Levantamiento Artificial pueden ser aplicados a un pozo durante diversas partes de su ciclo de vida.

–

La eficiencia y confiabilidad del Sistema de Levantamiento Artificial cambiaran a lo largo del tiempo y este requiere de ajustes periódicos para producir el pozo eficientemente.

20

500

10

0

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16 80

3000

70

2000 1500 1000 500

60

Bombeo Mecánico

Flujo Natural

Gas Lift o ESP

3500

2500

Presión

% CA

50

2000

50 40 30 20 10

0

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

% CA

Presión

2500

La Selección del Sistema de Levantamiento Artificial se basa en las siguientes premisas:

Años 12

Bombeo Mecánico

13

Distribución de Flujo en el Sistema

14

Transferencia de Energía La fuente de energía proporcionada por el motor (movimiento rotacional) alimenta la unidad de bombeo. La unidad de bombeo convierte el movimiento rotativo del motor en movimiento reciprocante, el cual acciona la bomba de fondo.

15

Módulo 1 – Bombeo Mecánico

16

Componentes del Sistema

Instalación de Superficie

Instalación de Fondo Tubería de producción.



Unidad de Bombeo Mecánico.





Motor de accionamiento (gas

 Ancla

o eléctrico).

de tubing o packer.



Varillas de bombeo. Bomba mecánica.



Cabeza colgadora.





Puente de producción.

 Anclaje



Vástago pulido.

de bomba.

17

Partes del Equipo de Superficie

18

Dinámica y Esfuerzos Actuantes

19

Módulo 2 – Bombeo Mecánico

20

Bomba de Profundidad Carrera Ascendente

21

Bomba de Profundidad Carrera Descendente

22

Designación de la Bomba 20-125-R H B C-10-4-2-2

Superior - Inferior

23

Designación de la Bomba Adicionalmente para completar la descripción de la bomba, se debe suministrar la siguiente información:  Calidad y material del barril.  Calidad y material del pistón.  Calidad y material de los asientos y bolas. Ejercicio: Bomba insertable de 1 ¾” de diámetro con barril de pared gruesa de 20 pies de acero cromado, 2 pies de extensión inferior y 1 pie de extensión superior. Pistón de 5 pies metalizado liso. Anclaje inferior a copas para insertar en tubing 2 7/8”. Será identificada como:

25-175-RHBC-20-5-1-2 24

Bombas Tubulares

25

Bombas Tubulares Ventajas 

Mayor capacidad.



Mayor área de flujo.



Puede bombear fluidos viscosos.



Mas robusta.

Desventajas  Menor

relación de compresión, no recomendable para pozos con alto GOR.

 Necesario

retirar la tubería para reparar el barril.

 Posee

mayor costo que las insertables.

 Profundidad

limitada a grandes cargas de fluido asociadas con las mayores áreas del pistón. 26

Bombas Insertables

27

Bombas Insertables

Ventajas  Mas

económica que las tubulares.



Mejor manejo de GOR.

 Puede

ser removida solo moviendo las varillas de bombeo.

 Apropiada

para pozos profundos.

Desventajas 

Limitada al diámetro del tubing.

 No

recomendable para pozos con alto contenido de arena y pozos intermitentes (anclaje en B).

 A mayor

compresión el vástago de la bomba puede pandearse y dañar el interior del barril.

28

Bombas Insertables – Barril Viajero

29

Bombas Insertables – Barril Viajero Ventajas  Evita

que la arena se asiente entre el anclaje y el niple de asiento.

 Ideal

para bombeo intermitente, la arena no se puede quedar entre el pistón y el barril durante las paradas.

 La

conexión entre la sarta de varillas y el barril viajero es más fuerte que entre la varilla del pistón y la sarta de varillas en las bombas con barril estacionario.

 Tiene

una construcción resistente y menos costoso que las bombas con barril estacionario.

Desventajas  La

válvula fija es relativamente más pequeña y ofrece alta resistencia al flujo, permite que el gas se separe de la solución, originando así una deficiente operación de la bomba en los pozos con alto GOR.

 En

pozos profundos, la elevada Ph sobre la válvula fija, en recorrido descendente, podría ocasionar el doblamiento del tubo extractor originando excesivo desgaste entre el pistón y el barril.

 No

recomendable para fluidos viscosos, la válvula fija puede producir alta caída de presión a la entrada de la bomba. 30

Bombas de Casing

 Es

una variación de bomba insertable que se utiliza en pozos sin tubería de producción.

 La

bomba se fija en un packer. Por lo general, este tipo de instalación se utiliza en pozos con altas capacidades de producción ya que el tamaño de la bomba está limitado solo por el tamaño del casing.

 Antes

de tomar una decisión final para la elección del tipo de bomba a utilizar, debe tenerse en cuenta la existencia de potenciales problemas operacionales como la producción de gas, arena, la presencia de corrosión, etc.

Casing

Vástago de la bomba

Fijación Packer

Pistón

Válvula viajera Barril de la bomba

Válvula estacionaria

31

Bombas de Casing Ventajas



Mayor capacidad.



Mayor área de flujo.



Puede bombear fluidos viscosos.

Desventajas  No

recomendable para pozos con alto GOR.

 No

recomendable para pozos con alto contenido de arena y pozos intermitentes.

 El

rozamiento de las varillas puede dañar irreparablemente el casing.

 Puede

ocasionar pesca en presencia de fluidos incrustantes. 32

Clasificación de Bomba Según API 11AX

33

Clasificación de Bomba Según API 11AX

34

Barriles • El componente más largo y costoso.

• Durable – sin embargo delicado. • La tolerancia típica entre barril y pistón es cerca de 0.004”. • Estacionario. • Hueco (los fluidos producidos viajan por el interior). • Sostiene la jaula de la válvula fija.

35

Barriles Son secciones de tuberías de metal estiradas en frío, mecanizadas y rectificadas, con una pared interna pulida para permitir el movimiento uniforme del pistón.

En presencia de arena o a causa de la corrosión, se recurre galvanizar la superficie interna del barril.

Cromado – Alta resistencia contra la abrasión. Carburo de níquel – Base de metal de acero al carbono sobre la que se realiza el niquelado con pequeñas partículas de carburo. Excelente resistencia a la mayoría de los tipos de corrosión (incluidos el CO2, el H2S y los cloruros) garantizada por el niquelado con carburo. 36

Espesores de Barriles Pueden ser de pared gruesa con un espesor de 3/16˝ o más y de pared fina con un espesor de 1/8˝ aproximadamente. Los de pared gruesa presentan extremos macho y los de pared fina se fabrican con extremos hembra.

37

Pistones • Proveen el movimiento y sello de la alta presión de la bomba.

– La superficie exterior del pistón. – La superficie interior del barril. • La presión diferencial a través de esta superficie sellante solamente está presente cuando la válvula viajera está cerrada. • Va conectado a la sarta de varillas. • Es hueco (el fluido producido viaja por el interior).

• Sostiene la jaula de la válvula viajera. • Puede combinarse pistón liso con ranurado.

42

Pistón de Metal Ranurado

Se utilizan cuando el pozo produce un pequeño porcentaje de arena. La arena u otras partículas sólidas pueden ser atrapadas por las ranuras y así evitan rayar el barril y el pistón, puede tener anillos flexibles o duros, generalmente plástico.

43

Pistón de Metal Liso

Cuando se utiliza un pistón liso, cualquier partícula sólida puede viajar a lo largo de toda la longitud del pistón y así daña tanto la superficie del barril como la del pistón. Una pequeña muesca en estas superficies pulidas da como resultado un aumento del escurrimiento del líquido más allá del pistón a causa de la gran diferencia de presión al otro lado del pistón. Así, la eficiencia volumétrica de la bomba y la producción de líquido se ven reducidas en gran medida.

44

Pistón no Metálico Constituidos por un mandril interno con anillos de desgaste de metal ubicados en los extremos. Poseen elementos empaquetadores en forma de copa o anillo y compuestos por un material sintético con una dureza elevada para soportar grandes profundidades. Las copas se expanden en la carrera ascendente y se contraen en la carrera descendente.

Se usa cuando la calidad de lubricación del pozo es pobre o cuando la arena o los fluidos abrasivos tienden a atascar los pistones de metal. Como regla general, disponer de 4 a 6 copas por cada 1000 pies de profundidad. 45

Pistones - Superficies

Metal simple - Se usa en condiciones normales. Cromados - Fluidos abrasivos sin corrosión por H2S.

Metalizados - Revestido de metalizado a la llama con una aleación a base de níquel. Son económicos y se utilizan en pozos levemente abrasivos.

La luz del pistón generalmente varía entre 0,001” a 0,005”, medidos en el diámetro y generalmente designados como luz de -1 a -5.

46

Pistones – Luz entre Pistón y Barril

La fricción entre barril y pistón es un factor muy importante a tener en cuenta en el diseño de las bombas, dependerá de ello la vida útil del conjunto. La elección correcta de la luz, tal que permita formar una capa lubricante entre las superficies de trabajo, dará como consecuencia una óptima performance del conjunto. Es por ello que la precisión y la terminación superficial determinan la confiabilidad de un pistón.

La luz del pistón generalmente varía entre 0,001” a 0,005”, medidos en el diámetro y generalmente designados como luz de -1 a -5.

47

Pistones – Longitudes Recomendadas

Regla de dedos: 

3 pies para profundidades menores a 3000 pies.



3 pies + 1 pie/1000 pies hasta 6000 pies.



6 pies de longitud para pozos de mayor profundidad.

 La

industria recomienda escurrimientos entre pistón y barril de 2 al 5 % de la producción para garantizar y evitar el daño en la bomba.

48

Pistones – Escurrimiento La cantidad de fluido que se escurre en el pistón depende de: - Diámetro del pistón. - Diferencial de presión a lo largo del pistón. - La luz entre el pistón y el barril. - La longitud del pistón. - La viscosidad del fluido. Para complicar las cosas aun más, la viscosidad el fluido y la luz del pistón dependen de: - Temperatura de fondo. - Corte de agua. - Producción de sólidos. 49

Pistones – Escurrimiento Para estimar la tasa de fluido que escurre puede usarse la siguiente ecuación:

Donde: TE

: Escurrimiento (Bbls/día)

dp

: Diámetro del pistón (pulg.)

ΔP

: Caida de presión a través del pistón (PSI)

C

: Diámetro del espacio libre (pulg)

Fr

: Relación de llenado en la carrera descendente (=1 cuando la bomba esta llena)

V

: Viscocidad del fluido (cp)

Lp

: Longitud del pistón (pulg)

50

Pistones – Escurrimiento

Ejercicio: Calcule la tasa de escurrimiento en bls/d y el porcentaje de producción perdida para las siguientes condiciones:

Bomba : 35-250-RHAC-16-4-4 Luz : 0.004 pulg SPM : 10 Viscosidad del fluido = 1 cps Producción del Pozo = 250 Bls/día

51

Válvulas y Asientos 

Son el corazón de las bombas.



Esta compuesta por asientos y bolas.

 Son

un componente crítico debido a la presión que soportan y al continuo paso de fluido.

 Los

asientos son mecanizados, pulidos con precisión y rectificados contra la corrosión y con metales resistentes a la erosión. En general, son reversibles y pueden utilizarse de ambos lados.

53

Válvulas y Asientos  La

válvula viajera puede ubicarse tanto por arriba como por debajo del pistón.

superior – En pozos que producen poco o nada de gas. Su ventaja radica en que el pistón en sí no soporta el peso de la columna de fluido, lo que elimina su estiramiento.

- Posición

inferior – Reduce el espacio nocivo entre las válvulas fija y viajera, característica deseada cuando se bombean fluidos con gas. Proveen eficiencias volumétricas favorables y son menos propensas al bloqueo por gas.

- Posición

 Tanto

la válvula estacionaria como la viajera pueden duplicarse para extender la vida útil de las bombas. En especial en pozos arenosos, dos válvulas en serie prometen mayor seguridad y evitan el corte de válvulas ocasionado por chorros de fluido. 54

Jaulas de Válvulas Restringen el trayecto lateral y vertical de las esferas de las válvulas, además de proveer la menor restricción posible al flujo a través de toda la válvula. Jaula Válvula Fija

Jaula Válvula Móvil

57

Válvulas Especiales

58

Anclajes 

Se utilizan para fijar la pieza estacionaria de una bomba insertable (ya sea el barril o el pistón) a la tubería de producción.



Sella hidráulicamente para evitar el paso del fluido.



Puede ser inferior, superior o doble.



Pueden ser de copas (A) o mecánicos (B).

59

Bombas Insertables – Anclaje Superior

60

Bombas Insertables – Anclaje Superior Ventajas  Recomendada

en pozos con partículas de arena.

 Buen

trabajo en pozos con alto GOR porque la válvula fija se sumerge mucho más profundo que las bombas ancladas en la parte inferior.

 Un

separador de gas se puede conectar directamente al barril de la bomba cuando hay presencia de gas libre.

Desventajas  En

la carrera descendente, el barril queda expuesto a elevadas cargas tensoras por la columna de líquido que es aguantada por la válvula fija.

 La

resistencia mecánica del barril, limita la profundidad con la cual se puede utilizar dichas bombas.

 La

varilla conectada al pistón se puede desgastar por la fricción contra su guía y puede convertirse en un acople débil en la sarta de varillas. 61

Bomba con Anclaje Superior

Niple de Asiento

62

Bomba con Anclaje Superior Ascendente

Ascendente

Descendente

Descendente

pms

A

pmi

Durante la carrera ascendente, existe presión diferencial positiva ó presión interna sobre el pistón, mientras que no hay presión diferencial por debajo del mismo.

Durante toda la carrera descendente tenemos presión diferencial positiva o presión interna.

63

Presiones en el Barril con Anclaje Superior

PH (Presión Hidrostática): 3400 psi

Pwf (Presión de fluencia): 400 psi

Durante la carrera ascendente, existe presión diferencial positiva ó presión interna sobre el pistón, mientras que no hay presión diferencial por debajo del mismo. Durante toda la carrera descendente tenemos presión diferencial positiva o presión interna. El principal esfuerzo a que se ven sometidos los barriles con anclaje superior, es la presión interna y durante la mayor parte del ciclo de trabajo. 64

Bombas Insertables – Anclaje Inferior

65

Bombas Insertables – Anclaje Inferior

Ventajas  Es

aconsejable en pozos con bajos niveles de fluidos porque se puede poner a funcionar muy cerca del fondo del pozo, el punto más profundo del mecanismo de bombeo, será el niple de asiento.

Desventajas  El

espacio anular ente la tubería y el barril se puede llenar con arena u otros sólidos impidiendo la sacada de la bomba.

 La

varilla de la válvula puede convertirse en un punto débil comparado con la sarta de varillas.

66

Bomba con Anclaje Inferior

Niple de Asiento

67

Bomba con Anclaje Inferior Ascendente

Ascendente

Descendente

Descendente

pms

A

pmi

Durante la carrera ascendente, existe presión diferencial negativa ó colapso por debajo del pistón, mientras que no hay presión diferencial por encima del mismo.

Durante toda la carrera descendente no existe presión diferencial.

68

Presiones en el Barril con Anclaje Inferior

PH (Presión Hidrostática): 3400 psi

Pwf (Presión de fluencia): 400 psi

Durante la carrera ascendente, existe presión diferencial negativa ó colapso por debajo del pistón, mientras que no hay presión diferencial por encima del mismo. Durante toda la carrera descendente no existe presión diferencial.

El principal esfuerzo a que se ven sometidos los barriles con anclaje inferior, es la presión externa o colapso y durante un corto tiempo del ciclo de trabajo. 69

Anclaje Inferior vs. Anclaje Superior En los casos que sea posible, usar anclaje inferior en lugar de superior, se logra: • Menor presión diferencial entre el exterior e interior del barril durante gran parte de la carrera ascendente y toda la carrera descendente. • De esta manera se logra disminuir el tiempo de trabajo del barril sometido a elevadas presiones diferenciales. • Es de destacar que la cantidad de ciclos de compresión y expansión siguen siendo iguales en ambos casos, solo que el tiempo de alta presión diferencial se ve reducido. • El barril con anclaje superior está sometido a presión interna mientras que el barril con anclaje inferior está sometido a presión externa o colapso. 70

Componentes del Sistema Conector de Vástago y Adaptador para Pistón

72

Selección de Bombas de Profundidad Consideraciones:

73

Espacio Nocivo – Ajuste de medida

74

Módulo 3 – Bombeo Mecánico

75

Varillas de Bombeo

76

Varillas de Bombeo  Es

un elemento construido de acero, forjado en sus extremos roscados. Se unen por medio de cuplas, formando una sarta de bombeo.

 Son

principalmente fabricadas siguiendo las normas API, según sus especificaciones 11B.

 La

energía de la unidad es transmitida a la bomba de fondo a través de la sarta de varillas.

 La

sarta de varillas opera bajo cargas cíclicas en un medio corrosivo y erosivo.

 Es

la parte más crítica de un sistema exitoso de bombeo por varillas. 77

Dimensiones Generales



Longitudes de 25 pies o de 30 pies.



Secciones cortas de varillas (Pony Rod) disponibles en longitudes de 2, 4, 6, 8, 10 y 12 pies.



Conexiones de rosca pin en ambos extremos.



Los tamaños de varillas se incrementan en 1/8 pulg, empezando con 5/8 pulg; la varilla más grande es de 1 1/4 pulg.

78

Varilla Convencional 

Manufacturada en diferentes metalurgias para reunir los requerimientos de diferentes aplicaciones: Grados API como C, D, y K.

Grados de servicio especial para demandas de altas cargas (torque). 

Ideal para pozos verticales o aplicaciones con desviaciones mínimas.



La presencia de los couplings representan limitaciones para algunas aplicaciones: Restricción en el área de flujo cuando se manejan fluidos viscosos o altos caudales. Altas cargas de contacto (cargas concentradas) en desviaciones severas.

79

Propiedades Químicas de las Varillas

80

Análisis Físico de la Varilla

Grade

Minimum Minimum Minimum Ultimate Brinell Yield % % Red. of Strength Hardness Strength Elongation Area ksi ksi

K

16

60

185-231

60

90-115

C

18

50

185-240

60

90-115

MD56

14

45

240-294

85

115-140

D

10

45

240-294

85

115-140

KD63

14

45

240-294

85

115-140

T66/XD

10

40

286-319

115

140-150

EL

–

–

–

–

–

Sizes (inches) 5/8

3/4

7/8

1

Length (feet) 1-1 / 8 1-1 / 4

25

30

81

Varillas API • Grade C – AISI 1530 / 1536 aleación de acero al carbón-manganeso. – Resistencia mínima a la tensión de 90,000 psi. – Bajas y medianas cargas, ambientes no corrosivos o inhibidos. • Grade K – AISI 4623 Aleación de acero al níquel-molibdeno. – Resistencia mínima a la tensión de 90,000 psi. – Bajas y medianas cargas, ambientes no corrosivos o inhibidos. • Grade D – AISI 4142 Aleación de acero al chromo-molibdeno. – Resistencia mínima a la tensión de 115,000 psi. – Moderadas a altas cargas, ambientes no corrosivos o inhibidos.

82

Varillas de Alta Resistencia

• Cargas Extra-pesadas. • Pozos Extra-profundos. • Fluidos suave a medio corrosivos, efectivamente inhibidos.

• Oportunidad para utilizar varillas más pequeñas, más ligeras. • Máximo esfuerzo permisible.

83

Varillas Especiales para Grandes Cargas

Grado S88

• AISI 3130M aleación de Níquel-Cromo. Grado T66/XD • AISI aleación especial de cromo-molibdeno.

Grade EL® • AISI aleación especial de cromo-molibdeno.

84

Aplicaciones de la Varilla Electra • Capacidad de carga súper alta. • Medios corrosivos, proporciona trabajo satisfactorio si se siguen prácticas de inhibición de corrosión.

• Evitar condiciones de pozos que combinen bajo pH con un entorno de H2S. • Oportunidad para usar varillas más pequeñas, más ligeras. • Esfuerzo máximo permisible.

85

Cargas sobre las Varillas



Peso de las varillas: Esta fuerza está distribuida a lo largo de la sarta de varillas. La misma está presente tanto en carrera ascendente como descendente.



Fuerzas de flotación: Se opone al peso de las varillas y dependerá de la densidad del fluido desplazado por las mismas.



Fuerzas del fluido: Es una fuerza que actúa en la parte inferior de la sarta durante la carrera ascendente y es el resultado de la presión hidrostática neta (Descarga – Succión) que actúa sobre el área del pistón (siempre es positiva).

86

Cargas sobre las Varillas  Cargas

dinámicas: Es el resultado del cambio de aceleración durante el ciclo de bombeo de las masas en movimiento (varillas, columna de líquido). La magnitud y dirección de dichas fuerzas cambian constantemente durante el ciclo de bombeo, pero generalmente, estas cargas resultan en cargas netas positivas en carrera ascendente y negativas en carrera descendente.



Fuerzas friccionales: Donde mencionamos dos tipos: o

Fricción del fluido.

o

Fricción mecánica que se opone al movimiento de las varillas, siendo positivas en carrera ascendente y negativas en carrera descendente. 87

Cargas sobre las Varillas

88

Cargas sobre las Varillas Carrera Ascendente

89

Cargas sobre las Varillas Carrera Descendente

90

Diseño de Sartas Telescópicas 

Los diseños de sarta de varillas de bombeo pueden ser de diámetro uniforme o combinado, siendo este último el más utilizado.



La idea de realizar diseños con sartas telescópicas es reducir el peso total de la sarta de varillas y de esa manera disminuir la carga en la unidad de bombeo en superficie.



Para todo diseño de sarta de varillas, es recomendable realizar el análisis de esfuerzos utilizando el diagrama de Goodman Modificado, esto nos permite cuantificar el porcentaje de carga de cada sección de la sarta.

91

Diseño de Sartas Telescópicas – API

9 8

8 8

7 8

6 8

5 8

1.1/8

1

7/8

3/4

5/8

92

Diseño de Sartas Telescópicas – API 65

1.0625

65

1.25

65

1.50

65

1.75

65 65 65 65

2.00 2.25 2.50 2.75

65

3.25

66

Todo

75

1.0625

7/8

29.40%

3/4

29.80%

37.30%

5/8

40.80%

5/8

62.70%

7/8

33.30%

3/4

41.80%

3/4

33.30%

5/8

58.20%

5/8

33.40%

3/4

46.90%

7/8

37.50%

5/8

53.10%

3/4

37.00%

3/4

52.00%

5/8

25.50%

5/8

48.00%

7/8

42.40%

3/4

58.40%

3/4

41.30%

5/8

41.60%

5/8

16.30%

3/4

65.20%

7/8

46.90%

5/8

34.80%

3/4

45.80%

3/4

72.50%

5/8

7.30%

5/8

27.50%

7/8

28.50%

3/4

71.50%

3/4

88.10%

7/8

30.60%

5/8

11.90%

3/4

69.40%

3/4

100.00%

7/8

33.80%

7/8

27.00%

3/4

66.20%

3/4

27.40%

7/8

37.50%

5/8

45.60%

3/4

62.50%

3/4

34.40%

5/8

65.60%

3/4

75

75

75

75

75

1.25

1.50

1.75

2.00

2.25

76

1.0625

76

1.25

76

1.50

76

1.75

93

Diseño de Sartas Telescópicas – API 76 76 76

2.00 2.25 2.50

76

2.75

76

3.25

76

3.75

77

Todo

85

85

1.0625

1.25

1

26.60%

7/8

27.40%

3/4

26.80%

5/8

19.20%

1

29.60%

7/8

30.40%

3/4

29.50%

5/8

10.50%

1

22.60%

7/8

23.10%

31.30%

3/4

54.30%

7/8

82.30%

1

24.30%

3/4

17.70%

7/8

24.50%

7/8

100.00%

3/4

51.20%

1

22.20%

1

26.80%

7/8

22.40%

7/8

27.00%

3/4

22.40%

3/4

46.20%

5/8

33.00%

1

29.40%

1

23.90%

7/8

30.00%

7/8

24.20%

3/4

40.60%

3/4

24.30%

1

32.80%

5/8

27.60%

7/8

33.30%

3/4

33.90%

7/8

41.70%

3/4

58.30%

7/8

46.50%

3/4

53.50%

7/8

50.50%

3/4

49.50%

7/8

56.50%

3/4

43.50%

7/8

68.70%

3/4

85

85

86

86

86

86

86

1.50

1.75

1.0625

1.25

1.50

1.75

2.00

94

Diseño de Sartas Telescópicas – API 86

86

86

2.25

2.50

2.75

87

1.0625

87

1.25

87 87 87 87

1.50 1.75 2.00 2.25

1

36.90%

7/8

36.00%

3/4

27.10%

1

40.60%

7/8

39.70%

3/4

19.70%

1

44.50%

7/8

43.30%

3/4

12.20%

1

24.30%

7/8

75.70%

1

25.70%

7/8

74.30%

1

27.70%

7/8

72.30%

1

30.30%

7/8

69.70%

1

33.20%

7/8

66.80%

1

36.40%

7/8

63.60%

87

2.25

87

2.50

87

2.75

87

3.25

87

3.75

87

4.75

88

Todo

96

96

1.0625

1.25

1

36.40%

7/8

63.60%

1

39.90%

7/8

60.10%

1

43.90%

7/8

56.10%

1

51.60%

7/8

48.40%

1

61.20%

7/8

38.80%

1

83.60%

7/8

16.40%

1

100.00%

1.1/8

19.00%

1

19.20%

7/8

19.50%

3/4

42.30%

1.1/8

20.50%

1

20.50%

7/8

20.70%

3/4

38.30%

95

Consideraciones Generales para el Diseño de Sartas

96

Consideraciones Generales para el Diseño de Sartas

97

Fatiga en Varillas de Acero 

Materiales sometidos a cargas cíclicas (repetitivas) tienden a desarrollar un comportamiento característico, que se diferencia fundamentalmente, en algunos aspectos de su comportamiento bajo cargas constantes (estáticas).



Este comportamiento se denomina fatiga y se distingue por tres características principales: Pérdida de resistencia. La pérdida de ductibilidad (aumenta la fragilidad), y Mayor incertidumbre tanto en su resistencia y vida de servicio.



Todo material, incluso los que presentan una perfecta cristalización, están lleno de imperfecciones de muchos tipos de materiales, de modo que no es perfectamente homogénea.



En virtud de la repetición de carga, estas imperfecciones en el material resultan en el fracaso prematuro. 98

Diagrama de Goodman 

Si bien no existe una relación que nos permita conocer el comportamiento en fatiga de un acero con datos estáticos, se han logrado buenas aproximaciones.



Goodman recopiló y generalizó los ensayos de Wohler y los resumió en un diagrama, el Diagrama de Goodman que establece la zona de trabajo segura para cada material y para un número dado de ciclos.



El diagrama que representa este límite se llama Diagrama de goodman, pero en el caso de las varillas de bombeo se utiliza una versión modificada por el API (A. A. Hardy), según lo siguiente: 1.

Tensión máxima permitida menor que la tensión admisible a la rotura.

2.

Las cargas a la compresión no son permitidas, debido a provocar buckling (pandeo) en las varillas inferiores.

3.

Se agrega un factor de seguridad (factor de servicio) para ambientes corrosivos. 99

Diagrama de Goodman Modificado Diagrama API de Goodman Modificado:

90

VARILLAS GRADO "C" TENSIÓN = 90,000 PSI

80

1. 2.

Determine la resistencia a la tensión T = 90,000 psi Calcule T/4 = 90,000/4 = 22,500 y T/1.75 = 51,429

70 60 50

3.

4. 5.

En una hoja adecuada de papel para graficar, construya un eje horizontal para en esfuerzo mínimo y un eje vertical para el esfuerzo máximo. Construya una línea recta de 45° de pendiente partiendo desde el origen Una los puntos de T/1,75 = 51,429 en la línea de 45° con T/4 = 22,500 en el eje vertical y designe a esta línea “SF = 1.0”

SF = 1.0 90,000/1.75= 51,429

40 90,000/4= 22,500 30 20 10 Linea a 45

0 0

10

20

30 40 50 60 Carga Mínima (en miles de psi)

70

80

90

100

Diagrama de Goodman Modificado Ejemplo: Una varilla recibe esfuerzos de 27,000 psi en carrera ascendente y de 15,000 psi en carrera descendente, entre al gráfico a 15,000 psi sobre el eje de esfuerzo mínimo. Muévase verticalmente hasta la línea SF = 1.0, se cruza a un esfuerzo máximo de 31,000 psi. Esto quiere decir que si el esfuerzo mínimo es 15,000 psi, el esfuerzo máximo que puede tolerar es 31,000 psi. Puesto que el esfuerzo máximo real es 27,000 psi, no hay esfuerzo en exceso en la varilla. El grado de carga se puede expresar como un porcentaje del rango permisible como se muestra en lo siguiente: Rango de Goodman Permisible Rango de Esfuerzo real % del Rango de Goodman

= 31,000 - 15,000 = 16,000 psi = 27,000 - 15,000 = 12,000 psi = 12,000/16,000 * 100 = 75 %

Por lo tanto, si la varilla está a 75% de su capacidad máxima de esfuerzo, no debe fallar a menos que haya sido dañada durante su manejo o por corrosión. 101

Diagrama de Goodman Modificado

Rango _ Permisible  Esfuerzo _ Máximo  Esfuerzo _ Mínimo Rango _ Esfuerzo _ Real  Esfuerzo _ Real _ Máximo  Esfuerzo _ Mínimo

%Carga _ Varillas 

Rango _ Esfuerzo _ Real x100% Rango _ Permisible

102

Diagrama de Goodman Modificado 90 VARILLAS GRADO "C" TENSIÓN = 90,000 PSI

80 70 60 50 SF = 1.0

90,000/1.75= 51,429

40 90,000/4= 22,500

30 20 10 Linea a 45

0 0

10

20

30 40 50 60 Carga Mínima (en miles de psi)

70

80

90

103

Diagrama de Goodman Modificado Ejercicio 1: Según una carta dinagráfica, la carga pico en una sección de varilla grado C de 1” es 26,235 Lbs, y la carga mínima es 4,750 Lbs. Usando el Diagrama Modificado de Goodman calcular si las varillas están operando dentro de su rango aceptable de tensión y el porcentaje de carga.

Área de varilla: 1” = 0.785 pulg2

104

Diagrama de Goodman Modificado Ejercicio 2: Un pozo con bomba de 1.25” y con una sarta 87 grado D muestra la siguiente carta dinagráfica:

Área de varilla: 1” = 0.785 pulg2 7/8” = 0.601 pulg2

Usando el Diagrama Modificado de Goodman calcular si las varillas están operando dentro de su rango aceptable de tensión y el porcentaje de carga. 105

Varilla Continua Ventajas • Elimina las conexiones. • Mínimo desgaste de varillas y tubos. • Extiende la vida de la tubería en pozos desviados. • Mínimo requerimiento de torque y potencia. • Es mas ligera que la sarta convencional. Desventajas • El costo podría ser más de dos veces mayor que la varilla convencional. • El equipo de servicio y la unidad de soldadura deberán estar disponibles en el área para el servicio. 106

Tipos de carga de Contacto

Concentradas sobre el acople

Distribuida sobre el cuerpo 107

Contacto Inducido por Curvatura - Tensión

108

Varilla Hueca Ventajas • El diseño de conexión externa uniforme minimiza el riesgo de falla debido a sobre-torque. • El diseño hueco permite la inyección de fluido. • Tecnología mas robusta que reduce los giros de diferencia entre superficie y fondo del hueco. • Reduce el efecto de giro en reversa. Desventajas • El costo típicamente está por encima de tres veces más que las varillas convencionales. Comparando productos de la misma capacidad de torque. • El mínimo tamaño disponible es 48 mm (1.8988 pulg). • Se requiere de un barra lisa de diseño especial. 109

Barras de Peso Aspectos Positivos • Ayudan a mantener las varillas en tensión en la carrera descendente. • Ayuda a la bomba de varillas y a la sarta de varillas a caer. • Ayuda a balancear la Unidad de Superficie. • Reduce el desgaste de tubos y varillas.

Aspectos Negativos • El costo puede convertirse en un factor. • Si la barra de peso es elegida con cuello para elevadora, el cuello se convierte en la parte más débil de la barra. • El mal diseño o selección de las barras de peso puede causar más daño que beneficio por sobrecarga del sistema. • Extremadamente difícil de pescar cuando se parten. 112

Tabla Barras de Peso

113

Tendencia al Buckling (pandeo)

114

Barras de Peso Determinación del Punto Neutro

Punto Neutro: Empuje total de las varillas debido al fluido dentro de la tubería. Fuerzas de fricción mecánicas entre varillas y tubería. Fuerzas de arrastre viscoso entre los fluidos y varillas. Zona de pandeo: Fricción mecánica en la bomba. Fuerza diferencial entre la zona superior e inferior de la válvula viajera.

115

Barras de Peso Determinación del Punto Neutro Fuerzas de pandeo: Para evitar el pandeo es necesario concentrar todo el peso en el fondo de la sarta de varillas, una forma de lograr esto es usando barras de peso. La cantidad de las mismas esta basada en fuerzas diferenciales actuando por encima y debajo de la válvula viajera. La fórmula es la siguiente:

Fuerza  0.433  Profundidad  FactorZ Unidades: Fuerza Profundidad Factor Z

: Libras : Pies : Pulgada2

116

Barras de Peso Determinación del Punto Neutro

117

Barras de Peso Determinación del Punto Neutro

Ejercicio: Determinar la fuerza de pandeo y el número de barras de peso a utilizar en un pozo con el siguiente equipo de subsuelo: Diámetro de Bomba = 1 ½” Profundidad = 6,000 pies Diámetro de Barra de Peso = 1 ½” Peso de Barra de Peso = 6 Lbs/pie

118

Identificación de Varillas

119

Varillas y Cuplas API - Descripción

120

Varillas API

121

Métodos de Diseño

122

Métodos de Diseño

• El peso de la sarta de varillas está distribuido a lo largo de su longitud y cualquier sección debe soportar el peso de todas las varillas ubicadas por debajo de ella. • Para pozos someros, también se utilizan sartas con un solo diámetro. • Se recomienda considerar que se está bombeando agua, y que el nivel de fluido se encuentra en la profundidad de la bomba, es decir, el pozo se encuentra en condiciones “pump-off”. Ambas consideraciones aumentan las cargas de varilla calculadas y elevan el nivel de seguridad del diseño de la sarta de varillas.

123

Métodos de Diseño • Los primeros métodos de diseño de sartas de varillas suponían que la sarta estaba expuesta a una carga de tracción simple. Se desarrollaron diferentes procedimientos para el diseño de sartas de varillas telescópicas. El procedimiento propuesto en el manual Bethlehem Handbook, que luego fue adoptado por el API RP 11L tuvo gran aceptación. Consideraba el esfuerzo máximo en el tope de cada sección por igual, y luego se seleccionaba un material que pudiera soportar el esfuerzo de manera segura. • Se vió que con este método de diseño, prácticamente todas las rupturas de varillas se debían a fallas por fatiga debido a la naturaleza cíclica de las cargas que soportan las varillas.

124

Métodos de Diseño – Método de West

• West desarrolló un diseño telescópico que logra el mismo grado de seguridad para cada sección telescópica. Su diseño apunta a alcanzar la misma relación de esfuerzo máximo a esfuerzo admisible en cada sección telescópica. Esto significa que los esfuerzos de las varillas trazados en el diagrama de Goodman modificado, caerán sobra el misma SF = línea constante.

• Su enfoque de las fuerzas dinámicas tuvo en cuenta el uso del método del factor de aceleración de Mills, que provee cargas razonables predichas para pequeñas bombas y profundidades moderadas de bombeo.

125

Métodos de Diseño – Método de Neely

• Neely presentó el concepto del esfuerzo modificado:

S mod  S max  0,5625 Smin • Este principio demuestra que cualquier línea Smod = constante en el diagrama de Goodman modificado inevitablemente se cruzará con las líneas correspondientes a cualquier factor de servicio no igual a 1.0. • Este método de diseño considera diferentes factores de seguridad en el diseño de cada sección. Las secciones superiores se encontrarán con mayores cargas que las secciones inferiores.

126

Métodos de Diseño – Método API

• En 1976, el API adoptó el método de diseño de sartas de varillas propuesto por Neely e incluyó porcentajes de varillas por medio de este procedimiento en la RP 11L. Las tablas publicadas en RP 11L fueron muy aceptadas, y desde entonces, se han instalado miles de sartas de varillas utilizando estas longitudes de sección recomendadas. • La amplia disponibilidad de computadoras personales en la actualidad, ha eliminado la necesidad de recurrir a este tipo de método. La necesidad de llevar a cabo diseños de varillas reales es cada vez mayor debido a las limitaciones no evidentes de RP 11L.

127

Métodos de Diseño Diagrama de Goodman Modificado

128

129

Coupling y Subcoupling: Materiales Coupling API “T” • Recomendados para instalaciones donde no se espera corrosión ni abrasión. • Resistencia a la tensión 95,000 PSI mínimo. • Dureza 56-62 HRA. Coupling Metalizados API • Altamente resistentes a la corrosión y abrasión. • Recubrimiento metalizado Colmonoy. • Espesor del metalizado - 0.010 a 0.020 pulg. • Dureza del metalizado - 595 HV200 mínimo. • Resistencia a la tensión 95,000 PSI mínimo. 130

Ajuste entre Coupling - Tubería

131

Distribución de Cargas en la Unión



Como puede observarse en la figura, el pin de la varilla queda “pre-tensada”, es decir sometido a cargas de tensión.



Esta pre-carga debe ser suficiente para asegurar el contacto entre los espejos de la cupla y el pin.



La cupla queda sometida a cargas de compresión.

132

Fallas y Defectos por mal Ajuste Falta de torque o desajuste de la unión.

133

Comparativa entre Cuplas de Varillas y Vástagos

134

Cupla para Vástago Enroscada en Varilla de Bombeo

135

Cupla de Varilla de Bombeo Enroscada en Vástago

136

Cupla de Varilla de Bombeo Enroscada en Vástago

137

Anexo (Roscado de cuplas y varillas) Tanto las roscas de varillas con de cuplas (de vástago o varillas) no se obtienen por corte de viruta sino por laminación, de forma de no cortar las fibras del material.

138

139

Procedimiento de Ajuste  Ajustar

ambas uniones a mano con llave pico de pato hasta que entre en contacto los espejos de ambas varillas.

 Marcar

la unión para control de torque.

 Aplicar

la llave hidráulica (sin acelerar el equipo).

 Controlar

la operación en las primeras diez varillas de cada tramo.

 Controlar

luego, cada 5 o 7 uniones.

140

Fallas y defectos por Mal Ajuste

141

Fallas y defectos por Mal Ajuste (Falla por Exceso de torque)

142

Fallas y defectos por Mal Ajuste (Falla por Exceso de torque)

143

Fallas y defectos por Mal Ajuste (Falla por Exceso de torque)

144

Fallas y defectos por Mal Ajuste (Falla por Exceso de torque)

145

Fallas y defectos por Mal Ajuste

(Falta de torque o desajuste de la unión)

Una unión floja genera roturas en pines y cuplas. Generalmente falla el primer filete del pin y el último engarzado en la cupla. Se generan cargas de fatiga por flexión de la unión. Se producen fallas por corrosión al ingresar fluido en la unión. La unión deja de comportarse como un sólido, se concentran las cargas en los puntos mencionados.

146

Fallas y defectos por Mal Ajuste (Falta de torque o desajuste de la unión) La falla se produce por fatiga a partir del último filete engarzado.

147

Accesorios de Varillas

148

Varillones - Acero

• Acero de Embolo.

─ Cargas moderadas a pesadas. ─ No corrosión. ─ Puede tener una laina ajustada al diámetro exterior del Varillón Pulido. • La laina puede ser reemplazada si se daña. • Requiere de un prensa-estopas de mayor diámetro.

149

Varillones - Metalizado

• Metalizado. – Cargas Moderadas a pesadas. – Bueno para condiciones abrasivas. – Bueno para condiciones corrosivas. – Localización del metalizado. • Metalizado en el centro. – 1-3 pies de cada extremo no están metalizados. • Un extremo metalizado. – 3-6 pies de un extremo no están metalizado.

150

Varillones - Especiales

• Alta Resistencia. – Resistencia a la tensión de 135,000 psi. – Buena resistencia a la corrosión. – Buena resistencia a la abrasión. – Usualmente un último recurso para las fallas de varillón pulido.

151

Varillones - Fallas • Rotura del Cuerpo en la Grampa. – Torcedura del varillón pulido durante el ciclo de bombeo. • Unidad de Bombeo desalineada. • Colgador de barra no nivelado o gastado. – Placa de nivelación estará correcta hasta 2°. • Grampa no nivelada. • Celda de carga dañada. – Grampa colocada sobre la sección metalizada. • Rotura de Pin. – No se ha utilizado un cople de Varillón pulido. 152

Varillones - Manipuleo

• Cuando no está en el pozo. – Soportar el varillón pulido llanamente. – Utilice tablones o maderas para mantenerlo aislado del piso. – Nunca coloque una cadena sobre el varillón pulido. – Evite todo contacto metálico. • Proteja las roscas todo el tiempo. • Limpie los hilos antes de instalar el cople. • Cuelgue el varillón pulido en el castillo o torre para evitar excesivas fuerzas de torcedura. • Nunca coloque una grampa en la sección metalizada.

153

Rotadores de Varillas

• Rotan la sarta de varillas en cada carrera de la unidad de bombeo. – 25 a 150 carreras por vuelta. • Incrementan la vida de los centralizadores en 300%. – Incrementa la vida de los hombros y coples de varillas en 300 %. • Efectivo en la remoción de la parafina cuando se combinan con centralizadores. • Mejora la distribución del desgaste en la tubería.

154

Módulo 4 – Bombeo Mecánico

155

Unidad de Bombeo Mecánico La unidad de bombeo proporciona a partir de un movimiento de rotación, un movimiento alternativo a un sistema biela-manivela, el cual es transmitido al vástago pulido del cual se vinculan las varillas de bombeo.

La unidad proporciona a su vez un sistema de contrabalanceo a partir de pesos colocados en las manivelas o a partir de sistemas neumáticos.

156

Descripción General - Partes

157

Unidad de Bombeo Clase I - Convencional

158

Unidad de Bombeo Clase III – Mark II

159

Particularidades – Geometría Mark II

La colocación de la caja reductora por detrás de la viga ecualizadora, y según el sentido de giro crea una carrera ascendente de 195° de rotación de los contrapesos y aproximadamente 165° en carrera descendente. Por lo tanto en carrera ascendente (momento de cargas máximas) disminuye la aceleración, reduciendo las cargas máximas.

160

Unidad de Bombeo Clase III – Balanceada por Aire

161

Diseño Caja Reductora – Espina de Pescado

162

Diseño Caja Reductora – Double Helical

163

Diseño Caja Reductora – Single Helical

164

Designación API 11E – Unidades de Bombeo

165

Ejemplo Unidad de Bombeo C-912D-365-168

166

Especificación API 11E Clase I

167

Especificación API 11E Clase III

168

169

Otras Unidades de Bombeo

170

Equipos Rotaflex

171

Rotaflex® Unidad de Carrera Larga • Carrera de hasta 30.5 pies = 366” (9.3 metros). • Capacidad para altos volúmenes de producción.

• Sistema de alta eficiencia y bajo costo para aplicar en pozos profundos y problemáticos. • Reduce el desgaste de la tubería y varillas.

• Fácil mantenimiento e instalación. • Menor requerimiento de potencia. • Reduce o elimina problemas de bloqueo por gas. • Diseño 100% mecánico y sin complicaciones. 172

Equipos Rotaflex Mecanismo de Reverso:  Diseño completamente mecánico.  Cadena movida por cajas reductoras convencionales API.

Caja de Contrapeso:  Directamente conectada a la carga requerida por el pozo.  De fácil y precisa operación de balanceo. Correa de Carga. De alta resistencia con capacidad de hasta 50,000 lbs. Absorbe los esfuerzos de tensión y compresión.

Un eje de rotación en la base permite doblarlo para ser enviado sin desarmar.

173

Equipos Hidráulicos

174

Torquemaster o de Manivela Desplazada

175

Torquemaster o de Manivela Desplazada La geometría convencional está restringida a dividir la rotación de la manivela en 180° en carrera ascendente y 180° en carrera descendente. El MAXIMIZER de Weatherford debido a un ángulo de desviación en la manivela, realizan un ciclo en 186° de su rotación en carrera ascendente donde se hace el trabajo mayor. Creando un par torsor neto más bajo que cualquier otra unidad de bombeo. La geometría da más levantamiento con menos requerimiento de potencia.

176

Equipos Hidráulicos con Nitrógeno VSH2

177

Cálculo del Torque En bombeo mecánico, el momento se refiere al torque en la caja de engranaje producido por las contrapesas y la manivela de la unidad de bombeo.

178

Desbalance Estructural Esta fuerza es positiva cuando actúa hacia abajo y negativa cuando actúa hacia arriba.

179

Análisis del Torque El torque neto en la caja de engranaje depende de las cargas en la barra pulida y el momento de contrabalanceo. Como se muestra en la figura, la carga en la barra pulida (PRL) actúa a través de la estructura de la unidad aplicando una fuerza (P) en la Biela. Esta fuerza aplica un torque Tp en el eje de la caja. El peso de la manivela y las contrapesas (W) aplican un torque Tw en el eje de la caja de engranaje en la dirección opuesta a Tp. Por lo tanto, el torque neto en la caja de engranaje es la suma algebraica de estos dos torques.

180

Factor de Torque Si Tp y Tw son conocidos para diferentes posiciones de la manivela entonces puede calcularse el torque neto en la caja de engranaje. Para calcular Tp se deben convertir las cargas en la barra pulida en torque en la caja de engranaje. Esto puede hacerse usando el factor torque. El factor torque es un número que cuando se multiplica por las cargas en la barra pulida determina el torque aplicado en el eje de baja velocidad de la caja de engranajes.

181

Cálculo del Torque en la Caja Reductora Sí se conoce el factor torque para la unidad entonces el término Tp puede expresarse: Tp (θ) = FT(θ) [PRL(θ) − B] Donde: Tp(θ) FT(θ) PRL(θ) B θ

= Torque causado por la varilla pulida al ángulo del crank θ, lbs-in = Factor de torque al ángulo del crank θ, in = Carga en la varilla pulida al ángulo del crank θ, lbs = Desbalance estructural, lbs. 1° sexagesimal = π/180 rad = Angulo de la Manivela, grados.

El término Tw es el torque que las contrapesas imponen en la caja de engranaje. Este término puede expresarse como: Tw (θ) = −M sin(θ – γ) Donde: M γ

= Máximo Momento de Contrabalance de Manivelas y Contrapesos, lbs-in. = Angulo de Compensación de la manivela, grados. 182

Cálculo del Torque en la Caja Reductora Ahora que se definieron los dos componentes del torque neto en la caja puede escribirse la ecuación del torque neto como sigue: Tneto = Tp (θ) – Tw(θ) Cargas Permisibles: Son fáciles de entender y usar, si se construye un diagrama de cargas permisibles y luego se superpone a la carta dinagráfica. Esta representación gráfica de cargas permisibles define los límites de cargas tanto en la carrera ascendente como en la descendente, previniendo sobrecargas en la caja.

Donde: PL GR

= Cargas permisibles en la barra pulida (Ibs). = Relación de reducción de la caja (lbs-in). Torque máximo nominal.

183

Cálculo del Torque en la Caja Reductora Ejercicio: Calcular el torque de una unidad basada en las medidas de la carta dinamométrica de superficie. Usa un ángulo incremental de 15° para el ciclo de la unidad. Unidad: Lufkin M-228D-256-120 Momento de contrabalance = 569,000 lb-in Desbalance estructural = - 3,435 lbs Angulo de compensación (offset) = 24° Longitud de la carrera = 120 in Instrucciones: Encuentra los valores del PR (Position of Rods) y TF (Torque Factor) a partir de los valores de la tabla que figura en la siguiente hoja. Luego evaula la carta dinamométrica para encontrar la PRL (Polished Rod Load) para los valores de PR. 184

Cálculo del Torque en la Caja Reductora

185

Cálculo del Torque en la Caja Reductora Crank Angle deg 0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 165 180 195 210 225 240 255 270 285 300 315 330 345 360

Rod Load lbs

PR

Torque Factor in

Rod in lb

Calculo Torques CB in lb

Net in lb

Positivo in lb

Rating Negativo in lb

Perm isible Load lb

186

Módulo 5 – Bombeo Mecánico

187

Accionamiento de las Unidades - Motores Las unidades de bombeo mecánico, son impulsadas por dos tipos de motores: Motores eléctricos.  Motores a combustión interna. 

188

Accionamiento de las Unidades - Motores

Motores CI (Gas Natural, GLP y Gas Oil): 

Alta velocidad: Pueden ser de 4 a 6 cilindros y operan entre 800 a 1,400 RPM.



Baja velocidad: Pueden ser mono cilíndricos y operan entre 200 a 600 RPM.

189

Accionamiento de las Unidades - Motores Motores Eléctricos: Los motores eléctricos utilizados para los servicios de bombeo están designados por la Norma NEMA como motores B, C, y D. Sus principales características son: 

NEMA B: Deslizamiento normal (menos del 3%), par de arranque 100-175% del par motor a plena carga.



NEMA C: Deslizamiento normal (menos del 5%), par de arranque 200-250% del par motor a plena carga.



NEMA D: Alto deslizamiento de 5-8%, par de arranque 275% del par motor a plena carga. 190

Dimensionamiento del Motor Cálculo de la Potencia del Motor: Para calcular la potencia y el consumo eléctrico del motor se usan las siguientes ecuaciones:

Torque _ Unidad  SPM Torque _ Motor  12  RPM Torque _ Motor  RPM Potencia _ Motor  5252 1Hp  0.7457KW

191

Accionamiento de las Unidades Cajas Reductoras Torque

Caja reductora

Carga

Estructura (masa de barras, fluido y aceleraciones)

Caja Reductora: Convierte un movimiento de muchas revoluciones y bajo torque en uno de bajas revoluciones y alto torque

Eje lento

Eje intermedio Eje veloz

Relación de transmisión: 30:1 Eje polea: 300 rpm Manivela: 10-20 rpm

192

Reductor de Velocidad



La función de la caja reductora es reducir las altas velocidades del motor a la velocidad de bombeo requerida.



Una relación de transmisión usual es de 30:1 y la máxima velocidad es de 20 GPM.



Está estandarizada, norma API 11E.



Generalmente utilizan doble eje de reducción (D).

193

Carga y Torque

Los dos parámetros más importantes de medición son el Torque Máximo y la Carga Máxima, estando el torque directamente relacionado con la caja reductora y la carga con la estructura. Si bien ambos valores tienen relación física, es necesario tener bien claro que el exceso de torque daña la caja reductora y no necesariamente a la estructura, y el exceso de carga lo hace exclusivamente con la estructura .

194

Diámetro de la Polea del Motor

Donde: R = Relación de engranajes D = Diámetro de la polea GPM = Golpes por minuto RPM = Velocidad del motor 195

Diámetro de la Polea del Motor

Ejercicio: Que polea es necesaria para obtener 8 SPM?

1170 RPM

R = 30.12:1

D = 44”

d = ??

196

Velocidad vs. Sincronismo Usar velocidades cercanas a las líneas punteadas, evitando aquellas áreas sombreadas: El área sombreada más oscura, por encima de las velocidades sincrónicas deben evitarse, debido a una superposición de ondas. El área sombreada más clara también debe evitarse ya que las fuerzas de amortiguación de fricción del fluido y las fuerzas mecánicas pueden actuar de tal manera que una velocidad no sincrónica es una velocidad sincrónica amortiguado. 197

Módulo 6 – Bombeo Mecánico

198

Introducción La predicción exacta de las condiciones operativas de un sistema de bombeo mecánico es de vital importancia para el diseño de nuevas instalaciones y también para el análisis y la optimización de instalaciones preexistentes. Existen algunos parámetros operacionales muy básicos; la mayor parte de los datos adicionales requeridos para el diseño o análisis pueden derivar de: 

Las cargas del vástago pulido producidas durante el bombeo,



La longitud de carrera de fondo del pistón, y



Los torques requeridos en el reductor de velocidad.

199

Diseñando el Sistema de Bombeo

• Empezar con la carrera más larga disponible, la velocidad más baja, y el diámetro de pistón más pequeño que producirá el número de BPD requerido. • Diseñar con el 25% sobre el objetivo de producción siempre que sea posible.

• Diseñar las varillas para un máximo de GPM esperado y un mínimo nivel de fluido.

200

N/No’ • N/No’: Relación de velocidad de bombeo a una frecuencia natural de sarta de varillas.

• Regla del Dedo Gordo: Esforzarse para N/No’ de 0.30 a 0.35 para el sistema de bombeo suena mecánica y económicamente prudente. • A mayor N/No’, más larga carrera de la bomba.

• A mayor N/No’, eficiencia más baja.

Fo/SKr • Fo/SKr: Estiramiento de varillas causado por la aplicación estática de cargas de fluido como un porcentaje de carga en el varillón pulido. • A mayor Fo/SKr, más corta la carrera de la bomba. • Esforzarse para Fo/SKr de 0.25. 201

Máximos GPM

Una Buena Regla del Dedo Gordo:

• La longitud de la carrera multiplicada por los golpes por minuto no debe ser mayor que 1,400. • 168-pulg. de carrera a 10 gpm = 1,680 Muy rápido.

• 120-pulg. de carrera a 10 gpm = 1,200 Aceptable.

202

El Método API RP 11L Las consideraciones básicas utilizadas en el modelo analógico, que también muestran algunas limitaciones para el uso de los resultados obtenidos, son las siguientes: 

Se considera que la bomba se llena completamente con líquido en cada ciclo.



La unidad de bombeo está completamente equilibrada.



La columna de producción está anclada a la profundidad de instalación de la bomba.



Se utilizan varillas de acero.



El deslizamiento del motor es lento.



Se considera que la fricción de fondo de pozo es normal. 203

El Método API RP 11L Tabla 1.1

204

El Método API RP 11L Tabla 1.1

205

El Método API RP 11L Tabla 1.2

206

El Método API RP 11L Figura 1

Figura N° 1.1

Figura N° 1.2 207

El Método API RP 11L Figura 2

Figura N° 2.1

Figura N° 2.2 208

El Método API RP 11L Figura 3

Figura N° 3.1

Figura N° 3.2 209

El Método API RP 11L Figura 4

Figura N° 4.1

Figura N° 4.2 210

El Método API RP 11L Definiciones

Sp = Carrera efectiva de la bomba. PD = Desplazamiento total de la bomba al 100 %.

PPRL = Carga máxima de la varilla pulida. MPRL = Carga mínima de la varilla pulida. PT = Torque máximo en la caja de engranes de la unidad. PRHP = Potencia en la varilla pulida. CBE = Efecto de contrabalanceo.

211

El Método API RP 11L Caso Práctico: 

Nivel del fluido, H = 4,500 ft.



Profundidad de la bomba, L = 5,000 ft.



Diámetro interior de la tubería = 1.995 pg.



Velocidad de bombeo, N = 16 SPM.



Carrera de la varilla pulida, S =54 pg.



Diámetro del pistón, D = 1.5 pg.



Gravedad especifica del fluido, G = 0.9



Varillas de succión: 33.8% de 7/8” & 66.2% de 3/4”. Número de varilla 76 212

El Método API RP 11L

Registro de Factores y Cálculo de Variable Adimensionales

5.

Wr = 1.833 (tabla 1.1, columna 3) Er = 0.804 x 10-6 (tabla 1.1, columna 4) Fc = 1.082 (tabla 1.1, columna 5) Et = 0.307 x 10-6 (tabla 1.2, columna 5) Fo = 0.340 x G x D2 x H = 3098.25 (lbs)

6.

1/kr = Er x L = 4.02 x 10-3 (pg/lb)

7.

Skr = S/(1/kr) = 13,432.836 (lbs)

8.

Fo/Skr = 0.231

9.

N/No = (N x L)/(245,000) = 0.327

10.

N/No’ = (N/No)/Fc = 0.302

11.

1/kt = Et x L = 1.535 x 10-3 (pg/lb)

1. 2.

3. 4.

213

El Método API RP 11L Resolver para Sp y PD 12.

Sp/S = 0.87 (figura 1.1)

13.

Sp = ((Sp/S)S)-(Fo x (1/kt)) = 42.224 (pg)

14.

PD = 0.1166 x Sp x N x D2 = 177.24 (BPD)

Si el desplazamiento calculado de la bomba (PD) no satisface los requerimientos (conocidos o supuestos), se deben de hacer los ajustes apropiados en los datos supuestos y repetir los pasos del 1 al 14. Cuando el desplazamiento calculado de la bomba es aceptable, proceder con el cálculo del diseño.

214

El Método API RP 11L

Determinación de Parámetros Adimensionales 15.

W = Wr x L = 9165 (lbs)

16.

Wrf = W(1-0.128 x G) = 8109.192 (lbs)

17.

Wrf/Skr = 0.604 (enlongación de las varillas no dimensional debido al peso flotante de la sarta de varillas)

Registro de Factores 18.

F1/Skr = 0.46

(figura 1.2)

19.

F2/Skr = 0.213

(figura 3.1)

20.

2T/S2kr = 0.37

(figura 3.2)

21.

F3/Skr = 0.28

(figura 4.1)

215

El Método API RP 11L

Determinación de Parámetros Adimensionales Registro de Factores 22.

Ta = 0.991

(figura 4.2) Multiplicar el % indicado en la curva por: (Wrf/Skr – 0.3) 0.1

Para nuestro ejemplo: (0.604-0.3) = 3.04 0.1 - 0.3 % x 3.04 = - 0.912 % Ta = 1 + (- 0.00912) = 0.991

216

El Método API RP 11L

Resolución para las Características de Operación 23.

PPRL = Wrf + (F1/Skr) x Skr = 14,288.296 (lbs)

Carga máxima de la varilla pulida 23.

MPRL = Wrf - (F2/Skr) x Skr = 5,247.998 (lbs)

Carga mínima de la varilla pulida 23.

PT = (2T/S2kr) x Skr x S/2 x Ta = 132,986.284 (lb-pg)

Torque máximo en la caja de engranes de la unidad 23.

PRHP = (F3/Skr) x Skr x N x S x 2.53x10-6 = 8.22

Potencia en la varilla pulida 23.

CBE = 1.06(Wrf + Fo(1/2)) = 10,237.816 (lbs)

Efecto de contrabalanceo

217

Consideraciones de la Unidad de Superficie • Dimensionamiento de la caja reductora – Debe ser lo suficientemente grande para manejar el torque requerido. – La caja reductora es el componente más costoso. – No deberá ser sobrecargada para preservar su vida útil. – Los fabricantes deberán tener un factor de seguridad de construcción. • La carga pico en el varillón pulido no deberá exceder la capacidad de la unidad.

• La mayoría de unidades tienen diferentes ajustes de carrera; la carrera más larga ayuda a la eficiencia.

218

Consideraciones de la Unidad de Superficie • Dimensionamiento del motor.

– El motor debe ser capaz de soportar las cargas promedio; no debe ser sobredimensionado más de 1-1/2 a 2 veces de lo necesitado (baja su eficiencia); es preferible un motor de deslizamiento moderado. • Dimensionamiento de la polea para GPM apropiado. – Las poleas del motor y la unidad pueden ser cambiadas para ajustar la velocidad; las poleas del motor más pequeñas que 10 pulg. Pueden causar desgaste y deslizamiento de las fajas. • Bandas de potencia son más eficientes que las fajas individuales.

219

El Método API RP 11L Ejercicio: 

Nivel del fluido, H = 5,950 ft.



Profundidad de la bomba, L = 6,000 ft.



Diámetro de la tubería = 2 7/8” pg



Velocidad de bombeo, N = 12 SPM.



Carrera de la varilla pulida, S = 104 pg.



Diámetro del pistón, D = 1.5 pg.



Gravedad especifica del fluido, G = 0.9



Varillas de succión: Número 85



Eficiencia de la bomba, Ef = 85%

Seleccione su equipo y diseñe el mejor sistema que pueda. 220

Eficiencia del Sistema de Bombeo

221

Módulo 7 – Bombeo Mecánico

225

Tubería de Producción o Tubing Funciones 

Permitir que por su interior ascienda en fluido bombeado.



Proteger el casing del roce con las varillas de bombeo.



Permite evacuar por el espacio anular (entre casing y tubing) el gas que no es procesado por la bomba.



Permite realizar mediciones de nivel con ecómetro por el espacio anular.



Facilita las operaciones de pesca de varillas.



Permite profundizar o levantar la ubicación de la bomba.

226

Tubería de Producción o Tubing Diámetros mas usuales:

2 3/8” - 2 7/8” - 3 1/2”

De acuerdo a la calidad de acero: H-40, J-55, N-80, P-105 Un tubing J-55 significa que el límite elástico es 55,000 lb/pulg2 Con recalque: API EUE (External Upset End)

Roscadas Sin recalque: API NUE (Non-Upset End)

UNIONES

API: Cupleadas, Unión integral API IJ (Integral Joint)

Especiales: Diseños especiales de unión de diversos fabricantes. 227

Uniones

External upset Tubing collar

Tubing collar

Collar recess

Collar recess

Flush internal profile

API External Upset

API Non-Upset 228

Movimientos del Tubing

A = Carrera total del pistón B = Carrera efectiva del pistón C = Acortamiento del tubing

229

Límite de Fluencia

Grado de Acero

Límite Mínimo de Fluencia Lbs/plg2

Kg/mm2

H-40

40,000

28.10

J-55

55,000

38.70

N-80

80,000

56.20

P-105

105,000

73.80

230

Espesor de Pared

Tubing

Grado I (in)

Grado II (in)

Grado III (in)

2.3/8"

0.380

0.323

0.266

2.7/8"

0.434

0.369

0.304

3.1/2"

0.508

0.432

0.356

Tubing Grado I (material nuevo) Grado II (material recup) Grado III (material recup)

Solicitado 100 % espesor de pared 85 % espesor de pared 70 %

espesor de pared 231

Resistencia del Tubing

232

Diseño de Tubería

Ejercicio: Diseñar una sarta de tubería que soporte el máximo de esfuerzos requeridos incluyendo el librado de emergencia del ancla.

Data: Profundidad del tubing: 9,230 pies. Profundidad de instalación del ancla: 9,200 pies. Diámetro del tubing: 2 7/8”. Tensión librado de emergencia: 45,000 Lbs. Peso de la tubería con fluido: 8.5 Lbs/pie.

233

236

Anclas de Tubing

En la carrera ascendente, el peso del fluido está soportado por las barras, y en la descendente se abre la válvula móvil transfiriéndose el peso del fluido desde las barras hacia el tubing. El tubing se estira en relación al peso del fluido. En la carrera ascendente se cierra la válvula móvil y el peso es transferido a las barras por lo que el tubing sufrirá un acortamiento que se correlaciona con la carrera del pistón lo que da como resultado una reducción de la carrera efectiva del pistón. Lo importante para que este sistema de anclaje sea eficiente es que así se realice con un ancla o con un retenedor, este sea de sistema de fijación por tensión del tubing.

237

Anclas de Tubing 

Anclas de tensión por compensación: Esta ancla se asienta automáticamente al casing en la profundidad de diseño al anclar hacia abajo durante la acción de bombeo, por lo que se ajustará y fijará al máximo estiramiento del tubing en relación al diferencial de presión entre tubing y anular. Debe ser provista de un sistema de seguridad para que suelte en caso de emergencia.



Anclas de tensión simple: Este tipo es el más recomendado por ser el más efectivo y económico que todos los otros tipos de anclas. Queda fija en la profundidad deseada y luego se le da la tensión de cálculo al tubing.



Anclas de tensión con apresador: Opera de la misma manera que la anterior, pero tiene un mecanismo que agarra el tubing en caso de que rompa evitando que caiga al fondo. Se usa en pozos con problemas de rotura de tubería, corrosión o pozos profundos. 238

Anclas de Tubing



Durante el ciclo de bombeo, la carga de líquido se transfiere en forma intermitente a la válvula de pie y por defecto al tubing.



Esta carga cíclica hace que los tubings se estiren y se contraigan durante el ciclo de bombeo.



Es por eso que se requiere anclar los tubings con un ancla, la cual los fijará al casing impidiendo este movimiento relativo.

239

Ancla de Tubing Efectos por no anclar los tubings 

Excesiva fricción entre varillas y tubings los que lleva a: Mayor desgaste de materiales (tubings y varillas).  Desgaste entre tubings y casing.  Mayor consumo de potencia y torque en el equipo. 



Menor carrera efectiva del pistón dentro del barril.

240

Ancla de Tubing – Cálculo del Estiramiento Información necesaria Area transversal Area transversal del tubing (ATTbg) total (ATT)

Tubing

D

Wt

d

D2

D2 - d2

2.3/8", 4.7 #

2.375

4.7

1.995

5.641

1.661

1.304

4.430

71,730

2 7/8", 6.5 #

2.875

6.5

2.441

8.266

2.307

1.812

6.492

99,660

Tmax

- Niple de Asiento = Lbomba (pies).

- Nivel dinámico = Ndi (pies).

- Nivel estático = Nes (pies).

- Diámetro de Tubing = Ø Tbg (pulg.).

- Gravedad API del petróleo.

- Corte de agua = BSW (%).

- Gravedad Específica del agua = γagua.

- Temperatura del ambiente = Tamb (°F).

- Temperatura del fluido en superficie = Tfluido (°F).

- Profundidad de sentado del ancla = Lancla (pies). - Modulo de elasticidad para tubería de acero = ε = 30x106 PSI. - Coeficiente de dilatación del acero = ό = 11x10-6 /°C = 3.25x10-7 /°F - Resistencia del Pin del Ancla = Rpin = 5,000 Lbs. 241

Ancla de Tubing – Cálculo del Estiramiento

Coeficiente de Poisson para tubería de acero: μ = 0.3 Gravedad específica del petróleo:

γoil = 141.5/(°API + 131.5)

Gravedad específica de la mezcla: γmezcla = γoil(1-BSW) + γagua.BSW

Gradiente del fluido: Gd fluido = 0.433.γmezcla

242

Ancla de Tubing – Cálculo del Estiramiento Fuerza sobre el Tubing debido a la Sumergencia de la Bomba: F1 = ATT.Gd fluido.Ndi.[μ .Ndi/Lbomba + (1-2μ)]

Fuerza sobre el Tubing debido a la Temperatura del Fluido: F2 = ε.ό.ATTbg.(Tfluido - Tamb)/2

Fuerza sobre el Tubing debido al Nivel Estático: F3 = - ATT.Gd fluido.Nes.[(D2 - d2)/ D2].[(μ .Nes/Lbomba + (1-2μ)]

Fuerza sobre el Tubing si se baja probando tubería: F4 = Gd fluido.Nes

243

Ancla de Tubing – Cálculo del Estiramiento

Fuerza total a aplicar sobre la tubería para cargar el Ancla (FT): FT sin probar tubing = F1 + F2 + F3 FT probando tubing = FT sin probar tubing - F4 Estiramiento total de la tubería para cargar el ancla (ET): ET = 12.FT.Lancla/(ε.ATTbg)

244

Ancla de Tubing – Esfuerzo de Corte Número de Pines Máximos: Peso total de la tubería = WTt = Wt. Lbomba

Peso del fluido = Wf = Gd fluido. Nes N° máximo de pines a colocar = N°max. pines = (Tmax- WTt - Wf)/Rpin

Resistencia total al corte = Rc = N°pines. Rpin Librado de Emergencia: Fuerza necesaria para romper los pines = FRpin = WTt + Wf + Rc

245

Ancla Catcher - Asentamiento El ancla debe ser bajada en el pozo como indica la figura A. En la profundidad elegida, se gira entre 5 a 8 vueltas a la izquierda (contrario a las agujas del reloj) como lo indica la figura B. Luego que las cuñas toman contacto con el casing, sin liberar la torsión, tirar la cañería hasta alcanzar el estiramiento “previamente calculado”. Posteriormente, se debe maniobrar la cañería dándole peso y tensión repetidas veces (no menos de tres) para que se asienten firmemente las cuñas. Para finalizar se libera la torsión y se le aplica la tensión necesaria.

246

Ancla Catcher Ejercicio: Calcular cual será el estiramiento a aplicar en un ancla de tubos para un sistema de bombeo mecánico con las siguientes características: Lbomba = 7,587 pies. Ndi = 7,387 pies.

Nes = 5,600 pies. Ø Tbg = 2 7/8” – 6.5 Lbs/pie. API = 30.21°. BSW = 85%.

γagua = 1.03. Tamb = 68 °F. Tfluido = 100 °F. Lancla = 7,200 pies.

Simular resultados probando y sin probar hermeticidad en tubería. 247

Módulo 8 – Bombeo Mecánico

250

Cálculo de Desplazamiento Volumétrico La producción que puede movilizar una bomba de profundidad depende del: -Área del pistón (Ap). - Carrera (S). - Velocidad de bombeo (SPM).

Qt  0,1166xAp xSxSPMx Donde: Qt Ap S SPM η

: Caudal total de bombeo (Bls/día). : Área del pistón de la bomba (pulg2). : Carrera efectiva de la bomba (pulg). : Velocidad de bombeo (Strokes per Minute). : Eficiencia de la bomba.

251

Cálculo de Desplazamiento Volumétrico

La producción generalmente es menor que la teórica dependiendo de los siguientes factores:



Pérdida por escurrimiento (luz entre pistón - barril).



Llenado parcial de la bomba (por gas o dificultad de ingreso de fluido).



Carrera efectiva del pistón menor a la de superficie (debido al estiramiento de las varillas y/o tubing).

252

Peso del Fluido

Por ejemplo en un pozo con nivel de fluido a 6,000 pies y la bomba con pistón de 2”, la carga estática sobre la bomba será: 1.36 x 6,000 = 8,160 Lbs Si el diámetro del pistón fuera de 1 ¾”, tendríamos: 1.03 x 6,000 = 6,180 Lbs 253

Módulo 9 – Bombeo Mecánico

254

Cargas Actuantes en Bombeo Mecánico Carga Máxima – Carrera ascendente.  Peso de varillas en el aire.  Peso del fluido (efecto de la presión sobre el parea efectiva del pistón).  Cargas debido a la fricción (entre barril y pistón / entre varilla y tubing).  Cargas dinámicas. Carga Mínima – Carrera descendente.  Peso de varillas sumergidas.  Cargas debido a la fricción (entre barril y pistón / entre varilla y tubing).  Cargas dinámicas. 255

Donde se miden las cargas Cargas soportadas por los estrobos y comunicadas a la unidad La grapa se encuentra asegurada al vástago Los estrobos se encuentran asegurados a la cruceta Aquí se coloca la celda de carga (balanza/dinamómetro)

Cargas dinámicas y cíclicas

256

Mediciones Físicas - Dinamometría 

A partir de la instalación de una celda de carga en superficie (entre la cruceta y la grampa), se puede medir las cargas en el vástago a lo largo del ciclo de bombeo.

257

El Equipo de Dinamometría 

Es un equipo que mide fuerzas, se lo utiliza para registrar la carga y esfuerzo en el vástago y valorizar los parámetros característicos.

Analizador de pozos Escopeta de gas

Transductor de presión HT

PRT Pinzas amperimétricas Transductores de Carga

258

Objetivo de la Carta Dinamométrica



La carta dinamométrica es de fundamental importancia para el seguimiento de una instalación de bombeo mecánico, ya que consiste en el registro continuo de la sumatoria de todas las fuerzas que actúan en el vástago de bombeo, para cualquier instante del ciclo de bombeo.



La curva así obtenida, es la resultante de la acción de las fuerzas: • Peso de varillas sumergidas. • Peso de fluido elevado por la bomba. • Fuerzas de inercia (positivas o negativas). • Fuerzas de fricción. • Fuerzas provocadas por vibración o elasticidad de la sarta.

259

Objetivo de la Carta Dinamométrica



La información que se obtiene de una carta dinamométrica es la siguiente: • • • • • • • •

• • •

Contrapeso efectivo en el vástago de bombeo. Nivel de fluido en el pozo. Pérdidas en el tubing. Si las válvulas funcionan correctamente. Desplazamiento regular o no del pistón de la bomba. Pesca de varillas o tubing. Estiramiento de varillas y tubería. Recorrido del pistón. Bloqueos por gas. Tensión de la sarta de varillas. Diagnóstico de pozos sin producción. 260

Diagrama Dinamométrico Ideal 

Se obtendría este diagrama si se cumplieran las siguientes condiciones: •

Velocidad de bombeo aproximadamente igual a cero.

•

Sarta de varillas es inelástica. Si no actúan fenómenos dinámicos, ni friccionales, ni vibraciones. Las cargas son masas concentradas.

• •

261

Diagrama Dinamométrico

262

Definición de términos en Dinamómetros de Fondo 

Máxima carrera del pistón (MPT): Es el máximo recorrido del pistón respecto al barril durante un ciclo de bombeo.



Peso del fluido (Fo): Es la fuerza debido a la presión diferencial del fluido sobre el pistón.



Carrera Efectiva del Pistón (EPT): Es el largo de la carrera del pistón cuando toda la carga de fluido está sobre la válvula de pié. 263

Llenado Completo de la Bomba

264

Pérdida en Válvula Viajera

265

Pérdida en Válvula Fija

266

Severo Golpe de Fluido

267

Interferencia por Gas

268

Efecto de la presión de entrada a la bomba (PIP) sobre la carta dinamométrica

269

Registro de Nivel de Fluido con Sonda Acústica 





Objetivo: Determinar el nivel de fluido. Método: Producir una onda acústica en el espacio anular del pozo y registrar las reflexiones acústicas en una carta. Las ondas acústicas reflejan toda obstrucción o variación de la sección en el espacio anular (cupla de la columna de tubing, ancla, nivel de fluido, etc.).

Analizador de pozos Escopeta de gas

Transductor de presión HT

PRT

Pinzas amperimétricas Transductores de Carga

270

Velocidad Acústica en el Aire

La luz viaja alrededor del mundo 8 veces por segundo. El sonido en el aire viaja a 1,100 pies por segundo. Si una persona “ve” un rayo y escucha el estruendo 5 segundos después, entonces significa que el rayo cayo a 5,500 pies de distancia. 271

Velocidad Acústica en el Aire

Si una persona emite un grito en un cañón y un segundo después escucha el eco del grito. Determine la distancia entre la persona que generó el grito y la pared en la cual se reflejó el mismo.

Velocidad de la onda de sonido es de 1,100 ft/seg

272

Registro de Nivel de Fluido con Sonda Acústica

Tubing collars

273

Módulo 10 – Bombeo Mecánico

274

Problemas Operativos



Golpe de fluido.



Fluidos Producidos: Manejo de sólidos.



Manejo de gas.



Golpe de bomba.



Fluidos viscosos.

275

Golpe de Fluido

276

Golpe de Fluido

Hay tres condiciones que pueden producir el golpe de fluido: 

Nivel Agotado (pump off): Ocurre cuando el nivel de fluido no es suficiente para llenar la bomba.



Restricción en la Entrada de la Bomba: Se produce cuando alguna causa impide o dificulta la entrada del fluido a la bomba, independientemente del nivel de fluido en el pozo.



Alta Viscosidad y Elevados SPM: Esto puede ocasionar resistencia al pasaje de fluido por la válvula fija y al caudal exigido por el ritmo de bombeo.

277

Golpe de Fluido

278

Golpe de Fluido – Efectos Sobre la Instalación

279

Golpe de Fluido – Efectos Sobre la Instalación

280

Problemas con Fluidos Producidos Fluidos Abrasivos

281

Soluciones – Packer Superior para Arena

282

Pistón Ranurado

283

Problemas con Fluidos Producidos

Interferencia de gas: 

Llenado parcial de la bomba.



Baja eficiencia volumétrica.



Bajo % de llenado de la bomba.

Bloqueo total: 

El gas se comprime y no permite la apertura de las válvulas.



Pozo sin producción.

284

Relación de Compresión VB  VNB RC  VNB Donde: RC

: Relación de compresión (número que cuando se lo multiplica por la presión de succión da la máxima presión de descarga de la bomba).

VB

: Volumen barrido (espacio volumétrico total cubierto por el recorrido del pistón).

VNB

: Volumen no barrido (área del barril que el pistón no cubre en su recorrido).

Volumen Barrido

Volumen no Barrido

285

Problemas con Fluidos Producidos Bombas de Vástago Hueco Válvula superior o de Gas de Dos Etapas Conector Tubo de Tiro Varilla Hueca o Tubo de Tiro

Guía de Tubo de Tiro

Cupla Inferior Tubo de Tiro

Válvula Móvil

Válvula Fija

286

Problemas con Fluidos Producidos Bombas de Vástago Hueco

287

Problemas con Fluidos Producidos Interferencia por Gas – Válvula de Anillo Superior

288

Separadores de Gas Equipo del Ancla de Subsuelo

289

Separadores de Gas 1. Tipo de Ancla de Gas “Natural”

290

Separadores de Gas 2. Tipo de Ancla de Gas Nipple Perforado (“PoorBoy” o “PoorMan”)

291

Separadores de Gas - Gravedad Mejorada 1. Tipo Copas de Gilbert

292

Separadores de Gas - Gravedad Mejorada 2. Tipo Empaque o Empacadura

293

Separadores de Gas - Gravedad Mejorada 3. Ancla de gas Excéntrica “EFECTO DE EXCENTRICIDAD”

294

Separadores de Gas – Diseño PoorBoy

Selección del tamaño de tubo de succión: - Para tasas menores a 100 Bls/día usar tubería de 3/4”.

- Para tasas mayores a 100 Bls/día y menores a 200 Bls/día usar tubería de 1”. - Para tasas mayores a 200 Bls/día usar tubería de 1-1/4”.

295

Separadores de Gas – Diseño PoorBoy Diámetro y áreas del pistón y la válvula fija Diámetro del Área del ID de asiento Área de flujo del pistón (in) pistón (in2) de la VF (in) asiento de la VF (in2) 1 1/16 0.887 0.500 0.196 1 1/4 1.227 0.578 0.262 1 1/2 1.767 0.656 0.338 1 5/8 2.074 0.656 0.338 1 3/4 2.405 0.844 0.559 1 25/32 2.490 2 3.142 0.937 0.689 2 1/4 3.976 1.062 0.887 2 1/2 4.909 1.312 1.350 2 3/4 5.940 1.312 1.350 3 1/4 8.296 1.688 2.238 3 3/4 11.045 1.750 2.405 4 3/4 17.721 -

Tamaños, dimensiones y áreas de tuberías standard Tamaño de la tubería (nominal) 3/4 1 1 1 2 2 3 3 4

1/4 1/2 1/2 1/2

ID (in)

OD (in)

Área ID (in2)

Área OD (in2)

Diámetro del cuello (in)

0.824 1.049 1.380 1.610 1.995 2.441 3.068 3.548 4.026

1.050 1.315 1.660 1.900 2.375 2.875 3.500 4.000 4.500

0.533 0.867 1.496 2.036 3.125 4.680 7.393 9.886 12.730

0.866 1.358 2.164 2.835 4.430 6.492 9.620 12.566 15.900

1.313 1.576 2.054 2.200 3.063 3.668 4.250 4.625 5.200 296

Separadores de Gas – Diseño PoorBoy Cálculos:

- Área de flujo mínima requerida para una velocidad de descenso de 0.5 pies/seg:

A f  0,01872xQliquido

- Área perforada del tubo de succión (dip tube) debe ser cuatro veces Af:

Aperf  4xA f - Tubo de Cola (mud tube): El número de ranuras de 1/2” x 4” será:

N niple 

Aperf 2

- Número de ranuras de 1/4” x 4” para el tubo de succión (dip tube) será:

N dip _ tube  4xA flujo _ del _ asiento _ VF 297

Separadores de Gas – Diseño PoorBoy - Área de flujo mínima para el tubo de cola (mud tube):

A flujo _ minima _ mud _ tube  A f  AOD _ dip _ tube - Área de flujo real del tubo de cola (mud tube):

A flujo _ real  AID _ mud _ tube  AOD _ dip _ tube - El volumen del área quieta entre el diámetro externo del tubo de succión (dip tuve) y el diámetro interno del tubo de cola (mud tube) por dos veces el desplazamiento volumétrico de la bomba es:

Vs  2xApiston xS p - Longitud del área quieta:

Ls 

Vs A flujo _ real 298

Separadores de Gas – Diseño PoorBoy

- La longitud total del tubo de succión (dip tube) debe incluir Ls, la longitud de la ranura, longitud de los coples y la longitud de las roscas. Por lo tanto, la longitud del tubo de succión (dip tube) debe ser:

Ldip _ tube

Ls  2 12

- Tomar en consideración que el diámetro externo del cople de la tubo de cola (mud tube) debe ser menor que el diámetro interno del casing.

299

Golpe de Bomba

El golpe de bomba en una bomba inserta se puede dar al finalizar la carrera descendente en el PMI (punto muerto inferior) impactando la unión del vástago de la bomba con la guía del vástago. Este impacto deteriora la vida de todo el sistema (bomba, anclajes de la misma, anclas de tubings, tubings, varillas y unidad de bombeo).

300

Golpe de Bomba

Guía de Vástago

301

Golpe de Bomba

302

Fluidos Viscosos: Filtro Tapado

303

304